我国典型5省煤电发展现状与转型优化潜力研究

截至2021年底，我国煤电总装机达11.1亿kW，约占电力总装机比重的46.7%；煤电全年发电量超过5万亿kW·h，约占总发电量的60.1%[1]。“十三五”以来，虽然我国电力行业清洁转型进程加速，但煤电仍是我国的主体电源，在不断提升清洁高效发展水平的同时，还要发挥兜底保障作用，因此我国部分省份计划在“十四五”时期新建一批煤电机组，以发挥电力保供和支撑可再生能源消纳的关键作用。

地方省份作为电力系统中长期规划和运行控制的主体，若不能良好地处理煤电转型优化和兜底保供之间的关系，仍采取依靠煤电来满足系统保供和调峰需求的发展模式，将对国家提出的“严控煤电项目”“构建新型电力系统”“加快建设新型能源体系”等目标造成不利影响，甚至有可能延缓我国实现“双碳”目标的进程。目前国内外针对我国煤电产业发展的研究仍偏于国家宏观层面，包括未来我国煤电装机预测和优化退出路径[2-3]、煤电的经济性和成本分析[4]、煤电的资产搁浅风险评估[5-6]等，对省级层面的煤电发展现状、展望及转型退出路径方面的研究相对较少。由于各个省电力行业发展现状、清洁能源禀赋条件、经济发展水平、地理位置等各不相同，从国家层面考虑的煤电转型优化路径较难适用于所有地方省份。

笔者及其团队通过大量调研和分析，从5个省级层面开展煤电转型优化发展研究，为推动煤电角色转变、升级改造、有序退出以及电力行业安全高效、清洁低碳发展提供参考和借鉴。

1 5省煤电转型优化发展背景和意义

1.1 山东省

位于华东地区的山东省是全国煤电装机第一大省，同时又是电力输入大省和可再生能源装机大省，冬夏“双高峰”保供压力较大，自备电厂和小微电厂较多，未来装机结构具有较大的优化潜力。积极推动山东煤电的转型优化发展，不仅能在近期和中期加快推动落后煤电退出、转变煤电的角色定位、支持山东省可再生能源的高速发展，还能在中远期助力山东省尽快完成“3个1/3”的电力发展目标，即未来山东省的电力供给由目前的以省内煤电为主改为1/3来源于“外电入鲁”、1/3来源于本省煤电、1/3来源于本省清洁电力。

1.2 山西省

位于华北地区的山西省同样是全国煤电装机大省，同时也是传统的电力输出大省，在全国电力保供中发挥关键作用。由于山西省本地用电需求增长疲软，电力供给能力存在较大的冗余，煤电产能可能出现过剩风险，同时伴随山西省可再生能源大规模并网，其出现的波动性、不稳定性也会对电力系统的安全稳定运行造成冲击。因此未来加速山西省煤电转型优化发展，对优化煤电产能结构、提升清洁电力外送水平、成为华北地区电力调峰基地以及加快建设国家能源革命排头兵具有极大的推动作用。

1.3 福建省

位于华东地区的福建省现阶段电力行业发展情况与全国相似，主要表现为可用资源种类齐全，发电装机结构与全国相近，用电需求增长水平也与全国几乎持平。福建省近年来电力需求增长渐显疲态，未来随着核电、海上风电的进一步高速发展，电力输出省的角色定位将愈加明显。由于福建省电力行业发展情况与全国相似，具有一定代表性，积极开展煤电的转型优化不仅将提升电力系统灵活性，避免煤电装机过剩的不利局面，还将作为典型省级样板；其煤电的高质量转型策略与路径还可为全国构建安全、绿色、集约、高效的低碳清洁电力生产消费体系提供重要借鉴。

1.4 湖南省

位于华中地区的湖南省是水电资源丰富、可再生能源装机占比超过50%、负荷峰谷差排名全国第一、电力电量紧平衡的省份，未来是我国新增煤电的主要地区之一。在湖南省积极开展煤电转型优化工作将提升电力系统灵活调节能力，推进可再生能源大规模、高比例、市场化、高质量发展，可率先在全国打造高可再生能源利用比例的电力系统，在充分发挥煤电兜底保供作用的同时，进一步加快煤电清洁转型。

