“双碳”道路上的煤电挑战

长期以来，煤电一直是我国的主体性电源，也是碳排放的主要来源。2020年9月，国家主席习近平在七十五届联大一般性辩论上提出中国将在“2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和”的目标，随之而来，煤电的角色也必然将在推进该目标实现的进程中而改变。

（来源：能源新媒 文/秦旗 作者系能源与清洁空气研究中心中国分析师）

2024年8月，国家能源局局长章建华发文表示“在传统能源‘有序退’的基础上，推动风电光伏先立、早立、快立，实现安全可靠替代”，这也是国家能源局首次公开提到传统能源的“有序退”。

今年夏季中国电力结构显现出的变化似乎已经拉开了“有序退”的大幕。每年5-9月是迎峰度夏的关键时期，往年同期都是煤电出力和煤电发电量增长的重点时段，但今年煤电发电量占比在5-7月出现了连续三个月的负增长。与之相对的是，在整个5-9月期间新增清洁能源发电量满足了今年夏季的全部用电需求增长，第二季度二氧化碳排放量因此在疫情后首次出现季度性下降，第三季度二氧化碳排放量与去年同期持平。这样的变化与前几年的煤电建设热潮形成了鲜明对比。

新建煤电是否必要？

近年来，中国煤电政策经历了过山车式的变化。2021年4月，习近平主席在“领导人气候峰会”上发表讲话，首次明确中国将严控煤电项目，“十四五”时期严控煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少。2021年9月，习近平主席再次在联大承诺停止新建海外煤电厂。2022年2月，国家能源局表示将在“十四五”电力发展规划中进一步明确严控煤电项目，原则上不再新建单纯以发电为目的的煤电项目，按需安排一定规模保障电力供应安全的支撑性电源和促进新能源消纳的调节性电源。

然而，2021年—2022年的干旱导致西南水电乏力，地方拉闸限电的情况时有发生，地方政府和相关行业普遍认为煤电兜底保供的作用在此时凸显了出来。全球能源监测组织数据表明，2022年，中国核准了约106GW的煤电，相当于每周就批准了两个大型煤电厂。紧接着，2023年中国核准了约114GW煤电，有70GW煤电在2023年开工建设，占世界总量的95%。

2022年以来，得到核准的煤电项目定位多为保障尖峰用电的“支撑性煤电”和促进新能源消纳的“调节性煤电”，但问题在于新建这些煤电项目是否真的必要？

从全国范围来看，2024年中国夏季用电高峰的电力需求为1451GW。中国火电装机已达到1414GW，此外还有429GW水电，58GW核电，可调度发电能力总量达到1901GW，超过尖峰电力需求的30%以上。如果电网协调调度得力，可调度发电能力超过尖峰用电需求的15%就足以保障电力安全供应。在欧洲和美国，可调度电力超过尖峰用电需求的比例在10%～20%之间。

除此之外，截至2023年年底，中国已建、在建和核准待建的抽水蓄能达到了230GW，截至2024年上半年，已建成投运的新型储能容量达44GW。再加上已核准和正在建设中的煤电，三四年内中国的可调度发电能力将超过2300GW，而与此同时，假设电力需求年增长率为6%，尖峰电力需求届时约为1600-1700GW，可调度发电能力仍然远超过尖峰用电需求的15%。因此，如果能够得到有效调度，现有装机量完全能够保障国内尖峰用电的需求。

以2024年夏天为例，尽管从五月开始全国范围内陆续出现了极端高温天气，但并未出现类似此前多地限电限产的情况。主要原因是水电发电量反弹，以及2023年以来新增的风电和光伏装机发电量满足了夏季电力需求增长。从五月份开始，连续三个月火电发电量都出现了同比下降。此外，今年电力系统在迎峰度夏过程中采取了加强了省间互济、分时电价统筹考虑发电用电两侧，以及鼓励高耗能行业使用绿电等措施，有效保障了夏季高峰的用电安全，而新增煤电机组并未发挥作用。八月中下旬，有消息称四川再次出现了限电现象，但与2022年不同，今年由于水电充沛，四川省电力供应充足，官方给出的回复是“高温天气引起的用电负荷过大”，这凸显出四川本地高压电网建设的短板。因此，仅通过增加电力装机并无法满足尖峰保供的问题，通过增加电网和电力市场的灵活性可以更高效地保障各地用电需求，成本远低于新建上百GW的煤电以满足每年几十个小时的尖峰需求，而随着清洁能源的发展，煤电的产能过剩也将必然发生。

