文｜华夏能源网

“3060”双碳蓝图能否如期实现，取决于绿电涨得快还是煤电涨得快。现实的情况是，风光装机持续放量增长之际，煤电装机也在超常规增长。

仅7月28日至8月4日一周之内，有逾800万千瓦煤电获得核准、开工以及投产。

这些项目包括，7月29日，晋能控股山西电力股份有限公司同热三期2×100万千瓦煤电项目、华能山阴2×100万千瓦“上大压小”煤电项目核准批复；7月28日，华能太仓2×100万千瓦机组扩建项目施工；7月31日，华能两江燃机2×741.87MW二期项目开工；7月28日，建投准能长滩电厂2×66万千瓦机组工程首套机组顺利投产。

一周之内核准、开工逾800千瓦，煤电涨势极为迅猛。从2021年电荒开始计算，至今两年半左右时间里，国内已经总共核准了近2亿千瓦的煤电项目。

近日，国际环保机构绿色和平发布的《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。

今年新审批通过的煤电项目，以百万千瓦级别的大型机组为主，主要来自于河北（771万千瓦）、江苏（730万千瓦）、山东（668万千瓦）、广东（600万千瓦）、湖北（535万千瓦）等省份。

另据全球能源监测组织（Global Energy Monitor）的统计，2022年，中国煤电核准量高达106GW以上，超过2021年4倍，相当于每周核准2个煤电项目。2021年，中国核准了超过23GW的煤电项目。

大批量核准煤电项目的一大考虑，就是四个字：电力保供。

回顾2021年，全国范围内爆发了罕见电荒，在引发民怨的同时，大批工业企业饱受“拉闸限电”之苦，进而也影响到了经济发展的速度。从2022年下半年开始，云南等西南水电大省来水偏枯，水电大量减发，各省内水电蓄能也严重不足，在四川境内水电发电甚至直接腰斩，这对西南地区社会经济造成了诸多不利影响。

2023年以来，西南水电出力要比2022年好了很多，但是比照以往丰水年份还是弱了两成左右。

这也是为何2021年以来，迫于电力保供的压力，高层多次出面表示要杜绝“拉闸限电”。在煤电需求回升背景下，各级发改委开始大批核准煤电项目，为的也是电荒不再重来。

煤电核准放量的另一个原因是，与新能源装机大增相配套，需要增加灵活性调节电源。

随着碳中和成为全球共识，在中国更是纳入十四五规划和2035远景目标，新能源装机量开始跑步提升，海量新能源大举涌入了新型电力系统，未来有望成为主力能源。

但由于新能源先天具有间歇性、不稳定性，这就需要煤电、储能来扮演调节、支撑的角色。在这一风光火打捆的新发展模式下，包括煤电在内的各类电源装机都得配套持续增长。

有业内人士做过简单测算，原来是1.2千瓦的煤电能为1千瓦的用户供电，但新型电力系统下，需要“1.2千瓦的新能源+1千瓦的煤电”，才能对应1千瓦的用户。煤电作为新能源的“助产士”、“保姆”角色，也需要保持增长。

电力保供、支撑新能源发展，煤电的增长确有其必要性。但煤电大量增长也引发了诸多争议。

争议首先是，大批量核准上马煤电项目，会否弱化“双碳”进程？早在“十三五”期间，管理层就曾制定过“煤炭年消费量控制在40亿吨以下”的目标，而近年来煤炭市场的年消费量已经突破45亿吨。

其次，持续上马煤电似乎也并未大幅改善缺电现状。局地缺电、部分时段缺电已经成为“新常态”。连续三年，湖南、江西、辽宁、川渝、云贵、江浙等地区，相继发生了影响面积大、持续时间较长的拉闸限电。

再次，新能源与煤电交替增长，煤电利用小时数和出力越来越少，新型电力系统的能源效率与经济性正在经受考验。

中国工程院的一项研究显示，2020年即使按照煤电60%出力计算，中国的电力系统装机就能够充分满足最大用电需求。考虑到电力系统一般会额外配置20%的备用机组，这意味着电力系统内存在至少20%的冗余煤电装机。

但如果煤电发电出力越来越低，那么即使有再多的煤电冗余装机，依然会出现发电紧张问题，这会让整个系统变得更加低效，增加煤电装机会变成“无底洞”。