根据笔者搜集的数据，中国经济第一大省广东正在煤电装机上大开绿灯。去年广东开发中的煤电装机规模排名全国第一，达到46.1 吉瓦，与南非、印尼、德国在役煤电规模相当。
位于东南沿海的广东，是中国最富庶的省份。去年广东的GDP超过了12万亿元，经济总量34年蝉联中国第一。作为中国的制造业大省，广东全社会用电量也同样全国领跑。人均年用电量超过6000千瓦时，相当于德国、荷兰等发达国家水平。从电力供给看，广东省内电力结构以煤电为主，同时大量依赖外调电力。
笔者梳理公开的煤电项目信息发现，2022年广东省开发中的煤电装机规模分别是前两年的2.5倍和3.5倍，煤电开发规模明显增加。开发中的50台煤电机组，绝大部分都是去年获得核准或是宣布建设的。截至今年年初，上述煤电项目有约三分之一的机组已开工建设，并计划在2023-2025年间投入运行，而其他尚处于宣布、核准等阶段的煤电项目大部分也计划于这一期间投运。 “十四五”期间广东省煤电规模很可能将经历新一轮扩张。《广东省能源发展“十四五”规划》中提出的“严控煤电项目，逐步降低煤电占比”目标恐难实现。
广东省发改委表示，核准煤电是“贯彻落实国家和省关于稳住经济大盘和能源电力保供的决策部署，发挥电力重大项目稳增长、促投资、保供电作用”。通过对煤电项目用途的逐一梳理，笔者发现2022年广东省开发中的煤电项目动因，最频繁被提及的有：拉动经济增长、满足电力增长需求、调峰和优化煤电结构。
笔者认为大规模新建煤电并不是广东实现以上初衷的良药，反而可能会增加其转型风险。针对广东煤电开发中最频繁提及的四个动因，本文将对其合理性逐一进行剖析。
煤电拉动经济增长？
去年，广东省开发中的25个煤电项目，有19个项目提及通过煤电项目带动当地经济发展。煤电厂作为能源基础设施，具有投资规模大、建设运行周期长的特点。以广东省汕尾市一个2×1000 兆瓦的煤电项目为例，根据项目可行性研究报告，该项目投资规模约80亿元，建成投产后预计每年可为当地增加税收5.6亿元，相当于当地税收收入的约五分之一。因此，大型煤电项目对于地方政府，尤其是欠发达地区，仍然极具吸引力。广东省去年煤电项目投资规模总计达到1897亿元，主要集中在韶关、揭阳、汕头、汕尾等广东省内相对欠发达地区。
然而，近年来，由于煤电利用小时数下降、煤炭价格上涨等原因，煤电企业普遍亏损已是不争的事实，投资煤电能否拉动经济持续增长值得商榷。据国资委统计，仅2021年，由于煤炭价格高企，电力企业煤电业务亏损达1017亿元。另据北极星电力网，20家发布2022年业绩的火电上市公司中，有8家企业亏损，其中大部分亏损额超过20亿元。
新建煤电项目可行性研究报告对项目经济效益的乐观估算，大部分建立在5000及以上的高利用小时数假设之上。而实际上，根据中电联公布的数据，中国煤电利用小时数已经呈下降趋势，2015年以来基本维持在4400小时左右。在双碳目标下，随着可再生能源装机规模的增加，未来煤电利用小时数进一步下降将不可避免，甚至可能面临提前关停，煤电投资回报的长期前景黯淡。此外，煤电 项目投资中约有80%来源于银行贷款，煤电若持续亏损，会影响企业偿债能力，导致银行贷款违约率上升，甚至可能引发银行信贷风险。
解决电荒必须新建煤电吗？
满足电力增长需求，兜底保障电力供给，几乎是广东所有规划中煤电项目强调的任务，这与近年来广东省内与省外发生的“电荒”相关。2021年，由于经济复苏叠加高温等影响，广东电力负荷需求高速增长，1-8月份，广东全社会用电量同比增长17.33%，高于全国增速。9月，广东电力负荷最高峰时达到14100万千瓦，为全国最高。面对电力紧缺的局势，广东多地工业企业“开三停四”、“开二停五”错峰用电，部分高耗能企业甚至处于停产减产状态。
尽管去年广东没有出现大规模的“电荒”， 但笔者注意到，8月份四川省出现严重电荒以后，广东省煤电核准明显加速。去年8至10月，广东发改委每个月都在核准通过大型煤电项目，短短三个月就审批通过了9个煤电项目，合计17.2吉瓦。
绝大部分煤电项目规划的年利用小时数在5000小时以上。而事实上，2015以来广东省煤电年平均利用小时数仅在4000小时左右，即便在电力供需紧张、出现限电的2021年，煤电年利用小时数也仅有4390小时。这意味着这些煤电项目实际利用率可能远低于预期。