1.5 海南省

位于华南地区的海南煤电装机较小，在加快建设清洁能源岛的背景下，地方政府已明确提出禁止新增燃煤发电项目。目前海南省煤电机组的调节能力较弱，且需求侧负荷峰谷差不断提高，电力安全供应难度增大。因此，加速海南省煤电的优化转型能在近期释放煤电机组的调节能力，为电力系统安全稳定运行做出贡献，在中期能加速煤电的淘汰力度，推动海南省率先成为我国实现煤电完全退出和实现“双碳”目标的省份。

2 5省煤电发展情况对比分析

2.1 装机容量和装机结构

截至2021年底，以5个省份煤电机组装机容量由大到小排列依次为山东、山西、福建、湖南和海南省，容量最大的是山东省，为10 636万kW；最少的是海南省，为320万kW。从煤电机组容量等级占比上看，60万千瓦级和百万千瓦级机组容量占比最高的是福建省，为76.02%；最低为海南省，无60万千瓦级和百万千瓦级机组；30万千瓦级机组容量占比最高的是海南省，为83.13%，最低的是福建省，为20.16%；30万千瓦级以下的机组容量占比最高的是山东省，为18.84%。2021年典型5省煤电装机容量如图1所示。

2.2 服役年龄

5省机组平均服役年限从长到短排列依次为湖南、海南、山东、福建和山西省。截至2021年底，平均服役年限最长的为湖南省14.3 a，最短的为山西省10.76 a，海南、山东和福建省分别为13.17、12.95和12.31 a。5个省份当中百万千瓦级机组的平均服役年限为3.76 a，60万千瓦级机组平均服役年限为10.73 a，30万千瓦级机组平均服役年限为12.04 a，30万千瓦级以下机组平均服役年限为14.14 a。截至2021年底，典型5省煤电机组运行时间情况如图2所示。

2.3 煤电机组供电煤耗与利用小时数

从煤电机组供电煤耗来看，2021年山西、福建和湖南这3个省的煤电机组平均供电煤耗分别为316.5、304.0、303.8 g/(kW·h)，落后于全国301.5 g/(kW·h)的平均水平；山东和海南这2个省的煤电机组平均供电煤耗分别为289.4、289.0 g/(kW·h)，领先于全国平均水平[1]。2016-2021年典型5省煤电平均供电煤耗如图3所示。

从机组利用率来看，2021年全国煤电机组的平均利用小时数为4 444 h，平均利用率为51%，福建、山东和海南这3个省的煤电平均利用小时数高于全国平均水平，分别为4 877 h、4 553 h和4 510 h。湖南省和山西省的煤电平均利用小时数低于全国平均水平，分别为4 391 h和4 364 h[1]。2016-2021年典型5省煤电平均利用小时数如图4所示。

3 5省电力规划情景分析

3.1 电力规划方法简介

用电量平衡和用电负荷平衡是电力系统运行的基础。参照电力系统实际运行方式，笔者建立了电力电量平衡模型，对5个典型省份未来的电力规划进行分析。模型需要满足电力和电量平衡2个约束条件，电量平衡见式(1)：

式中：Pi ——省内各类电源的装机容量，万kW；

Si ——各类电源的利用小时数，h；

Win ——外来电输入量，亿kW·h；

Wout ——省内电力输出量，亿kW·h；

W——典型省份用电需求，亿kW·h。

电力平衡见式(2)：

式中：αi——省内各类电源的容量系数；

Pin——外来电等效容量，万kW；

Pout ——省内电源输出容量，万kW；

Pm ——典型省份最大用电负荷，万kW。

3.2 5省电力需求预测

电力需求预测是以往年的电力供需数据为基础，并结合国民经济和社会发展的趋势，对预测期内的电力需求和负荷增长情况进行测算的工作。电力需求预测的方法主要包括人均用电量法、消费弹性系数法、回归分析法、趋势外推法、重点行业用电比重法、产值单耗法等。

人均用电量可在一定程度上反映一个国家或地区的经济发展和人民生活水平，从全世界范围来看人均用电量大致可分为4个档次：第1档年人均用电量大于10 000 kW·h，主要是北美、北欧等少数发达国家；第2档是5 000～10 000 kW·h，大部分发达国家均在此列；第3档是2 000～5 000 kW·h，新兴市场国家大多属于这一范畴；第4档小于2 000 kW·h，主要是一些欠发达国家。2021年，我国人均用电量为5 899 kW·h，接近中等发达国家水平。当前我国经济仍处于中高速增长阶段，随着城镇化率、电气化率和人民生活水平的不断提高，我国人均用电量还有很大的增长空间。