在中国西北地区的风光大基地，新建煤电的名义多为打捆新能源、平滑负荷曲线的“调节性电源”。内蒙古正在建设四个大型“沙戈荒”清洁能源基地，每个基地配备8GW光伏和4GW风电，并拟建4GW煤电厂作为配套电源。根据内蒙古8GW光伏和4GW风电项目的典型小时发电曲线，作为支撑电源的可调度燃煤电厂可能需要在中午关闭，并在下午晚些时候、傍晚和夜间快速启停并调节出力。然而，煤电的运行特性并不适合这种频繁启停的操作模式。经过灵活性改造的煤电机组年启停次数约在100次左右，而过于频繁的启停会对煤电核心设备造成严重的热应力和机械磨损，从而缩短机组寿命，增加维护成本，甚至影响机组安全性。考虑到日内波动是主要挑战（而非季节性波动），最适合的调节手段是储能系统和需求侧响应，而非燃煤电厂。此外，应从当地电网和外送省份的角度考虑如何应对清洁能源发电的间歇性问题，在清洁能源电力外送中更多地采用高压直流输电技术和电压源换流器技术，同时研究如何利用省内现有的输电线路充分对现有的煤电资源进行调度，是更为经济的解决方式。

2022年以来，地方政府核准的大多数煤电并不符合“支撑性”和“调节性”电源的定位。在核准煤电最多的几个省份，例如内蒙古、安徽等省（区），煤电已经是其发电主体电源，足以满足省内电量需求，以及调节省内已有的和计划中的可再生能源发电电源。地方政府近两年新核准的煤电项目里，仍有很大一部分是“单纯以发电为目的”的，并未深刻思考过其在经济社会绿色转型中的角色。

中期能源转型不及预期

2023年12月，国家发展改革委发布的《十四五规划实施的中期评估报告》显示，在“十四五”规划前半段，单位GDP能源消耗和单位GDP二氧化碳排放两项指标的进展落后于预期。十四五规划中，能耗强度和碳排放强度较2020年分别下降13.5%和18%均为约束性指标，凸显了政府的责任，具有极强的严肃性乃至问责性，不能随意调整。

自2020年以来，能耗强度年均降幅仅为0.6%，低于十二五期间的4%。在中期评估报告发布前，发改委就能耗强度目标落后约谈了八个相关直辖市和省份，其中重庆、广东、浙江、安徽、陕西在近几年新增火电装机占比中均位于前列。

根据国家统计局数据，2023年中国能源消费增长速度快于GDP增长速度，然而单位GDP能源消耗却降低了0.5%。这个数据看似矛盾，实则因为政府改变了对“能耗强度”的定义，能源消费总量的统计口径仅涵盖化石能源消费，不再包括可再生能源和核能。这一调整将鼓励地方政府对非化石能源的消费，意味着如果更多地使用可再生能源和核能，则更容易实现能耗强度的下降目标。但若此前核准的煤电全部投产并运行，则没有可能实现此前制定的能耗强度下降目标。

根据能源与清洁空气研究中心（CREA）的测算，2021—2023年，中国碳排放年均增长为3.8%，高于十二五期间的年均增长0.9%。要实现2025年的碳强度下降18%的目标，就必须在2024年和2025年达到年均7%的降幅。此外，中国在提交给联合国气候变化秘书处的《国家自主贡献目标》中指出，到2030年，碳排放强度比2005年下降65%以上。这就意味着如果中国年均GDP增长率为5%左右或者低于5%，从2023—2030年，能源部门的碳排放必须保持零增长。而煤电装机的高速增长，则对能源部门的减碳构成了巨大的挑战，危及2025和2030碳强度下降目标。

长期气候目标面临挑战

2022年电力行业碳排放量约为51亿吨，占全国碳排放总量的46%。作为国民经济和社会发展的重要基础产业，电力行业是中国碳排放的主要来源。根据中电联《中国电力行业年度发展报告》，2022年我国电力碳强度为541gCO2/kWh，同年全球平均水平为436gCO2/kWh。中国电力碳排放强度虽呈现逐年下降的趋势，但总体下降速度较为缓慢，与碳中和愿景仍存在较大的差距。从发电方式来看，国家能源局数据显示，2022年全国火电（主要是煤电）的碳排放强度约为832gCO2/kWh，远高于电力行业总体碳排放强度。

目前中国各阶段煤电机组数量庞大，在运机组约为1170GW，从长期来看，煤电发展具有不确定性。根据华北电力大学最新研究《统筹安全保供和双碳目标的煤电转型路径研究》，若重点考虑通过化石能源满足国家的电力保供需求，将现阶段在建、核准的煤电机组全部建设投运，预计煤电规模将持续增长，到2030年达到约1650GW的峰值。届时，2060年电力系统仍有3亿吨碳排放，中国将无法实现碳中和目标。

根据华北电力大学的研究，如果能够综合发展化石能源和低碳能源，在确保电力安全稳定供应的前提下，将煤电峰值控制在1400GW左右（统筹协调保供情景），或主要通过低碳能源实现电力保供，严控现阶段核准和在建的煤电项目投运，将煤电峰值控制在1250GW左右（低碳资源保供情景），这两种情境下电力系统均可在2060年实现净零排放，区别是前者需要成本高昂的碳捕集与封存工程作为减排技术的支持。