界面新闻记者 | 戴晶晶

“2023年，中央发电企业加强电煤库存管理，电煤库存始终处于高位水平，煤电机组保持安全高效运行，全年累计发电5.35万亿千瓦时，以占全国52%的装机规模贡献了占全国63%的发电量。”

1月24日，国资委副秘书长、财务监管与运行评价局局长、新闻发言人李冰在国务院新闻办公室发布会上表示。

这意味着中国煤电发电量占比终止了近几年的下降趋势，回归到2019年的水平。2019年-2022年，该占比分别为约63%、60.8%、60%和58.4%。

煤电发电量占比反弹，直接原因是煤电装机容量及利用小时数增加。

1月30日， 中国电力企业联合会(下称中电联)发布的《2023-2024年度全国电力供需形势分析预测报告》显示，截至2023年底煤电发电装机容量11.6亿千瓦，同比增长3.4%，占总发电装机容量的比重为39.9%。

由于西南地区干旱，来水不足，2023年全国规模以上电厂中的水电发电量全年同比下降5.6%。同期，全国规模以上电厂中的火电、核电发电量同比分别增长6.1%和3.7%。

中电联的数据显示，2023年煤电发电量占总发电量比重接近六成。“煤电仍是当前国内电力供应的主力电源，有效弥补了水电出力的下降。”中电联称。

2023年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3592小时，同比降低101小时。其中，水电3133小时，同比降低285小时；火电4466小时，同比提高76小时。

近三年，中国煤电核准速度加快。

2021-2022年，中国煤价大幅上涨，部分地区出现限电，保供因此成为煤炭行业的重要任务。之后，国家发改委等部门进行了多方面调控，优化煤炭生产，有序推进煤矿先进产能核准建设。

根据全球能源监测机构Global Energy Monitor统计，2022年中国煤电核准量超过2021年4倍，高达1.06亿千瓦以上，相当于每周核准两个煤电项目。

2023年，中国煤电持续上马。绿色和平《中国电力部门低碳转型2023年上半年进展分析》显示，2023年上半年，全国总核准煤电装机5040万千瓦，已达2022年全年核准装机量的55.56%，远超2021年全年获批总量。

去年，中国风电、光伏装机量大幅提高，但对于发电量占比的贡献提升仍有限。

国家能源局数据显示，截至2023年底，太阳能累计发电装机容量约6.1亿千瓦，同比增55.2%；风电装机容量4.4亿千瓦，同比增20.7%。

以此计算，2023年中国风、光装机容量10.5亿千瓦，较2022年约同比增加了38.2%，超出中国电力企业联合会(下称中电联)10亿千瓦的预测值，占总装机比重也达到了近36%。

风光已成为中国整体电源装机增长的主要来源。根据国家能源局数据，去年1-11月，太阳能和风能新增装机容量2.05亿千瓦，占全国新增装机量的72.5%。

尽管装机成绩喜人，但风光发电量却未有同等的增速。国家能源局尚未公布去年风光发电量具体数据。去年前三季度，可再生能源装机约占总装机的49.6%，但发电量占比仅为31.1%。

可再生能源包括风能、太阳能、水能、生物质能、地热能、海洋能等非化石能源。装机容量指实际安装的发电机组额定有效功率的总和，是理论上发电量的上限；发电量是指发电机进行能源转换产出的电能数量。

在1月25日绿色和平举办的容量市场探讨研讨会上，博众智合(Agora)能源转型论坛中国电力项目主任尹明指出，风光发电是一种高装机占比、低电量占比的收缩性电源。收缩性电源是指那些对电源装机结构影响大于对发电量结构影响的电源，即表现为高装机占比，低发电量占比。

装机电量转化系数为发电装机占比与发电量占比之比。该系数越大，表示该类电源装机占比变化对发电量占比变化的影响小。风光发电作为收缩性电源，该转化系数大于1。

尹明同时表示，近年风电、光伏装机电量转化系数呈现下降趋势，表明风光发电的装机结构变化对电量结构变化的影响，呈现加强的趋势。

中国碳中和50人论坛特邀研究员王康在会上指出，新能源装机增多，虽然带来了发电量的增长，但没有带来电力系统有效容量的提升。

容量价值是指电源可调用的发电能力，保证电力系统供电充裕度的能力。由于新能源保障出力低，无法提供有效容量，只能进行电量替代。

“如果用电负荷增长，新能源只能提供电量，仍需要对应的水电或煤电等传统能源装机支撑。”王康称。

从利用小时数看，风光利用小时数低于全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数。

去年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用3592小时。其中，国内并网风电利用小时数为2225小时，同比提高7小时；并网太阳能发电1286小时，同比降低54小时。