针对人均用电量，笔者主要结合5省经济发展预期(人均GDP)，并参考欧美发达国家的人均用电及达峰水平与人均GDP之间的相关关系，进行了趋势外推预测；针对人口总量，笔者主要依据联合国对我国总人口的中长期预测，结合各省在全国总人口中占比和近些年的变化情况，对5省的人口总数进行了预测，在此基础上对典型5省社会用电量及最大用电负荷进行预测，见表1。

3.3 电力规划情景结果

按照我国对“双碳”目标的总体部署，笔者优先以各省发布的能源电力规划为依据[7-14]，主要包括煤电控制目标和可再生能源发展目标等，其次以各省非煤资源发展潜力和尽可能低碳发展为前提(煤电为其他资源最大化利用后的补充项)，对各省的电力发展进行了分析预测，其中山东、湖南和海南省是电力输入省份，山西和福建省是电力输出省份，2021-2035年典型5省电力规划情景对比见表2。

3.4 5省煤电合理规模分析

笔者在进行电力情景规划时，煤电合理规模见式(3)和式(4)：

式中：Pcoal——煤电的装机规模，万kW；

KH——合理装机备用率，%；

Pnon-coal——除煤电外其他电源的装机容量，万kW；

αnon-coal ——除煤电外其他电源的容量系数；

Wcoal——煤电的发电量，亿kW·h；

Snon-coal——除煤电外其他电源的利用小时数，h。

合理的煤电装机容量是指在满足电量平衡、电力平衡，并优先考虑其他电源的前提下，使电力系统保持在合理备用率时所对应的煤电装机容量。笔者在参考国家能源局公布的各省(区、市)电力系统合理备用率的基础上[15]，将典型5省的合理备用率设定在13%。

在煤电利用小时数方面，“十四五”时期由于电力需求增速仍较快，各省煤电的利用小时数保持稳定；预计“十五五”时期及之后，随着电力需求放缓和清洁能源的进一步规模化发展，5省的煤电利用小时数总体都将呈下降趋势。山东和福建省由于各种清洁能源丰富，煤电的利用小时数下降较快，主要起到支撑可再生能源消纳和满足高峰负荷的作用，山西和湖南省由于分别要承担国家重要的电力外送基地的角色与面对本省电力电量供应偏紧的局面，煤电利用小时呈缓慢下降趋势，海南省煤电利用小时在“十四五”时期保持稳定，“十五五”时期及之后，煤电将实现完全退出，2021-2035年典型5省煤电利用小时数见表3。

2022-2035年典型5省煤电合理规模见表4。由表4可以看出，山东省的合理煤电装机规模在“十四五”时期有小幅下降，到2025-2030年保持在1亿kW左右，2030年后有较大的快速压减空间；山西省由于要建设大规模外送电基地以及配合风电光伏并网需求，“十四五”时期仍需增加一定数量的煤电，“十五五”时期开始将逐步下降；福建省近期煤电合理规模维持相对稳定，“十四五”时期有少量增加，“十五五”时期后以核电为主的稳定电源将持续增长，合理煤电装机规模将逐步下降；湖南省近年来限电问题频发，由于冬季水电、风电等机组出力不足，电力供应紧张，未来随着用电负荷较快增长仍需要新建一批煤电机组进行保供，因此“十四五”时期煤电合理规模仍将增长，“十五五”时期将保持稳定，“十六五”时期将开始下降；海南省在清洁能源岛和禁止新建煤电项目多重目标约束下，煤电将在“十四五”时期逐步退出。

