pg电子平台2020年提出的“碳达峰、碳中和”目标已成为中国经济社会高质量发展的主基调和新引擎。2022年，世界共同经历了深刻而复杂的变化，中国能源供应也艰难应对由地缘政治动荡、能源价格上涨、极端气候变化等外部原因带来的挑战，煤炭供销均创历史新高，煤电项目的审批和建设也迎来新一轮热潮，为实现双碳目标带来不确定性。本文试图对出现这一现象的背景和原因进行剖析，并聚焦煤电，就双碳目标下煤电从主力电源向支撑性和调节性电源转变提出相应建议。

　　2022年，国际地缘政治冲突激烈，气候异常现象加剧，叠加中澳经贸关系引致的澳煤出口限制等因素，中国全年煤炭（煤及褐煤）进口量降至2.9亿吨，同比减少9.2%⁽¹⁾，是近七年首次负增长。

　　国内市场方面，在贯穿全年的煤炭保供增供政策刺激下，中国原煤产量创历史新高达到45.6亿吨，同比增长10.5%⁽¹⁾。

　　从消费侧来看，2022年中国煤炭实物消费量为44.2亿吨，同比增长4.3%。折算成标准量的煤炭消费量为30.4亿吨标煤，同比增长3.6%⁽¹⁾。煤炭消费量约四分之三用于煤电、钢铁、水泥行业，而这三个行业去年增势疲软，很难支撑总用煤量4.3%的增幅。相关统计数据显示，2022年燃煤发电量同比仅增长0.7%⁽²⁾，且每千瓦时发电标准煤耗下降0.2%，而粗钢和水泥产量则分别下降1.7%和10.5%⁽¹⁾。

　　有专家认为，去年中国煤炭消费的增长主要因煤质下降引起⁽³⁾。2022年，煤炭保供增供压力较大，煤矿企业在增产扩产过程中可能伴随出现了煤炭品质下降问题⁽⁴⁾，而官方统计数据未能及时完全反映这一变化，导致换算成标准煤为单位的煤炭消费数虚高。

　　我们认为，除了煤质问题，煤炭消费增长还是天然气消费疲软、供暖需求上升、散煤统计完善和煤炭库存增加等多方面因素共同作用的结果。

　　首先，天然气价格高位运行，引发了“天然气向煤炭”消费转移。自2005年以来，天然气占一次能源消费的比重稳步提升，平均每年增加0.4个百分点。照此趋势，天然气占比应由2021年的8.9%升至2022年的9.3%。然而，由于价格高企，2022年中国天然气消费量同比减少1.2%，占比也由8.9%降至8.5%，是过去十几年首次下降。这一正一负间，造成约4300万吨标煤的缺口，而这个缺口绝大部分由煤炭填补。

　　其次，严寒天气进一步加剧了燃煤供暖需求。2022年12月，中国大范围受4次冷空气过程影响，当月平均气温为近十年同期最低，供暖需求大幅攀升。据我们估算，用于建筑供暖的煤炭消费量去年同比增加约10%。

　　第三，中国有1.5亿～1.7亿吨散煤用于农村供暖，这些散煤用量长期以来未被纳入统计口径。随着煤矿生产安全整顿和对中小型煤矿的兼并重组，部分散煤消费开始被纳入统计体系。

　　第四，煤炭库存量恢复，部分被记入消费量。2021年，全国煤炭供应极度短缺，库存告急，部分电厂最紧缺时期库存甚至不足一日⁽⁵⁾。进入2022年后，这一现象逐渐缓解，1月中旬全国统调电厂电煤库存恢复至1.2亿吨，而12月期间则保持在1.6亿吨以上，可用20天以上⁽⁶⁾。同期，中央和省级政府建立的煤炭应急储备库也得以恢复。在数据统计过程中，可能有相当数量的库存量被记入消费量。

　　从分部门的煤炭消费看，虽然去年电力生产用煤整体增长缓慢，增速仅0.5%左右，但其消费量占煤炭消费总量的比重仍达55%以上，是名副其实的用煤大户。随着房地产开发投资大幅下滑，钢铁和建材两大行业的煤炭需求持续走弱，且北方地区冬季清洁供暖工程逐步推进，煤炭消费将进一步向电力行业聚集，发电行业仍成为煤炭需求的主要支撑。

　　2022年，中国全社会用电量同比增长3.6%（增量3244亿千瓦时），其中约一半新增用电（1623亿千瓦时）源自居民生活（图1）。8月和12月的全国平均气温分别为近十年同期最高和最低。受制冷和供暖需求激增影响，两月居民生活用电量分别同比增长33.5%和35%，最终全年居民生活用电量同比增长13.8%。尽管增长迅猛，但中国户均生活用电水平和欧美国家相比仍有较大差距，根据IEA的统计，仅为同期欧洲发达国家的45%和北美国家的1/4。在生活水平持续提高、气候变化刺激用能需求等多种因素影响下，中国居民生活用电量预计将继续攀升。

