2020年提出的“碳达峰、碳中和”目标已成为中国经济社会高质量发展的主基调和新引擎。2022年，世界共同经历了深刻而复杂的变化，中国能源供应也艰难应对由地缘政治动荡、能源价格上涨、极端气候变化等外部原因带来的挑战，煤炭供销均创历史新高，煤电项目的审批和建设也迎来新一轮热潮，为实现双碳目标带来不确定性。本文试图对出现这一现象的背景和原因进行剖析，并聚焦煤电，就双碳目标下煤电从主力电源向支撑性和调节性电源转变提出相应建议。

图 1 2022年新增用电量结构数据

来源：中电联，能源基金会分析

除居民生活用电外，新兴产业如数字经济、电动车和充电桩近年来蓬勃发展，成为不可忽视的用电增长极（图2）。能源基金会测算显示，近六年全国数据中心机架规模年均复合增速约30%，2022年数据中心用电量占全社会用电量比重超过4%。另据中电联数据，2022年新能源车整车制造用电量同比增长71.1%，电动汽车充换电服务业用电量同比增长38.1%。

图 2 2022年分行业用电结构数据

来源：中电联，能源基金会分析

新能源快速增长，但仍需煤电补足用电供需缺口

2022年，煤电发电量占全年总发电量的比重从过去几年的60%以上降至58.4%，煤电装机容量占比从2021年的46.7%降至43.9%。与此同时，新能源占比持续增长，推动发电结构持续优化。2022年非化石能源发电占比从2021年的34.9%增至36.2%，其中风光发电占比从2021年的11.7%增至13.7%。新增装机方面，风电和太阳能装机已连续三年保持1亿千瓦以上的高速增长，2022年新增装机1.25亿千瓦（图3）。尽管如此，非化石能源的新增发电仍只能满足约3/4的新增电力需求，意味着余下的1/4需要常规能源补足（图4）。

图 3 分能源品种的发电量（左）和装机容量（右）数据

来源：中电联，能源基金会分析

图 4 2021—2022年分能源品种的新增发电量数据

来源：国家统计局，能源基金会分析

煤电发挥能源保供和平抑高峰负荷的双重作用

季节性电力需求波动促使煤电发挥能源保供稳定器作用。2022年夏季的高温干旱导致水力发电能力断崖式下降，而电力需求尤其是居民用电量激增，为电力系统的发电能力和负荷能力带来双重挑战。尤其是7月和8月，在充分调动非化石能源的情况下，用电缺口仍达到需求总量的73%和95%（图5）。煤电因其更加灵活的出力能力和时间控制，在用电需求高峰期及时补足电力供应。

图 5 2021—2022年逐月新增发电量和新增用电需求对比数据

来源：国家统计局，能源基金会分析

非化石能源难以平抑用电峰值的电力负荷，需火电尤其是煤电缓解。2022年全国22个省级电网负荷创历史新高，除东北外其余5个区域电网负荷均创新高[7]，仍需火电尤其是煤电满足尖峰负荷需求。以广东为例（图6），2022年7月下旬，广东电网负荷创年度新高，达1.42亿千瓦；而水电、风电、太阳能发电、核电及其他可再生能源的装机总和仅6900万千瓦，且风光作为间歇性能源，有很大不确定性。而且届时西部—广东的外调电负荷同样受天气影响而大幅降低，导致峰值时期的额外负荷不得不由本地的化石能源，主要是煤电，来平抑。

图 6 2022年广东各类电源月度发电（左）与电力负荷（右）数据

来源：国家统计局，清能互联，能源基金会分析

图 7 2022年各省新增煤电机组推进进程

来源：北极星电力网，全球能源监测（GEM），能源基金会整理分析

煤电项目的建设动因在空间和时间上均有明显差异。据能源基金会分析，新增煤电项目建设的主要动因可归纳为弥补当地电量缺口、保障当地电力平衡、热电联产、特高压和外送配套、等/扩容量替代和自备电厂（见图8）。缺电省份和富煤省份的新建动因差异明显。传统缺电大省如广东、江苏、湖北、安徽和湖南新建煤电项目主要是为了弥补电量缺口，而富煤省份如内蒙古、陕西和新疆的煤电项目建设则主要是为了服务特高压和外送配套。动因在不同建设阶段也呈现明显变化趋势。运行中的机组建设动因以热电联产、特高压和外送配套为主，而建设中的机组、核准和规划机组主要为了弥补当地电量和电力缺口。表明在更早的规划中，煤电机组在未来发挥的作用分布较为均衡；而2022年开工建设的机组、以及最新核准和规划的机组将着重于解决电量和电力不足的问题，体现出近年电力短缺的影响。