3.5 5省电力行业碳排放达峰分析

根据各省规划的煤电、天然气发电量结果，并结合预测煤电、天然气发电排放系数的变化情况，可以计算出典型5省电力行业碳排放量及变化趋势如图5所示。

由图5可以看出，随着清洁电量替代的加速和煤电机组的不断退出，山东省电力行业二氧化碳排放量将逐年下降，“十六五”时期脱碳速度将加快；山西省电力行业二氧化碳排放量先升后降，“十四五”末期将达到峰值，随后缓慢下降；福建省由于还要新上一部分煤电机组，因此在“十四五”时期电力行业的二氧化碳排放量还将逐年上升，2025年前后达峰，随后将逐步下降；湖南省由于要新增一批煤电机组缓解电力供应紧张形势，且天然气发电也在逐年增加，因此虽然电力行业二氧化碳排放量也在“十四五”末期达峰，但峰值平台期较长，“十六五”后期将加速下降；海南省电力行业二氧化碳排放量已经达峰，随着煤电机组快速退出、气电机组基本维持稳定，“十五五”时期及以后电力行业碳排放量将维持在较低的水平。

4 5省煤电行业转型优化路径分析

4.1 煤电潜在转型路径分析

(1)合理新增高效煤电。统筹煤电发展和保供调峰，严格控制煤电装机规模，根据发展需要合理建设先进煤电。从满足区域电力供应和碳约束出发，合理把控煤电新增规模，根据计划/核准机组的建设进度有序推进建成更高效、更清洁、更灵活的新一代先进煤电机组，并评估新增机组的使用潜力和利用效率。

(2)服役期满的机组直接关停或延寿。根据国家能源局制定的煤电机组寿命评估技术导则，煤电机组的寿命一般为30 a。已达服役年限的机组由于建厂时间早、机组服役时间过长、设备严重老化、能源消耗高、发电能力不足且生产安全性差，已不堪继续负重运行，按照现行的煤电机组运营标准，对已经达到设定服役年限的机组选择正常的关停。直接关停对电厂造成的影响最大，因此应该选择煤耗水平高、机组容量小、运行年限超过折旧年限、人员安置容易、有备用热源的煤电机组。对于煤耗水平低、机组灵活性条件好、无备用热源的30万千瓦级及以上煤电机组，可以按照相关程序继续延寿使用。

(3)淘汰落后煤电机组。国家对煤电落后产能的标准每年不完全一样，但是每年淘汰的标准都是依据环保标准与水耗是否达标、供电煤耗高低、是否热电联产等方面确定。自2017年以来，我国政府采取了一系列政策使小型和落后的煤电机组退役，考虑的主要因素包括建成后的服役年限、煤电机组容量大小、能源效率、技术类型、是否为热电联产机组、是否自备电厂机组等。

(4)土地价值高的煤电进行政府赎买。政府赎买方式选择的关键是政府能够承担足以弥补电厂拆除经济损失的补偿金，从目前各地市的财政状况来看，很难仅依靠财政来直接进行补偿。最大的可能性就是电厂的土地及地面资产附着物在政府手中能够变现，变现的收入足以弥补电厂的损失。濒临退役的煤电厂设备对政府的利用价值很小，电厂最大的价值就是土地，因此采用该种方式的关键指标是电厂在城市中心区域、本身土地价值较高，或者在距离城市较近、土地有较大增值空间的电厂。同时，考虑到燃煤自备电厂存在的问题和面临环境的复杂性、多样性，对于执行统一的环保、能耗、淘汰关停等强制性要求后符合条件的自备电厂，也可以通过政府赎买的方式购入进行统一管理。

(5)等量或减量替代减少碳排放。主要是对节能改造成本过高的高排放机组采取等量或减量替代，具体举措包括“上大压小”“上新压旧”、耦合生物质发电和新能源指标置换。对在当地具有不可取消性的煤电机组进行“上大压小”和“上新压旧”，用1个或2个容量大、水平高的机组来代替多个高排放低能效的中小机组来进行电能和热能替代。除了“上大压小”和“上新压旧”外，生物质燃煤耦合发电也是实现煤电减量化的有效方法。在传统燃煤发电项目中采用农林剩余物作为燃料替代部分燃煤的发电方式中，为实现煤电减量化目标，发展生物质耦合发电必须遵循容量等量替代和电量等量替代原则，切实减少煤电，推进电力转型升级。除此之外，还有新能源指标置换方式，即给予煤电厂相应数量的新能源开发指标置换原有煤电厂的容量指标，在关停煤电机组、实现煤电产能减少的同时，充分利用原有煤电厂的人员、设备优势、存量优势，提高人员、资源利用效率。

