近日，国家发改委、能源局发出通知，加快煤电低碳化改造建设，明确“煤电仍将在一定时期内发挥能源安全兜底保障作用。”
中国可再生能源的发展速度连续多年领跑全球，风光的新增装机和累计装机分别约占全球新增装机的63%，以及累计总装机的40%。国际能源署（IEA）6月预测2030年中国可再生能源装机总量将接近32亿千瓦，约是2022年水平的2.5倍。
然而，如此大规模和高增速的可再生能源并没有停下中国煤电增长的步伐。全球能源监测（GEM）今年4月发布的报告说从2022年初至今，中国有超过2亿千瓦的新燃煤电厂被核准。2023年，中国煤炭消费增量超过全球煤炭消费增量，引发了国际社会的高度关注。仅从能源的角度看，探究煤电增长背后的原因，主要有三大挑战未能得到有效解决，包括非煤能源无法满足全部增量用电需求、电力系统缺乏清洁灵活资源和清洁供热技术的应用相对迟缓。以全国煤电装机和供电需求第二大、光伏装机最大、同时也是供热需求量最大的山东省为例，或可一窥煤电转型的挑战之巨大。
保供：用电需求大且仍处增长高位
截至2023年底，中国全社会用电量达92241亿千瓦时，同比增长6.7%。根据能源智库EMBER的数据，用电总量规模约是美国的2倍（42667亿千瓦）、欧盟的3.5倍（26955亿千瓦时）。仅山东一省的用电量（7966亿千瓦时）就相当于德国（全欧洲用电量最大，达到5137亿千瓦时）的1.5倍。
此外，与欧美等发达国家用电量保持稳定甚至有所下降的情况不同的是，中国用电量仍在快速增长。EMBER统计，过去十年（2013-2023），中国全社会用电量年均增速达5.7%，而美国为0.4%，欧盟为-0.7%，德国为-1.5%。根据国家能源局的数据，今年1-5月，中国全社会用电量同比增长8.6%，预计全年增速超过6.5%，这意味着中国每年的新增用电量就比德国目前总的用电量还要更高。
由于用电基数大且增速快，包括可再生能源、核电、气电在内的非煤电源无法满足全部增量用电需求，因此中国也仍需要新增少量煤电弥补用电量缺口。中国电力企业联合会统计，2023年新增非煤电源约3.14亿千瓦（其中风光新增就接近3亿千瓦），占总新增装机比重的85%以上，但仍无法满足高达5764亿千瓦时的新增电量需求。在此情况下，2023年中国新增了约4000万千瓦的煤电，发电量增长约2900亿千瓦时，约占全部新增用电量比重的一半，承担了重要电力保供责任。
调峰：电力系统灵活调节资源不足
截至2024年6月底，中国风电光伏总装机占比约40%，总发电量占比约20%，两者较五年前都提升了一倍多。由于新能源发电具有随机性、波动性、间歇性的特征，对电力系统的灵活调节能力提出了较高的要求。山东省高速发展的光伏已经显著改变了电力系统的供需特征，从“集中、稳定、可控”到“分散、波动、需灵活管理”。
与欧美等发达国家相比，中国尤其缺乏具有启停灵活、响应速度快、调节范围广、可靠性高等特点的燃气电厂。根据EMBER的数据，2023年中国燃气发电装机占比仅约5%，显著低于美国42%、英国的36%和德国的14%。若将德国与山东省相比，德国是8200万千瓦的光伏搭配了3400万千瓦的气电，而山东省超过6000万千瓦的光伏却只搭配了60万千瓦的气电。这也让山东省超过1亿千瓦的煤电不得不承担为电力系统提供灵活性的主要责任，不仅需要频繁深度调峰，更是出现了单月数十次启停调峰的情况。
虽然中国目前正加速部署抽水蓄能、电化学储能等灵活调节资源，但由于前者建设周期长、后者充放电时间短等特点，近中期仍无法有效代替煤电作为电力系统灵活性的供应主体。因此，今年1月发改委出台指导意见，加强电网调峰储能和智能化调度能力建设，其中第一条便是深入开展煤电机组灵活性改造，到2027年存量煤电机组实现“应改尽改”。
供热：北方地区热力需求大
煤电目前仍是中国最重要的供热资源，尤其在北方地区，煤电还是居民供暖的主力。2022年，燃煤热电联产在北方市镇建筑供热热源中的占比超过55%，若再算上燃煤锅炉，则占比超过70%。在工业供汽方面，由于许多生产环节需要稳定且高品位的热量来确保产品质量和生产效率，煤电供热更是占据绝对主导地位。
