煤电的“再见”与“再建”

日前，国家发改委、国家能源局印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》，再次将我国煤电的产业政策顶层设计推向焦点。从减少二氧化碳排放的角度而言，燃煤机组发电量应尽可能地“再见”，但在以电网为主要电力利用方式的前提下，煤电正在为可再生能源成为主要电量生产者保驾护航。作为系统可靠性的“带刀侍卫”，煤电仍需“再建”。“十五五”即将来临，在碳达峰前的最后一个规划周期里，煤电的发展方向或决定“双碳”目标能否实现、能源转型是否成功，当然，也关乎各方利益主体的正和共荣。

我国煤电的辩证发展

我国“富煤、贫油、少气”的资源禀赋特点，形成了长期以化石能源为主的能源消费结构，也决定了煤电在很长一段时间内占据着我国电力系统的绝对主导地位。过去二十年，煤电历经了肯定、否定、再肯定的辩证周期，最终确定了其在能源革命中的正确定位，也就是煤电的容量需随着最大负荷的增加而增加，而煤电的电量需随着可再生能源发电量的增加而减少，以同时满足电力需求的增长和高质量发展新能源的合理消纳率。

图1 2000年~2023年中国煤电新增容量（单位：万千瓦）

回顾二十一世纪以来我国煤电辩证的发展历程：2001年~2007年为煤电的快速扩张期。2001年，我国加入世界贸易组织（WTO），国际贸易产能大幅提高，带动电力需求激增，2005年前后部分地区一度发生拉闸限电。为此，各地大干快上燃煤发电厂，我国煤电装机容量得以翻倍增长。2008年~2015年，煤电开始平稳发展。2008年后，国际煤价提升，煤电企业经营情况不佳，叠加次贷危机带来的海外市场需求降低与融资压力增加、国家出台关停小火电机组等环保政策，发电企业扩张意愿减弱，煤电装机增速在这一阶段维持较低水平。

2016年~2022年，煤电进入政策性紧缩期。2016年，我国煤电利用小时数创五十年新低，部分省份为防范潜在的产能过剩风险，对煤电建设进行调控，导致煤电新增装机逐年下降。2020年“双碳”目标提出，煤电发展进一步紧缩。尽管同时期可再生能源的装机容量不断上升，但在新型电力系统建设初期，行业对系统环境改变的认识并未及时跟上，在冬夏“双峰”期间，“供需紧平衡”“出现电力缺口”等字眼仍频频出现。云南是我国的电力大省，其中，水电装机8143万千瓦，而煤电装机仅1416万千瓦，占比不足11%。由于水电“看天吃饭”的特性，易受极端天气影响，云南自2020年起多次陷入“缺电”危机。如2021年5月，上游来水偏枯三至四成、入汛时间大幅滞后，全省水电发电量大幅下跌，遭遇“断崖式缺电”；2022年7月，来水时而偏枯时而偏丰，枯汛转换频繁导致电力再度紧张；2023年，省内大部分地区降雨少、来水枯，水电蓄能减少，云南电力供给呈现出“枯期缺、汛期缺、月月缺”的新形势。

事实上，由大量可再生能源增加的系统总装机容量，并没有缓解部分省份的“缺电”问题，其根本原因在于电力系统有效容量储备不足，无法及时应对电力系统最大负荷的持续增长。有效容量，是指能主动适应负荷波动特性而调整，主要增加出力的装机，而机组容量的有效价值主要取决于发电与负荷时间特性的匹配程度。基于稳定可调的出力特性，煤电的有效容量在80%~90%左右，是同等铭牌容量下多年调节式水电有效容量的2倍，径流式水电、风电有效容量的10~20倍。随着新型电力系统建设的深入推进以及行业对有效容量认识的不断加深，自2023年起，煤电进入增长回暖和转型成熟期，为缓解系统有效容量充裕性不足引发的种种问题，各地重新规划煤电建设，其装机呈现反弹增长。

煤电在全球碳减排下的跌宕起伏

在全球能源转型的大环境中，各国都处于同一起跑线上。至今还没有哪一个国家已成功抵达终点，也没有哪一个国家可以为其他国家提供可复制可参考的典型经验。随着政治经济格局的不断变化，各国煤电发展同样几经波折、跌宕起伏。对于煤电，几乎全世界的能源管理部门都面临以“彻底消灭”为理想状态，而“迫不得已”继续发展的两难境地。