　　除居民生活用电外，新兴产业如数字经济、电动车和充电桩近年来蓬勃发展，成为不可忽视的用电增长极（图2）。能源基金会测算显示，近六年全国数据中心机架规模年均复合增速约30%，2022年数据中心用电量占全社会用电量比重超过4%。另据中电联数据，2022年新能源车整车制造用电量同比增长71.1%，电动汽车充换电服务业用电量同比增长38.1%。

　　2022年，煤电发电量占全年总发电量的比重从过去几年的60%以上降至58.4%，煤电装机容量占比从2021年的46.7%降至43.9%。与此同时，新能源占比持续增长，推动发电结构持续优化。2022年非化石能源发电占比从2021年的34.9%增至36.2%，其中风光发电占比从2021年的11.7%增至13.7%。新增装机方面，风电和太阳能装机已连续三年保持1亿千瓦以上的高速增长，2022年新增装机1.25亿千瓦（图3）。尽管如此，非化石能源的新增发电仍只能满足约3/4的新增电力需求，意味着余下的1/4需要常规能源补足（图4）。

　　季节性电力需求波动促使煤电发挥能源保供稳定器作用。2022年夏季的高温干旱导致水力发电能力断崖式下降，而电力需求尤其是居民用电量激增，为电力系统的发电能力和负荷能力带来双重挑战。尤其是7月和8月，在充分调动非化石能源的情况下，用电缺口仍达到需求总量的73%和95%（图5）。煤电因其更加灵活的出力能力和时间控制，在用电需求高峰期及时补足电力供应。

　　非化石能源难以平抑用电峰值的电力负荷，需火电尤其是煤电缓解。2022年全国22个省级电网负荷创历史新高，除东北外其余5个区域电网负荷均创新高⁽⁷⁾，仍需火电尤其是煤电满足尖峰负荷需求。以广东为例（图6），2022年7月下旬，广东电网负荷创年度新高，达1.42亿千瓦；而水电、风电、太阳能发电、核电及其他可再生能源的装机总和仅6900万千瓦，且风光作为间歇性能源，有很大不确定性。而且届时西部—广东的外调电负荷同样受天气影响而大幅降低，导致峰值时期的额外负荷不得不由本地的化石能源，主要是煤电，来平抑。

　　2022年中国新建煤电项目增长较大。据能源基金会统计，全年投产运行（包括试运行）的燃煤发电装机2735万千瓦，主要分布在内蒙古、山西、安徽和江西等省。开工建设燃煤发电装机9626万千瓦，主要分布在内蒙古、广东、江苏和湖南。此外，新核准的燃煤发电装机容量达到8655万千瓦，是2021年的4.7倍⁽⁸⁾，其中广东和安徽是新增核准容量最多的省份。还有5439万千瓦的燃煤发电装机处于规划状态，主要分布在湖北、陕西和江苏。这些新推进的发电机组大多位于过去两年出现电力短缺的省份和传统的煤炭资源大省（图7）。

　　煤电项目的建设动因在空间和时间上均有明显差异。据能源基金会分析，新增煤电项目建设的主要动因可归纳为弥补当地电量缺口、保障当地电力平衡、热电联产、特高压和外送配套pg电子平台、等/扩容量替代和自备电厂（见图8）。缺电省份和富煤省份的新建动因差异明显。传统缺电大省如广东、江苏、湖北、安徽和湖南新建煤电项目主要是为了弥补电量缺口，而富煤省份如内蒙古、陕西和新疆的煤电项目建设则主要是为了服务特高压和外送配套。动因在不同建设阶段也呈现明显变化趋势。运行中的机组建设动因以热电联产、特高压和外送配套为主，而建设中的机组、核准和规划机组主要为了弥补当地电量和电力缺口。表明在更早的规划中，煤电机组在未来发挥的作用分布较为均衡；而2022年开工建设的机组、以及最新核准和规划的机组将着重于解决电量和电力不足的问题，体现出近年电力短缺的影响。

　　一半以上新建煤电机组尚未落地，仍存一定空间以扭转激增趋势。以机组开工建设为重要时间节点，如图7所示，新增装机处于开工前、后状态的比例约为54%和46%，代表2022年全国一半多的新增装机仍未落地。新增大于1000万千瓦的9个省份，合计装机占到新增总量的近70%，其中处于规划和核准状态的装机占比达58.3%。如果能及时并充分发挥同期新增清洁能源和储能的潜力，仍有可能为煤电装机争取更多的压缩空间。