供热安全约束已经成为部分地区煤电退出的关键制约因素。山东省目前正在大力推动30万千瓦以下级煤电机组的关停淘汰，但由于该类型机组在本省承担了80%以上的供热需求，导致煤电的退出面临巨大挑战。反观美国和德国等国，天然气是供热的第一大能源，2022年供热量占比分别高达78%和47%，且两国的总供热需求小，都不足中国的十分之一。
北京大学能源研究院今年6月一项最新研究发现，如果山东省未来仍采用煤电和气电作为主要的供热资源，到2050年本省的煤电退出空间不足3000万千瓦。但若山东省未来加大布局核电和生物质作为供热资源，到2050年仅需要保留约600万千瓦的煤电机组，实现95%存量煤电机组的退出。
加速煤电退出需要综合施策
煤电机组退出进度和退出时间很大程度地取决于其供电、供热、提供灵活性的三重作用能否被有效替代，国内外研究机构对中国煤电机组未来发展规模的判断也存在较大差异。例如，有论文认为到2060年中国还需要保留超过8亿千瓦的煤电，而的另一项研究则认为中国在2040年就能实现煤电的完全退出。
为了加速减少对煤电的依赖，推动煤电发电量的尽早达峰，中国需要系统谋划、综合施策，从而建成一个不同于当前系统的新型电力系统和能源体系。
在供电替代领域，一方面中国可以不断提高存量煤电机组的利用小时数，增加供电量，减少非计划停电的可能性和机组体量，满足一定的用电需求增长。事实上，中国近年来煤电的利用率一改“十四五”时期之前持续下降的态势，利用小时数已从2020年的4323小时上升至2023年的4685小时，但未来仍有进一步的优化空间，例如 5000 小时是个不错的目标。另一方面，中国需进一步加大新能源、核电、生物质、气电等清洁电源的发展速度，力争实现可再生能源到2030年的三倍增长目标，以更早地实现以非煤清洁资源满足全部增量用电，并在此基础上进一步替代煤电。
在灵活性替代领域，除了加快调峰电源和新型储能的建设之外，还要重点推动电网侧的区域互济和需求侧资源的利用。在电网侧，改变较为僵硬的跨省跨区送电协议，放开将利用小时数作为输电通道的考核评价指标，构建省市间电力互济市场化机制。在需求侧，利用灵活的电价机制和补偿机制、激励各类主体主动参与需求响应，缓解电力供需矛盾，促进新能源消纳。分布式能源为代表的新型商业模式应得到进一步的发展，落实新型电力系统中“供需协同”的要求，通过市场驱动庞大的需求侧响应能力，就地平衡消纳波动性新能源，减轻电网压力的同时也可以提高经济性。比如随着电动汽车保有量的快速提高，有序充电及V2G（车网融合，给电网供电），可以大大减少高成本的储能及备用容量建设。这些都需要进一步改革电力市场，形成实时现货价格，从而实现市场配置资源的基础功能。
在供热替代领域，尤其是对于煤电机组扮演重要供热功能的省份和地区来说，更应该着重加强“一揽子”清洁供热技术的部署。例如，居民采暖所需的低品位热量可采用热泵、核能、地热能、工业余热等，高品位工业蒸汽则可以采用天然气、固体生物质、核小堆、氢能等。未来，中国需进一步加强清洁供热技术的设备和技术攻关，明确不同技术路线的适用条件、技术要求、运维服务标准等，根据不同经济条件的用户，提供梯级技术清单、多能互补或技术组合型方案，并比较经济成本、运行费用、功能特点、环保性能等，以满足不同用户需求，确保不降低供热质量的情况下终端用户费用可承受。需要指出的是，在大规模跨季节储能方面，除了大家关注的氢能及衍生品，大规模储热技术也已经崭露头角。
这是一个中国国家主席习近平2023年提出的概念，旨在加快从高度依赖自然资源和能源投入的经济模式，向以技术创新为中心的模式转变。新质生产力的提出，目标是让中国逐步减少对基础设施建设、房地产投资以及低成本制造和出口等传统增长引擎的依赖。
我们有理由相信，随着技术进步推动的新质生产力发展以及相应的生产关系变革，新的商业模式必将风起云涌，推动清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统早日成型。
