若有足够的需求增长，竞争关系是否还存在

美国与英国的案例无疑都是需求已经饱和很多年，几乎无总量增长情况下的结果。但是如果我国年电力总量还保持5%左右甚至更高的增长，那么这种竞争是否会缓解乃至不存在？

答案无疑是否定的，因为负荷曲线以及可再生能源出力曲线的形状的关系。可再生能源进入系统，无疑带给系统很多结构性的变化，比如光伏多了，传统高峰负荷可能变成低谷，即使有电量需求的增长。这种结构性变化带给煤电的影响，是规模扩张所无法抵消的。

即使需求曲线形状不变化的保持高速增长，可再生能源的接入仍旧要持续的改变剩余需求曲线的形状，从而对其他机组形成替代，需求的增长需要新的机组以满足高峰负荷（这往往应该是天然气机组的角色），而煤电的利用率会持续下降。因此，可再生能源对煤电的替代，从零开始就是“存量”的结构性替代，这一关系并不会因需求增长就不存在，更不存在可再生能源进入系统，是先增量、后存量一说。

中国式“打捆”外送——互补关系

尽管需求永远不是一条直线，但是在目前大量“点对点”、“点对网”送电中，把不同波动特性的电源捆绑成一条直线外送成为了基本选择。所谓的“100%的风电，还是配上50%、乃至95%的煤电”。这种情况下，可再生能源与煤电高度互补，称为配套电源。越来越多的可再生能源产生了越来越多的煤电需求，从而产生对越来越大的电网传输容量（与尖峰外送匹配）的需求。这俨然已经成为一种正向反馈，互相加强的“庞氏骗局”。

这一格局中最大的输家，无疑是东部地区的受电省份，放着自己已经建成的低成本与零成本机组不利用，却去利用存在明显输电成本的外来电，有时还要承受“不接受清洁外来电”的道德指责。

将这种“新增电源——长距离外送——僵直消化”方式彻底扫进历史的垃圾堆，已经成为2020年前，以及十四五规划中无可回避的基本任务。

煤电提供辅助服务，二者便不是竞争关系？

可再生能源属于不可控电源，因此在提供系统辅助服务（比如向上调峰）上必然受到限制。系统要保持平衡，调度体系必须具有可控电源的部分资源以平衡系统的偏差。这是竞争性市场的基本范式。但是，即使提供服务，这种服务的价值也是有限而不是无限的，不需要在道义层面上“评劳模”。

当然，在我国调度仍旧是整个体系的指挥官，整个的系统平衡范式仍旧是低分辨率、高度自由量裁的。各个机组更像是调度的儿子或者战士，而不是彼此平等的市场参与者。所谓参与者的“平衡责任”，也因为权利全部上交没有了相应的义务（发多少电在小的时间尺度都不需要机组做主）。这方面的本质性改变，特别是对应于系统成本最小化的，有足够时间分辨率的经济调度原则的采用，成为下一步电力体制改革的重中之重。

煤电内部是互补还是替代？

9月底，国务院发文正式废除了存在15年，早已经不反应煤电发电成本的分省标杆电价体系，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。新的电价由发电企业、售电公司、电力用户等通过协商或竞价确定。

协商与竞价如何开展，如何获得市场份额，变成了各个市场主体发挥主观能动性的事情，无疑也将强化煤电内部的竞争关系。与此同时，这也面临着信息不对称与市场流动性的问题，并不是说打破了旧的新的就可以自动建立起来。这有赖于政府的牵线搭桥，以及市场主体数量与能力的大幅提升。

事实上，煤电企业并非铜板一块。有些市场开发的好，份额更大了，即使价格下降了，利润可能更大；有些效率低的，发一度亏一度的，本来就没啥发电量，也不会受影响，属于僵尸企业；新的机组，如果没有大的市场份额，面临大的还贷压力，可能有资金断裂的风险，这是经济意义上定义的“落后产能”；而有些小机组，虽然效率低一些，但是靠近用户，节省输电费用，还能赚到足够的利润。煤电内部是高度非均一的，情况各有不同。