(6)加快煤电“三改联动”进程。加快现役机组节能改造、灵活性改造和供热改造。节能改造主要是对供电煤耗较大的机组加快创造条件，实施节能降耗，包括开展汽轮机通流改造、开展锅炉和汽轮机冷端余热深度利用改造、开展煤电机组能量梯级利用改造和探索高温亚临界综合升级改造；灵活性改造包括运行灵活性改造和燃料灵活性改造，运行灵活性主要是指深度调峰能力、快速爬坡能力和快速启停能力，其中深度调峰能力是指煤电机组具有较广的负荷变动范围，对于热电机组是实现热电解耦，减少高峰热负荷时机组出力，燃料灵活性是指使用适应力强的煤种，掺烧生物质例如秸秆、木屑等；供热改造是鼓励现有燃煤发电机组替代供热，积极关停采暖和工业供汽小锅炉，对具备条件的纯凝机组开展供热改造。对于供热周期较长、供热机组占比较大的省份，为保证冬季的供暖需求，单纯地退出煤电机组较为困难。为满足供电和供热需求，通常用大容量背压机组来替代中小容量的抽凝或背压机组，或对纯凝式机组进行背压式改造，优先对城区或工业园区周边具备改造条件且运行时间不超过15 a的现役纯凝煤电机组进行热电联产改造。

(7)部分过剩煤电选择储备封存。储备封存是对部分过剩的煤电资源进行封存，待需要时(夏季或者冬季高峰负荷期)再启封备用的方式。采用该种方式的原因是部分机组达不到经济运营负荷要求，正常运营造成低效浪费；但是机组仍在经济利用寿命期限内，直接淘汰造成经济浪费的机组。采用该种方式处理的机组容量不能太小，因为小机组起不到调峰备用功能；机组的寿命不能太短，因为折旧期限内的机组面临较大的偿债压力，长期封存会造成较大财务风险。因此，储备封存方式可作为重要的煤电优化方式，2030年前的最佳选择是运营期限超过15 a的30万千瓦级及以上机组，2030年后的最佳选择是运营期限超过15 a的60万千瓦级及以上机组。

4.2 5省煤电转型优化的标准选择和目标分解

2022-2025年5省煤电转型优化路径见表5。

首先，根据机组信息，对截至2021年运行超过25 a的30万kW以下煤电机组进行正常退役，对运行超过25 a的30万kW及以上煤电机组进行延寿封存；其次，对运行15～25 a的省会地区30万kW以下的煤电机组进行政府赎买，对运行15～25 a的其他地区30万kW以下的煤电供热机组进行新增等量替代，对运行15～25 a的其他地区30万kW以下的纯凝煤电机组进行第1次落后淘汰；随后，应按照前文电力规划结果，按需对运行5～15 a 的30万kW以下的煤电机组进行第2次落后淘汰和新增高效煤电机组；最后，对运行15～25 a 的30万kW及以上供电煤耗小于省份平均值的纯凝煤电机组和热电联产煤电机组进行灵活性改造，对运行15～25 a的30万kW及以上供电煤耗大于省份平均值的煤电机组进行节能改造，对运行5～15 a的30万kW及以上供电煤耗小于省份平均值的纯凝煤电机组的30%进行供热改造和灵活性改造。

2026-2030年5省煤电转型优化路径见表6。

首先，根据机组信息，对截至2021年运行20～25 a 的30万kW以下煤电机组进行正常退役(数值为0，是因为在2022-2025年间已经被提前淘汰)，对运行20～25 a的30万kW及以上煤电机组进行延寿封存；其次，对运行5～15 a的省会地区30万kW以下的煤电机组进行政府赎买，对运行5～15 a的其他地区30万kW以下的煤电供热机组进行新增等量替代，对运行5～15 a的其他地区30万kW以下的纯凝煤电机组进行第1次落后淘汰；随后，应按照前文电力规划结果，按需对运行0～5 a的30万kW以下的煤电机组进行第2次落后淘汰和新增高效煤电机组；最后，对运行5～15 a的30万kW及以上供电煤耗小于省份平均值的纯凝煤电机组进行灵活性改造，对运行5～15 a的30万kW及以上的热电联产煤电机组进行灵活性改造，对运行5～15 a的30万kW及以上供电煤耗大于省份平均值的煤电机组进行节能改造，对运行0～5 a的30万kW及以上供电煤耗小于省份平均值的纯凝煤电机组的30%进行热电联产和灵活性改造。