图 8 2022年新增煤电项目建设动因分布

来源：能源基金会分析

一半以上新建煤电机组尚未落地，仍存一定空间以扭转激增趋势。以机组开工建设为重要时间节点，如图7所示，新增装机处于开工前、后状态的比例约为54%和46%，代表2022年全国一半多的新增装机仍未落地。新增大于1000万千瓦的9个省份，合计装机占到新增总量的近70%，其中处于规划和核准状态的装机占比达58.3%。如果能及时并充分发挥同期新增清洁能源和储能的潜力，仍有可能为煤电装机争取更多的压缩空间。

新建煤电机组的特征与未来煤电定位不完全一致。国家能源局明确提出不再新建单纯以发电为目的的煤电项目，并积极推动煤电机组的灵活性改造。但从2022年新建机组的建设状态分布可以发现，越晚规划的机组，其参数设计越背离煤电的未来定位（见图9）。总体上新建煤电项目以60万千瓦甚至100万千瓦以上的大机组为主，且其在运行、建设、核准与规划煤电项目中的占比越来越高，分别是78.5%、93.6%和96.3%。然而在技术层面，对30万千瓦及以下、30万～60万千瓦级机组进行灵活性改造的技术成本更低、综合效益更好[9]，机组的大型化趋势不利于煤电发挥灵活性电源的角色定位。第二，在运行、建设、核准与规划煤电项目中，热电联产机组的占比分别为40.7%、24.6%和15.3%，占比持续下降。由图7可知，新建煤电项目大多位于不需要供暖的长江以南省份，这是热电联产机组占比下降的直接原因，但这一发展趋势并不利于燃煤电厂提高能源利用效率。

图 9 2022年新建煤电项目机组的装机容量和类型分布

来源：能源基金会分析

煤电与可再生能源维持消涨态势，煤电角色将逐渐转变

根据中国电力企业联合会发布的《2023年度全国电力供需形势分析预测报告》[2]，预计2023年全社会用电量将达到9.15万亿千瓦时，较2022年增长约6%。新增发电装机规模将达2.5亿千瓦左右，其中约1.8亿千瓦为非化石能源。而国家能源局的数据也显示，2023年风电和太阳能新增装机将超过1.6亿千瓦[13]。假设除煤电和气电外的其他电源发电小时数和2022年保持一致，仅从电量看，2023年新增电量需求有望全部由非化石能源满足（图10）。随着新一批建设、核准和规划中的新建煤电项目陆续投产，煤电发电小时数将持续下降，更多发挥季节性波动的支撑性保障和服务风电、太阳能发电消纳的调节性作用。

图 10 2023年分能源品种发电量预测

来源：能源基金会分析

煤电转型绝非易事，经济性和灵活性调节能力等方面皆面临重重挑战

首先，对于电厂和发电企业来说，煤电的经济效益每况愈下。2021年，由于电力供需紧张且煤炭价格高企，超过80%的煤电企业亏损[14]，电力央企的煤电业务累计亏损超过1000亿元[15]。2022年，虽然煤电和火电企业的盈利状况有所好转，但仍有近半数上市火电企业预报业绩亏损，亏损总额逾100亿元[16]。