　　新建煤电机组的特征与未来煤电定位不完全一致。国家能源局明确提出不再新建单纯以发电为目的的煤电项目，并积极推动煤电机组的灵活性改造。但从2022年新建机组的建设状态分布可以发现，越晚规划的机组，其设计越背离煤电的未来定位（见图9）。总体上新建煤电项目以60万千瓦甚至100万千瓦以上的大机组为主，且其在运行、建设、核准与规划煤电项目中的占比越来越高，分别是78.5%、93.6%和96.3%。然而在技术层面，对30万千瓦及以下、30万～60万千瓦级机组进行灵活性改造的技术成本更低、综合效益更好⁽⁹⁾；机组的大型化趋势不利于煤电发挥灵活性电源的角色定位。此外，在运行、建设、核准与规划煤电项目中，热电联产机组的占比分别为40.7%、24.6%和15.3%，占比持续下降。由图7可知，新建煤电项目大多位于不需要供暖的长江以南省份，这是热电联产机组占比下降的直接原因，但这一发展趋势并不利于燃煤电厂提高能源利用效率。

　　国家和省级层面的碳达峰目标设置是实现可再生能源快速发展的有力保障。据能源基金会分析，截止2023年4月，已公布的24份省级碳达峰方案中，2025年风能和太阳能发电装机目标合计约12亿～15亿千瓦。多家研究机构预期中国风能和太阳能发电装机在2030年可达到16亿～20亿千瓦⁽¹⁰⁾⁽¹¹⁾，远超国家设置的12亿千瓦目标。大规模且不断增长的能源转型投资也将有力推动煤电角色转变。2022年中国的能源转型投资在全球独占鳌头，总投资额是第二名美国的将近四倍⁽¹²⁾。2022年可再生能源投资增长率达21.5%，并且趋向多样化。在未来以风能和太阳能等可再生能源为主的电力体系下，煤电将逐步退出主力发电能源的舞台，转而成为保障电力供应安全的支撑性电源和协助风光等可再生能源发电消纳的重要调节性资源。

　　根据中国电力企业联合会发布的《2023年度全国电力供需形势分析预测报告》⁽²⁾，预计2023年全社会用电量将达到9.15万亿千瓦时，较2022年增长约6%。新增发电装机规模将达2.5亿千瓦左右，其中约1.8亿千瓦为非化石能源。而国家能源局的数据也显示，2023年风电和太阳能新增装机将超过1.6亿千瓦⁽¹³⁾。假设除煤电和气电外的其他电源发电小时数和2022年保持一致，仅从电量看，2023年新增电量需求有望全部由非化石能源满足（图10）。随着新一批建设、核准和规划中的新建煤电项目陆续投产，煤电发电小时数将持续下降，更多发挥季节性波动的支撑性保障和服务风电、太阳能发电消纳的调节性作用。

　　首先，对于电厂和发电企业来说，煤电的经济效益每况愈下。2021年，由于电力供需紧张且煤炭价格高企，超过80%的煤电企业亏损⁽¹⁴⁾，电力央企的煤电业务累计亏损超过1000亿元⁽¹⁵⁾。2022年，虽然煤电和火电企业的盈利状况有所好转，但仍有近半数上市火电企业预报业绩亏损，亏损总额逾100亿元⁽¹⁶⁾。

　　其次，煤电灵活性改造的经济性也不佳，给煤电厂和煤电企业带来额外的运营压力。目前，非热电联产机组灵活性改造成本在500元～1500元/千瓦之间⁽⁹⁾⁽²¹⁾，热电联产机组的成本较低，大概为300元～500元/千瓦⁽¹⁷⁾。除初期改造成本外，灵活性改造后的机组运行损耗增大，降低平均寿命，且低负荷运行导致单位发电煤耗平均增加14g—20g/千瓦时⁽¹⁷⁾。市场机制方面，辅助服务市场不成熟等原因也使得煤电提供的系统调节服务得不到等价的经济补偿，或仅能覆盖单位变动成本⁽¹⁸⁾，这极大地挫伤了煤电企业和地方继续投资灵活性改造的意愿。

　　此外，虽然煤电是当前成本较低的日内和日间灵活性调节资源⁽¹⁷⁾，也将在未来能源系统规划中承担相当一部分的灵活性调节功能，但是煤电作为灵活性调节资源的潜力并没有想象中那么理想。一方面，目前煤电灵活性改造后可释放的灵活性资源非常有限。内蒙古计划在2023年前完成2000万千瓦的煤电灵活性改造，但仅能为当地电网增加400万～500万千瓦的灵活性调节能力。而能源局《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》也给出了类似数据，指出“到2025年，中国计划完成累计超2亿千瓦的煤电机组灵活性改造，预计为电网增加3000万到4000万千瓦灵活性资源”⁽¹⁹⁾。相比起未来庞大的风光装机规模，目前煤电灵活性改造可提供的灵活性资源仍是杯水车薪。那么，煤电是否真如预期一样能实现与可再生能源的协调发展，促进风光发电消纳仍是一个问号。