2031-2035年5省煤电转型优化路径见表7。

首先，根据机组信息，对截至2021年运行15～20 a 的30万kW以下煤电机组进行正常退役(数值为0，是因为在2022-2025年间已经被提前淘汰)，对运行15～20 a的60万kW及以上煤电机组进行延寿封存(提升延寿机组的容量标准为60万kW及以上)；其次，对运行0～5 a的省会地区30万kW以下的煤电机组和其他地区的煤电供热机组分别进行政府赎买和新增等量替代(数值为0，已经提前淘汰或者近5年省会地区没有新增30万kW以下的煤电)，对运行0～5 a的其他地区30万kW以下的纯凝煤电机组进行第1次落后淘汰(数值为0，是因为已经被提前淘汰)；随后，应按照上述电力规划结果，按需对剩余未改造的机组进行第2次落后淘汰和新增高效煤电；最后，对运行0～5 a 的30万kW及以上供电煤耗小于省份平均值的纯凝煤电机组进行灵活性改造，对运行0～5 a的30万kW及以上的热电联产煤电机组进行灵活性改造，对运行0～5 a的30万kW及以上供电煤耗大于省份平均值的煤电机组进行节能改造。

5 5省煤电行业转型优化发展的政策建议

5.1 山东省

山东省需要严格遵守煤电装机控制目标，优化存量资源，加速非化石能源发展以及谋划外电入鲁线路。为确保电力行业实现“碳达峰”的目标，山东省尤其要保持政策定力，确保不再净增加新的煤电规模，严格遵守将煤电装机控制在1亿kW的规划目标，新增用电、用热需求全部采用“上大压小”“上新压旧”“上高压低”的方式来实现等量或减量替代。另外，山东省非化石替代资源丰富，尤其是拥有漫长的海岸线，沿线具有多个核电厂址、大型LNG接收基地和风电光伏开发基地。充分挖掘各种非化石资源潜力，做到“能建尽建”是山东实现能源低碳发展和煤电转型优化的基础。同时，山东需要积极从内蒙古、山西、陕西等省份引入稳定的外来电力，提前与相应省份进行对接，避免未来出现与其他省份竞争以及“抢电”的局面。

5.2 山西省

山西省需要充分利用地理资源优势，协同推进电力保供、外送和清洁低碳发展。首先，山西省应合理研判保供需求，优化现有煤电产能。“十四五”期间山西省煤电应当以保供电为主，加大对存量煤电的超低排放改造以及灵活性改造力度，同时充分发挥山西省煤电优势，提升省内以及外送电力保障能力同时淘汰落后产能；“十五五”时期及之后推动煤电减量发展，并进一步发挥其灵活保供作用打造“华北地区调峰基地”。在煤电转型的同时，山西省应推进各类能源协同发展，特别是作为外送大省要探索煤电与新能源不同阶段的良性博弈。山西省作为能源革命排头兵应当引导新能源企业加快技术创新、商业模式创新，降低土地利用等非技术成本，实现风光发电平价上网。

5.3 福建省

福建省需要利用沿海清洁低碳资源优势探索能源利用新模式，加速煤电转型进程。福建省应着力构建煤、油、气、核和新能源资源等多轮驱动、协调发展的能源供应体系。特别是作为海上风电、核电等清洁能源资源大省，应因地制宜发展可再生能源，推动非化石能源消费占比的提升，从而加速煤电转型进程。福建省应加快海上风电装备产业升级，推进“光伏+”、微电网、风光储一体化、智慧能源等新能源应用新模式、新业态的发展。在保证供电充足性的前提下，替代煤电机组发电量。另一方面，福建省已初步具备外送能力，近几年有明显的扩大外送趋势，逐渐由电力调入省份变为电力输出省份。应探索福建与华东电网、南方电网的电力互济方式，提升新能源利用水平和能源安全保障水平将成为新的发展方向。