德国是全球最大的褐煤生产国，拥有400亿吨的褐煤储量。为做好能源绿色转型国际先行者的表率作用，早在2000年，德国就颁布了《可再生能源法案》，从投融资、技术创新等方面大力支持可再生能源发展。2019年，德国宣布在2038年前关闭所有燃煤电厂，在2035年实现能源行业碳中和，即可再生能源发电占比100%。得益于政策倾斜和国际舆论的双重发酵，2021年，德国可再生能源发电量占全国总发电量的47.1%，而曾经的主力煤炭（包括褐煤与硬煤），发电量仅占23.8%。

然而，减排的成绩背后，是巨大的经济成本和安全风险。《可再生能源法案》一度要求电网运营商以固定上网电价收购可再生能源发电量，由此产生的可再生能源附加费由电力用户承担。可再生能源的大规模发展伴生该费用的急速上涨，一定程度上助推了德国的终端电价位于欧洲最高水平。2023年，德国家庭的用电价格高达45.2欧分/千瓦时（折合人民币3.3元/千瓦时），远超我国居民农业和工商业电价。安全方面，德国进口电量逐年增多，并于2023年首次成为电力净进口国，其中三分之一来自法国的核电。

德国的脱煤进程在2022年遭遇瓶颈。2022年2月，俄乌冲突发生，欧盟对俄罗斯进行能源领域制裁，导致天然气价格高企，德国天然气发电量占比从2020年最高峰的11.9%下降至2022年的7.7%，相应地，煤炭发电量占比在2019年下降至30%以下后重新回升至2022年的33.7%。为此，德国议会不得不宣布取消2035年可再生能源发电占比100%的目标。到2023年冬季，为应对寒冷天气可能出现的天然气短缺问题，德国决定重启已封存的燃煤电厂。

不仅德国，欧盟其他宣称煤炭退出的国家也纷纷延缓脚步。希腊宣布继续开采煤炭，并将燃煤电厂运行时间延长至2028年；荷兰政府表示取消燃煤电厂最大发电量35%的产量上限，允许其满负荷运转至2024年；奥地利作为欧洲第二个完全依靠煤炭发电的国家，被迫重启南部一座已经关停的燃煤发电厂。就连主要依靠核电的法国，也先后取消燃煤电厂运行小时数的限制以及延长国内最后两座燃煤电厂的使用寿命，以保障电力供应稳定。

事实上，一向严谨的德国人，对待电力行业脱煤，可能比我们更为保守。

图2 2011年~2023年德国发电容量结构（单位：万千瓦）

从德国历年不同类型机组的装机容量可以看出，德国的煤电并未迅速减少。截至2023年底，德国传统火电装机容量共7730万千瓦（煤电3746万千瓦，气电3469万千瓦，矿物油、矿井瓦斯等515万千瓦），而当年全网最大负荷为7400万千瓦。也就是说，德国在提高可再生能源发电量占比的同时，仍坚持以煤电为主的传统火电装机容量能够满足系统最大负荷的原则。

在美国，页岩气革命改变了当地的能源供给格局，高产廉价的天然气使得气电代替煤电，成为美国电力系统的主力电源之一。截至2022年底，得州的气电装机容量为7103万千瓦，煤电装机容量1814万千瓦，两者之和已远远超过得州的最大用电负荷（历史上为7400万千瓦~7500万千瓦），这一点与德国不谋而合。但相对得州的循序渐进，加州采取了更为“进取”的能源转型路径。2018年，加州签署了关于州可再生能源组合标准方案的法案，宣称在2026年前实现可再生能源供电占比达50%，并在2045年底将该比例提高到100%（该目标后由拜登政府提前至2035年）。但在2020年的8月14日，因极端高温天气导致可再生能源电力供应不足，200万加州人陷入长达4小时的停电黑暗中。同时，加州电网运营商号召用户在每天下午3点到晚上10点进入“极度节能”状态。无独有偶，2021年9月9日，在美国能源部提出到2035年太阳能有望为全美提供40%电力的第二天，加州电力系统再次告急，加州电网运营商（CASIO）向美国能源部提交请求紧急文件，请求联邦政府宣布发生“电力可靠性紧急情况”，以及允许使用更多的化石燃料发电来防止大规模停电。在系统越来越不稳定的事实面前，加州似乎仍在一心求零碳，设想通过巨型电池在部分时段取代化石燃料，以一种增加高昂成本冗余的方法实现系统整体可靠。