其次，煤电灵活性改造的经济性也不佳，给煤电厂和煤电企业带来额外的运营压力。目前，非热电联产机组灵活性改造成本在500元～1500元/千瓦之间*[9]，热电联产机组的成本较低，大概为300元～500元/千瓦[17]。除初期改造成本外，灵活性改造后的机组运行损耗增大，降低平均寿命，且低负荷运行导致单位发电煤耗平均增加14g—20g/千瓦时[17]。市场机制方面，辅助服务市场不成熟等原因也使得煤电提供的系统调节服务得不到等价的经济补偿，或仅能覆盖单位变动成本[18]，这极大地挫伤了煤电企业和地方继续投资灵活性改造的意愿。

此外，虽然煤电是当前成本较低的日内和日间灵活性调节资源[17]，也将在未来能源系统规划中承担相当一部分的灵活性调节功能，但是煤电作为灵活性调节资源的潜力并没有想象中那么理想。一方面，目前煤电灵活性改造后可释放的灵活性资源非常有限。内蒙古计划在2023年前完成2000万千瓦的煤电灵活性改造，但仅能为当地电网增加400万～500万千瓦的灵活性调节能力。而能源局《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》也给出了类似数据，指出“到2025年，中国计划完成累计超2亿千瓦的煤电机组灵活性改造，预计为电网增加3000万到4000万千瓦灵活性资源”[19]。相比起未来庞大的风光装机规模，目前煤电灵活性改造可提供的灵活性资源仍是杯水车薪。那么，煤电是否真如预期一样能实现与可再生能源的协调发展，促进风光发电消纳仍是一个问号。

加速煤电转型，近期行动需与远期规划共同发力

以新能源为主体的新型电力系统中，可再生能源发电出力的波动性和间歇性因为气候原因只增不减，这促使我们尽快找到更优且更具经济性的系统性替代方案，从而加速煤电平稳向支撑性电源的角色转型。可以从煤电当前在能源体系中扮演的角色入手，逐个击破：

首先，在新建煤电主要为配套特高压电力外送的地区和省份（如内蒙古、新疆和陕西），一方面可以通过就地发展产业提高可再生能源的消纳。同时，可鼓励规划和建设其他集中性灵活性资源（如抽水蓄能、电化学储能和氢储能）替代燃煤灵活性资源。此外，通过创新商业模式和市场机制在需求侧推广部署分布式储能也能从一定程度上减轻电网调峰压力，同时实现可再生能源在受端的消纳。另一方面，在电网侧和需求侧探索可再生能源的网对网输电技术和机制，同时提高存量输电通道中的可再生能源电量占比，也能降低电量外送对煤电灵活性资源的需求。

其次，对于新上煤电主要为弥补当地电量或/和电力短缺的地区和省份（如广东、江苏、浙江和两湖一江），探索建立跨电网和跨省的电力调度机制，积极探索外调绿电线路，实现电网顶峰负荷和电力短缺时的及时电力/电量调入。与此同时，通过深化电力市场改革和电力定价机制，如加大峰谷价差和建设辅助服务市场，鼓励可规划间断用电的大工业用户和居民/工商业用户实施有序用电等需求侧响应方案，并且在资源适宜的地区，大规模推动分布式光伏、核电和海上风电的部署。此外，通过优惠的电价和其他价税财经政策，在更大空间维度上引导能源密集型行业和企业逐渐向可再生能源资源丰富的地区迁移，进行产业的再布局。

再次，对于需要新建煤电有用于满足供热需求的情况，因地制宜考虑使用清洁热源进行逐步替代。例如，在山东、浙江等核电部署较为密集的沿海地区，研究推进核电废热循环利用技术，部署核电供热和核电余热供热。在河北、江苏、山东和辽宁等工业余热资源可开发利用潜力较大的省份[20]，推广工业余热作为集中供热的热源。除此之外，研究出台财税激励政策，推广热泵在北方地区的广泛应用，以及在内蒙古、山西和陕西等地区试点长距离输热项目，以充分利用现有燃煤机组的余热资源。

最后，针对煤电经济性和潜在搁浅资产风险的问题，建议有大量存量机组的省份（如山东、内蒙古和山西）视情况开展煤电机组延寿工作，合理评估并批准符合要求的超期服役机组延续工作期限，提升煤电机组的全生命周期收益，并降低对新建煤电机组的需求。