文｜華夏能源網

“3060”雙碳藍圖能否如期實現，取決于綠電漲得快還是煤電漲得快。現實的情況是，風光裝機持續放量增長之際，煤電裝機也在超常規增長。

僅7月28日至8月4日一周之內，有逾800萬千瓦煤電獲得核準、開工以及投產。

這些項目包括，7月29日，晉能控股山西電力股份有限公司同熱三期2×100萬千瓦煤電項目、華能山陰2×100萬千瓦“上大壓小”煤電項目核準批復；7月28日，華能太倉2×100萬千瓦機組擴建項目施工；7月31日，華能兩江燃機2×741.87MW二期項目開工；7月28日，建投準能長灘電廠2×66萬千瓦機組工程首套機組順利投產。

一周之內核準、開工逾800千瓦，煤電漲勢極為迅猛。從2021年電荒開始計算，至今兩年半左右時間里，國內已經總共核準了近2億千瓦的煤電項目。

近日，國際環保機構綠色和平發布的《中國電力部門低碳轉型2023年上半年進展分析》顯示，2023年上半年，全國總核準煤電裝機5040萬千瓦，已達2022年全年核準裝機量的55.56%，遠超2021年全年獲批總量。

今年新審批通過的煤電項目，以百萬千瓦級別的大型機組為主，主要來自于河北（771萬千瓦）、江蘇（730萬千瓦）、山東（668萬千瓦）、廣東（600萬千瓦）、湖北（535萬千瓦）等省份。

另據全球能源監測組織（Global Energy Monitor）的統計，2022年，中國煤電核準量高達106GW以上，超過2021年4倍，相當于每周核準2個煤電項目。2021年，中國核準了超過23GW的煤電項目。

大批量核準煤電項目的一大考慮，就是四個字：電力保供。

回顧2021年，全國范圍內爆發了罕見電荒，在引發民怨的同時，大批工業企業飽受“拉閘限電”之苦，進而也影響到了經濟發展的速度。從2022年下半年開始，云南等西南水電大省來水偏枯，水電大量減發，各省內水電蓄能也嚴重不足，在四川境內水電發電甚至直接腰斬，這對西南地區社會經濟造成了諸多不利影響。

2023年以來，西南水電出力要比2022年好了很多，但是比照以往豐水年份還是弱了兩成左右。

這也是為何2021年以來，迫于電力保供的壓力，高層多次出面表示要杜絕“拉閘限電”。在煤電需求回升背景下，各級發改委開始大批核準煤電項目，為的也是電荒不再重來。

煤電核準放量的另一個原因是，與新能源裝機大增相配套，需要增加靈活性調節電源。

隨著碳中和成為全球共識，在中國更是納入十四五規劃和2035遠景目標，新能源裝機量開始跑步提升，海量新能源大舉涌入了新型電力系統，未來有望成為主力能源。

但由于新能源先天具有間歇性、不穩定性，這就需要煤電、儲能來扮演調節、支撐的角色。在這一風光火打捆的新發展模式下，包括煤電在內的各類電源裝機都得配套持續增長。

有業內人士做過簡單測算，原來是1.2千瓦的煤電能為1千瓦的用戶供電，但新型電力系統下，需要“1.2千瓦的新能源+1千瓦的煤電”，才能對應1千瓦的用戶。煤電作為新能源的“助產士”、“保姆”角色，也需要保持增長。

電力保供、支撐新能源發展，煤電的增長確有其必要性。但煤電大量增長也引發了諸多爭議。

爭議首先是，大批量核準上馬煤電項目，會否弱化“雙碳”進程？早在“十三五”期間，管理層就曾制定過“煤炭年消費量控制在40億噸以下”的目標，而近年來煤炭市場的年消費量已經突破45億噸。

其次，持續上馬煤電似乎也并未大幅改善缺電現狀。局地缺電、部分時段缺電已經成為“新常態”。連續三年，湖南、江西、遼寧、川渝、云貴、江浙等地區，相繼發生了影響面積大、持續時間較長的拉閘限電。

再次，新能源與煤電交替增長，煤電利用小時數和出力越來越少，新型電力系統的能源效率與經濟性正在經受考驗。

中國工程院的一項研究顯示，2020年即使按照煤電60%出力計算，中國的電力系統裝機就能夠充分滿足最大用電需求。考慮到電力系統一般會額外配置20%的備用機組，這意味著電力系統內存在至少20%的冗余煤電裝機。

但如果煤電發電出力越來越低，那么即使有再多的煤電冗余裝機，依然會出現發電緊張問題，這會讓整個系統變得更加低效，增加煤電裝機會變成“無底洞”。