近年来中国新增电力需求已经大部分由可再生能源满足，“十四五”期间随着风电和光伏的加速发展，需要大规模新建煤电来满足电力需求的可能性很小。对广东而言，同样如此。根据《广东省能源发展“十四五”规划》，广东省2025年全社会用电量预计增长到880 太瓦时，相比2020年增加187 太瓦时。而风电、光伏、生物质发电、核电和天然气发电新增装机容量的规划目标总计80.4 吉瓦。按照2021年全国分电源平均利用小时数计算，上述新增电源可提供电量209 太瓦时，足以满足广东省电力需求的增长，而不需要增加煤电的发电量。
可再生能源必须绑定煤电吗？
可再生能源发电具有间歇性的特点，随着风光等可再生能源装机规模不断扩大，电力系统调峰需求也将增加。去年广东省开发中的煤电项目，一半以上提及要用于电网调峰。这其中有16台机组单机规模在1000 兆瓦及以上。
尽管不断增长的风光装机带来的系统灵活性和备用容量需求增长毋庸置疑，但这种需求在多大程度上需要由煤电，特别是新建百万千瓦级煤电机组来满足，需要审慎评估。事实上，广东省高度重视电力系统灵活性资源的发展。《广东省能源发展“十四五”规划》、《广东省碳达峰实施方案》等文件多次强调，“要推动存量煤电机组灵活性改造，加快纳入规划的抽水蓄能电站建设，因地制宜开展新型储能电站示范及规模化应用，在珠三角等负荷中心合理规划布局调峰气电等”。
广东省规划“十四五”期间新增抽水蓄能2.4 吉瓦，新增气电装机容量约36 吉瓦。到2025年，新型储能装机容量将达到2 吉瓦。到2030年，抽水蓄能电站装机容量将超过15 吉瓦。除以上电源侧调峰方式外，还可以通过省间电力互济、需求侧响应等电网侧和负荷侧资源进行调峰。在新增上述灵活性资源后，是否还有额外的调峰需求要由新增煤电来满足，尚需仔细核算和评估。
另一方面，即便需要煤电提供系统调节能力，新建煤电大机组相比改造和延寿现役小机组，在调节能力、经济、能耗和碳排放等方面，也并不具备优势。从调节能力方面看，小机组调节响应速度更快，而大机组在启停时间、爬坡速率和最小出力上相比小机组均没有优势。从经济成本上看，新建机组在运营初期需要承担较高的还本付息资金压力，而现役机组的财务成本和折旧成本较低。从能耗和碳排放方面看，尽管在最优运行条件下，大机组的供电煤耗低于小机组，但在煤电机组低负荷运行时，大机组的能效下降更明显，度电煤耗和碳排放的差距将显著缩小。考虑到广东省仍有不少运行时间在15年以内的300 兆瓦及以下煤电机组，这些机组经过改造和延寿，可以充分发挥其容量价值，在提升电力系统灵活性上发挥重要作用。
“上大压小”能减少碳排放吗？
“上大压小”是广东省开发煤电的另一大动因，一半以上煤电项目均有提及。该政策的初衷是优化煤电结构，即关停小火电机组，代之以大容量（单机容量在600 兆瓦及以上）、高参数（高蒸汽参数可提高机组效率）的先进机组，实现煤电清洁高效发展。
然而，该政策可能会导致碳排放增加。一方面，根据广东省2007年发布的《广东省小火电机组关停实施方案》，实施“上大压小”的替代原则为“建设单机60万千瓦机组，相应替代关停小火电机组容量42万千瓦以上；建设单机100万千瓦机组，相应替代关停小火电机组容量60万千瓦以上”。而在实际执行中，这一替代比例可能进一步打折扣。
例如湛江某电厂，新建2台600 兆瓦超超临界机组，配套关停小机组总计仅298.03兆瓦。因此，“上大压小”政策下新建煤电机组规模远大于被淘汰的火电小机组装机总和。另一方面，广东省“上大压小”淘汰关停的火电机组除煤电外，还有很多燃油发电机组。即便是大容量高参数的先进煤电，单位发电量碳排放也要高于小油电。因此，即便关停油电新建等量煤电，也将增加碳排放。
煤电并非“良药”
经济和电力需求大省广东大规模开发煤电，有试图通过煤电投资拉动经济增长的动因，也有新建煤电用于满足电力增长需求、兜底保障电力供给的政策逻辑，甚至还有促进节能减排的环保考量。但现实是，煤电并不是实现上述目标的良药。相反，继续大规模新建煤电，将进一步增加煤电投资成本、能源转型成本和气候环境成本。在提质增效高质量发展和双碳目标的新背景下，挖掘现有煤电机组的容量价值并积极发展可再生能源和储能才是实现上述目标最成本有效的解决之道。新增煤电，还需三思。
致谢：作者感谢杨鹂、姚喆、Joanna Lewis、崔学勤对本文提出的宝贵意见与建议，感谢Global Energy Monitor 提供的数据支持。