　　以新能源为主体的新型电力系统中，可再生能源发电出力的波动性和间歇性因为气候原因只增不减，这促使我们尽快找到更优且更具经济性的系统性替代方案，从而加速煤电平稳向支撑性电源的角色转型。可以从煤电当前在能源体系中扮演的角色入手，逐个击破：

　　首先，在新建煤电主要为配套特高压电力外送的地区和省份（如内蒙古、新疆和陕西），一方面可以通过就地发展产业提高可再生能源的消纳。同时，可鼓励规划和建设其他集中性灵活性资源（如抽水蓄能、电化学储能和氢储能）替代燃煤灵活性资源。此外，通过创新商业模式和市场机制在需求侧推广部署分布式储能也能从一定程度上减轻电网调峰压力，同时实现可再生能源在受端的消纳。另一方面，在电网侧和需求侧探索可再生能源的网对网输电技术和机制，同时提高存量输电通道中的可再生能源电量占比，也能降低电量外送对煤电灵活性资源的需求。

　　其次，对于新上煤电主要为弥补当地电量或/和电力短缺的地区和省份（如广东、江苏、浙江和两湖一江），探索建立跨电网和跨省的电力调度机制，积极探索外调绿电线路，实现电网顶峰负荷和电力短缺时的及时电力/电量调入。与此同时，通过深化电力市场改革和电力定价机制，如加大峰谷价差和建设辅助服务市场，鼓励可规划间断用电的大工业用户和居民/工商业用户实施有序用电等需求侧响应方案，并且在资源适宜的地区，大规模推动分布式光伏、核电和海上风电的部署。此外，通过优惠的电价和其他价税财经政策，在更大空间维度上引导能源密集型行业和企业逐渐向可再生能源资源丰富的地区迁移，进行产业的再布局。

　　再次，对于需要新建煤电有用于满足供热需求的情况，因地制宜考虑使用清洁热源进行逐步替代。例如，在山东、浙江等核电部署较为密集的沿海地区，研究推进核电废热循环利用技术，部署核电供热和核电余热供热。在河北、江苏、山东和辽宁等工业余热资源可开发利用潜力较大的省份⁽²⁰⁾，推广工业余热作为集中供热的热源。除此之外，研究出台财税激励政策，推广热泵在北方地区的广泛应用，以及在内蒙古pg电子平台、山西和陕西等地区试点长距离输热项目，以充分利用现有燃煤机组的余热资源。

　　最后，针对煤电经济性和潜在搁浅资产风险的问题，建议有大量存量机组的省份（如山东、内蒙古和山西）视情况开展煤电机组延寿工作，合理评估并批准符合要求的超期服役机组延续工作期限，提升煤电机组的全生命周期收益，并降低对新建煤电机组的需求。

　　1国家统计局. “2022年国民经济和社会发展统计公报”. 2023年2月.

　　2中国电力企业联合会. “中电联发布2023年度全国电力供需形势分析预测报告”. 2023年1月.

　　3柳力. “煤炭与可再生能源双增：中国减排走向何方？”. 中外对线月.

　　4韩舒淋. “中电联预计2023年电力需求增长6%，全年供需紧平衡”. 财经, 2023年1月.

　　5新华社. “从电煤库存不足一日到超历史同期——看天津协调保运解燃“煤”之急”. 2021年12月.

　　6国家发展改革委. “电厂存煤超1.62亿吨较去年同期高4000万吨”. 2022年1月.

　　7央视财经. “22个省级电网负荷创历史新高”.西藏商报, 2022年8月.

　　8绿色和平. “2021年-2022年第一季度中国各省煤电项目审批分析”. 2022年7月.

　　9中国电力企业联合会. “煤电机组灵活性运行政策研究”. 2019年12月.

　　10余莎 et al., “中国碳中和综合报告2022: 深度电气化助力碳中和”. 能源基金会, 2022年11月.

　　13中国能源网. “能源局官宣：2023计划新增风电光伏160吉瓦”. 2023年1月.

　　14中国电力企业联合会. “2021年中国电力行业经济运行报告”, 2022年5月.

　　15吴可仲 and 张英英. “煤电千亿亏损背后：未来生存如何破局？”. 中国经营报, 2022年5月.

　　16马晨晨. “多项利好助推电企业绩抬升，今年电价大概率上涨”. 第一财经, 2023年2月.

　　17华北电力大学 and 自然资源保护协会. “电力系统灵活性提升: 技术路径pg电子平台、经济性与政策建议”. 2022年7月.

　　19国家发展和改革委员会 and 国家能源局. “关于开展全国煤电机组改造升级的通知”. 2021年10月.

　　20烟气余热利用. “我国工业余热利用现状分析”. 中国通用机械工业协会能量回收装备分会, 2020年7月.