能源转化技术未取得突破前煤电何去何从

在对煤电何去何从问题的讨论中，不得不提到能源“不可能三角”理论。该理论源于金融领域，解释为一个国家在金融政策方面不可能同时实现资本流动自由、货币政策独立、汇率稳定，三者只能实现其二。应用到能源领域后，普遍认为国家的能源政策也存在安全、绿色和经济的“不可能三角”问题。当前，“绿色低碳”已成为刚性目标，而“人民对美好生活的向往，就是我们的奋斗目标”“能源的饭碗必须端在自己手里”等要求，以及人民日益增长的美好生活需要和不平衡不充分的发展之间的社会主要矛盾，均表明现阶段，我国电力系统的安全性较经济性更具优先级，以煤电为主要支撑的有效容量必须跟上电力需求增长。

“十四五”期间，我国最大用电负荷屡创新高，“平时充裕、尖峰紧张”的电力供需特性凸显。2021年至2023年，全国最大用电负荷从11.9亿千瓦增加到13.45亿千瓦，平均每年增长7750万千瓦。据中电联最新预测，2024年我国最大用电负荷还将比上一年增加1亿千瓦，若出现持续大范围极端高温天气，最大用电负荷可能达14.7亿千瓦。

展望“十五五”，从我国未来产业布局和经济发展战略来看，一方面，新能源汽车、光伏组件、锂离子电池等新质生产力的加速培育，是我国工业用电新增长极；另一方面，以5G基站服务、人工智能为代表的数字经济推动我国服务业用电增长。若以5%的年增长率保守估算，到2030年，全国最大用电负荷将逼近20亿大关。届时，取水电、气电、核电、抽蓄及风电光伏等各类型电源装机的规划值，在分别考虑其有效容量折算以及系统合理备用基础上，煤电装机仍需保证每年7000万千瓦~9000万千瓦的增长，才能保障系统的持续可靠。

当然，煤电容量的增长不等同于碳排放的增长。从电量来看，全国电源装机容量已远超过全社会总用电量。煤电和可再生能源装机的同步攀升势必带来煤电发电利用小时数下降，也意味着煤电开始从电力电量并重的支撑性调节性电源向顶峰、深调、应急备用的调节性电源转型。

在能源转化技术未取得突破前，要走好这关键的转型之路，煤电需从转变已有认知、提升自身性能以及完善市场机制等多方面入手。

一是改变煤电产能是否过剩的衡量标准。在呈现“双高”特点的新型电力系统中，通过年利用小时数判断煤电产能是否过剩已经不再具有太大参考意义。系统有效容量应与最大负荷相匹配，基于我国资源禀赋，煤电仍是电力系统能提供大部分有效容量的可行来源。因此，煤电产能过剩的衡量标准应向适应系统最大负荷的方向改变。

二是“经济能耗”不再是煤电的第一追求。随着新能源的加速发展，煤电利用小时数进一步下降，机组通过经济煤耗优势回收增量投资成本变得愈发困难。未来煤电机组将通过提供电力平衡责任获得大部分经济收入，而不再依赖于降低煤耗节省燃煤费用来提高收益。

三是加快提升煤电灵活调节能力。明确煤电基础保障性和系统调节性电源的功能定位，对机组进行特定技术改造，提高灵活调节能力，实现更快速的爬坡和更低成本的快速启停以及长期备用能力，充分发挥系统可靠性“带刀侍卫”职能。

四是建立健全煤电经济性回报机制。当系统最大负荷持续时间不及预期（最多一周），煤电产能过剩的衡量标准、机组调节能力以及“经济能耗”的第一追求均已发生改变的前提下，煤电顶峰机组除在冬夏双峰发挥作用外，将长时间处于备用状态，导致其经济性下滑严重。为此，在政策制定方面要杜绝“小农意识”，通过提高容量电费、放开市场限价、取消煤电套利回收等方式，允许煤电企业在市场中获得高收益，以满足基本生存需求。同时，加快电力现货市场建设，有效疏导辅助服务费用，集齐煤电经济性回报的完整拼图，让企业停止“自掏腰包”。

能源绿色转型不应该“谈煤色变”。在注重供给侧结构性改革的同时，也应意识到需求侧的重要性，将绿色发展理念贯穿于经济社会发展全过程各方面。为促进能源转型，需加快我国高耗能产业节能降碳改造，追求更高附加值的产业升级，突出科技在实现中国式现代化中的作用。在“双碳”目标下，煤电将继续在电力系统中发挥关键功作用，远不到说再见的时候，当然，这需要煤电切实完成角色转变，同时推动市场机制不断健全完善。