结合中国电力系统现状，记者专访了中国工程院院士杜祥琬，探讨如何统筹优化我国新型电力系统的绿色发展。
记者：不久前全国多地出现“拉闸限电”问题，社会各界密切关注煤价高企导致煤电出力减少的现象，我们是否应该重新审视煤电的角色定位？
杜祥琬：首先需要关注整个能源转型阶段的煤电角色和作用的变化。这个转型过程是逐步推进的，是必然的历史阶段。目前我国电力系统还是一个以煤电为主体、主力的结构，需要逐步增加可再生或者非化石能源的电力比重，同时稳步、逐步减少化石能源的电力。在这个阶段，煤电的历史角色还是非常重要的。具体来说，第一，它要继续作为发电出力的主力保障好国家的电力和能源安全。第二，为了支持非化石能源逐步上马，有一部分的煤电厂要做灵活性的调节，煤电需要起好调峰的作用。这可以说是煤电的一个全新的历史使命——既有供电价值，又有调峰价值。但总的来说，在国家的战略方针层面，煤电的定位还是很清楚的，就是要清洁、高效利用煤电。另外有一些属于不清洁、不高效的，比如说散烧煤，则应该被替代，这是清洁高效利用煤炭非常重要的一个方面。
至于拉闸限电，我觉得不应该有这个情况的出现，因为我国的发电能力是不弱的，煤电近几年平均利用小时数只有4000多小时/年。现在的问题不是有效发电装机容量不够，而是煤价太高，发电越发越亏。但这不是一个科学技术问题，纯粹是一个体制机制问题，是可以被解决的。煤、电应该是一家，煤和电才构成了煤电，所以体制机制问题要解决好，不应该打架，而是共同保障国家的能源安全和电力安全。
记者：您觉得未来新建煤电的必要性主要体现在哪些方面？
杜祥琬：国家几次中央会议对煤炭未来的规划给出了比较明确的说法，一是“十四五”期间严控煤电，二是“十五五”开始有一定的存量替代。从严控到存量替代，可以理解为我们国家最晚到“十四五”末煤电应该达到峰值，这实际上对煤炭的利用提出要求。首先要解决煤炭问题，然后才是石油的问题，这样才能保证国家在2030年前实现碳达峰。所以煤电问题应该跟国家的战略目标保持一致。
记者：各省在电力低碳转型上的表现不一，比如南方电网管辖下的五个省区，非化石能源的装机和电量占比额连续五年都超过了50%，光伏和风电几乎实现了全额消纳。如何在不断提升新能源接入比例的同时，保障区域电力安全的红线？先进省份的能源生产中，有哪些值得其他省份参考借鉴的地方？
杜祥琬：这个问题很好。中国地大物博，各个地方的情况有所差异是很正常的，所以转型速度的快慢、新能源和传统能源比例的变化都会存在差异。但总体来说，这个趋势应该是从目前的以化石能源为主，特别是煤炭为主体的电力系统，逐步稳步地向以非化石能源为主体转变，这是一个总体趋势。
南方地区和北方一些省份存在差异我认为主要有两个原因。一是各个地方的资源情况不大一样，有些地方非化石能源资源禀赋、或者基础条件比较优越；有些地方煤炭的比例本来就比较高，转型起来就要费点劲。另一个原因是不同地区的政策导向也存在差异。但是总体来说，是在稳步转变的大趋势下的。在这个转型阶段，化石能源和非化石能源的协调互补是十分关键的。各区域的能源比例可以有差异，但是总体要协调互补。
在保障国家能源电力安全的大前提下，我们要稳步做好能源的绿色低碳转型，坚持这个大的政策方向。许多煤炭基地都在北方，从历史发展角度来说，这些地区的煤炭发展对国家的历史贡献很大，但在目前这个绿色低碳转型的窗口，这些地区的任务很重，压力也很大。
例如山西、内蒙古、宁夏、陕西这个所谓的能源金三角地区，地方政府也在规划如何结合自己本地的情况，在处理好化石能源跟非化石能源协调互补的同时，促进非化石能源比例的逐步增加。不过这些能源金三角地区也有一个优势，就是除了丰富的煤炭资源，太阳能和风能资源也很丰富。只不过以前，国家没有太往这个方向进行战略引导。现在战略方向明确了，我们要逐渐地增加非化石能源，充分地调动这些资源。以内蒙古为例，它既有丰富的煤碳资源，也有丰富的太阳能、风能等可再生能源资源。但是，过去在发展意识以及政府投资政策上，并没有往这上面引导，如今往这个方向上引导了，它的能源转型也就有路可走了。尽管在道路的走法上要克服多一些困难，这跟南方地区存在差异，但是也要往这方向走。
在目前各种能源协调互补的阶段，各地方也要开始设计“双碳”目标的具体实现路径。如何在2030年前实现碳达峰和未来进一步的碳中和，如何向低碳绿色转型，向美丽中国转型，是各个地区目前都需要思考的。尽管各个地方存在差异，但是总体方向上是很清晰的。
记者：我们也希望为中国的低碳转型提供好的解决方案。您觉得非化石能源和化石能源的协调发展，目前面临的比较大的问题，或者说接下来的关键发力点在哪？我们应该发展哪些配套系统，来支撑可再生能源发展和各能源的多元协调发展？
杜祥琬：这其实就是多能互补的概念，我们国家对于新能源给出的政策导向，就是鼓励新能源企业自己发展或者购买调峰能力 。最近也有相关文件的出台，企业自身也要考虑这个问题。在煤炭方面，煤电需要考虑自己的新贡献，发挥好双重价值——发电的价值和调峰价值，既要做好出力，又要做好调峰，两方向相向而行。这其中会有一些矛盾存在，所以需要政策引导好，让他们相向而行，为了国家整体能源战略目标。
在经历了“十三五”后半段的装机规模快速增长之后，中国煤电发展的重心正在向控制装机规模扩增、挖掘存量机组的容量价值转变。记者发布的《2021年上半年中国煤电项目最新进展研究》发现，2021年上半年通过各省级发改委核准的燃煤发电机组装机容量共计5.2吉瓦，比去年同期减少78.8%。可以看出，目前我国对于新增煤电项目的审批整体趋于收紧 。在能源低碳转型的目标下，电网负荷的“新常态”意味着尖峰负荷不能再单纯依靠电源建设来满足，而应从综合资源规划的角度着手，优化当前的电力供应结构。
9月以来，波及全国20省的停限电事件暴露了我国当前以煤电为主体的电力系统存在的诸多问题——在“源”端煤炭燃料短缺或价格过高的情况下，其他的“源-网-荷-储”方案未能发挥作用，包括现行电力市场交易和电价机制的不健全、区域间电网互济和需求侧响应机制的不完善、电力系统灵活性欠缺、储能技术亟待发展等问题。这不仅要求在电力规划层面需要重新审视传统的满足100%最大负荷供应平衡的规划思路，各类电源也需要重新明确定位、实现功能互补。同时，在系统规划层面协调优化各类型灵活性资源，在保证新型电力系统电力供应安全的大前提下，以电力部门的深度脱碳作为重要抓手推动“双碳”目标的尽快实现。
