不能把煤炭行业当成一个人，做“拟人化”理解，具有“人格化”的脾气，这个很难有任何含义。煤电过去是主体，现在也是主体，未来取决于环境、经济与安全约束，“拟人化”的摆老资格从逻辑上无法证明未来保持主体地位。

　　与此同时，近期能源主管部门发布了《关于下达2019年煤电行业淘汰落后产能目标任务的通知》，要求各地确定“关停”名单，30万千瓦以上的都有可能被认定为“燃煤小热电”。这仍旧是一种“不上谈判桌，就上饭桌上的菜单”的安排。小机组并不是落后产能，期待看到主要的市场主体争取上谈判桌，而不是饭桌。

　　在竞争性市场中，储能越来越多的加入进来，以价格套利、提供辅助服务、缓解电网阻塞等方式帮助改善系统的性能，转移负荷，提高系统的安全程度。无论如何，所谓“平滑机组出力”均不是其目的，这（应该）是一个互联电力系统的基本功能。

　　现实中，往往存在其他众多的更合适、更便宜的选择。在这样的系统中，如果可再生能源比重不大，储能往往是低谷充电（往往是煤电边际机组的时候），而在高峰放电（天然气是边际机组的时候），这相当于用煤电去替代天然气发电，从而储能的加入在大部分情况下都将增加系统的排放。

　　至于总的系统成本，增加与减少的情况都存在。如果可再生能源比重非常大，那么其作为边际机组的情况会变得更加频繁，储能的减排性将得到更好的确认。

　　相比没有储能的情况，可再生能源与煤电的替代在可再生能源份额低的情况下有所缓和，储能抵消了部分可再生能源对传统能源的替代；但是可再生能源份额高了，储能的加入会进一步减弱煤电的份额，将煤电推出开机组合。

　　在国内，情况可能完全不同。截至2018年6月底，全国投运电化学储能项目累计装机533MW，用户侧占50%，发电侧与电网领域占35%与15%。这其中，70%是锂离子电池。这些储能的目的完全不是缓解电网阻塞等，而是平衡一些机组的出力。这本来应该是一个互联电网最基本的功能。

　　笔者在2016年曾提到，储能应用需要避免一种错误的组合——缺乏波动性定价的市场、对储能放电单独补贴、补贴通过消费者消化、何时放电由调度决定。而这句话对于我国改革中的电力系统仍旧有效。

　　在目前的调度体系下，储能跟普通发电电源并无区别。所谓系统级储能的上马则是“泡沫”。只有发电，才能回收固定资本，缺乏商业模式。这种情况下，储能越大，可再生能源与煤电的竞争程度会不变或者更加激烈，因为他们都是“发电”目的，并且存在电到电转化的效率损失。

　　从满足消费者电力需求的角度，可再生能源与煤电二者应该是充分替代与竞争的。这一规范性表达要成为现实，系于市场机制，特别是更短、更快市场的建设与发挥作用。

　　可再生能源接入引发的系统平衡灵活性增加的需求，也不是新增煤电的角色，而是新增天然气与已建成煤电（特别是小机组）发挥作用的空间。这也不是煤电的功劳，而是可再生能源应得的市场份额。可再生能源优先调度，是系统成本最小化的要求。

　　即使传统的煤电发挥这种角色与作用，也不意味着与可再生能源的协调或者互补。这种作用的收益——整个系统的平衡、安全，是消费者的福利。可再生能源如果从破坏这种平衡获得了足够的“惩罚”，比如支付不平衡罚金（双边市场中承诺出力与实际出力的差别），那么也并不需要额外的进一步惩罚。这是法律上“刑罚对应、刑罚适当”的基本含义。

　　在新的十四五规划中，需要明确的区分经济还是政治问题，取消各种不具有时间空间稳定性的抽象“定位”。煤电内部需要充分竞争起来。煤电整体亏损、煤电历史贡献大能够说明的只是过去与现状，而不是未来。这方面，对煤电行业的整体性“拟人化”理解，往往是缺乏任何含义的。煤电承担辅助服务对可再生能源业毫无财务结算等方面的含义。

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