5.4 湖南省

湖南省需要进一步增强电力保供能力，大力发展清洁能源，扩大外电入湘的规模。为了保证能源供给，湖南省在“十四五”时期需要严格根据供需判断新增必要的高效煤电机组和加快灵活性改造进程，在保障电力充足供应的同时为可再生能源调峰调频起到支撑作用。湖南省还应大力实施可再生能源替代，坚持集中式与分布式并举，推动风电和光伏发电大规模、高比例、高质量、市场化发展。加快建设抽水蓄能电站和新型储能，积极推动水电深度挖潜和其他清洁能源发电。此外，湖南省还应扩大外电送入规模。推动祁韶直流工程尽早满功率运行，争取甘肃送端配套煤电尽快建成投运。积极推动雅江直流工程四川送端尽快具备800万kW满功率送电能力，确保按50%送电能力分电湖南。加快推进宁夏至湖南特高压直流输电工程。积极推进第3回特高压直流入湘前期工作。研究与广东电网通过背靠背直流方式加强联络，推动湖南电网由国网末端转为国网、南网互济运行的“桥头堡”。

5.5 海南省

海南省需要利用海岛优势，大力发展海上风电和分布式能源与微电网。海上风电和核电是海南省满足能源需求的重要依仗，在充分考虑生态、景观和国家安全等因素的基础上，应大力开发海上风电，稳步推进核电建设，推动煤电尽快退出。立足长远，找准气电定位，不过度依赖气电满足近中期用电需求，充分发挥存量气电优质调节的特性，提升电力系统灵活性。为应对海南省内电源分布不均衡和网架薄弱等问题，合理布局开发分布式能源，就近满足部分本地负荷。海南省还应推动成为全国微电网试点示范省份，形成微电网的新兴投资模式、商业模式和运维模式。微电网由分布式新能源、电动汽车、新型储能、小型气电等组成，其作为一个自平衡的单元，能够因地制宜地为楼宇、小区等民用用户以及工业用户进行电、热、气三联供和开展综合能源服务，并作为一个整体发挥需求响应作用参与地区的辅助服务市场，以提供调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务，全力支持大电网的稳定安全运行。

6 结语

在“双碳”目标的约束下，我国应平衡好煤电在安全保供和电力行业清洁低碳发展之间的相关关系，推动各地因地制宜的制定和落实煤电控制目标和优化路径，充分发挥煤电兜底保供、系统调节的价值，加快电力行业清洁低碳转型步伐，促进新型电力系统建设。

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[8]山东发布.山东绘就“十四五”电力发展蓝图，构建新型电力系统助力双碳目标实现[EB/OL].(2022-06-10)[2022-12-15].https：//mp.weixin.qq.com/s/llcvBf0vOijFMeczwjkpXA.

[9]北极星售电网.山西省可再生能源发展“十四五”规划：推动可再生能源发电在终端直接应用[EB/OL].(2022-10-14)[2022-12-16].https：//news.bjx.com.cn/html/20221014/1261001.shtml.

[10]福建省人民政府.关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的实施意见[EB/OL].(2022-08-21)[2022-12-16].http：//www.fj.gov.cn/zwgk/zxwj/szfwj/202208/t202208 21_ 5979133.htm.

[11]福建省人民政府.关于印发福建省“十四五”能源发展专项规划的通知[EB/OL].(2022-05-21)[2022-12-16].http：//www.fujian.gov.cn/zwgk/ghjh/ghxx/202206/t20220601_5923574.htm.

[12]湖南省人民政府.关于印发《湖南省碳达峰实施方案》的通知[EB/OL].(2022-10-28)[2022-12-17].https：//www.hunan.gov.cn/hnszf/xxgk/wjk/szfwj/202211/t20221107_29118520.html.

[13]湖南省发展和改革委员会.关于印发《湖南省“十四五”可再生能源发展规划》的通知[EB/OL].(2022-06-23)[ 2022-12-17].https：//hunan.gov.cn/hnszf/xxgk/wjk/szbm/szfzcbm_19689/sfzhggwyh_19690/gfxwj_19691/202206/t20220627_26526958.html.

[14]海南省人民政府.关于印发海南省碳达峰实施方案的通知[EB/OL].(2022-08-22)[2022-12-18].https：//www.hainan.gov.cn/hainan/szfwj/202208/911b7a2656f148c08e5c9079227103a 7.shtml.

[15]国家能源局.国家能源局关于发布2020年煤电规划建设风险预警的通知[EB/OL].(2017-04-20)[2023-02-02].http：//zfxxgk.nea.gov.cn/auto84/201705/t20170510_2785.htm.