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　　长期以来，煤电一直是我国的主体性电源，也是碳排放的主要来源。2020年9月，国家主席习在七十五届联大一般性辩论上提出中国将在“2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和”的目标，随之而来，煤电的角色也必然将在推进该目标实现的进程中而改变。

　　2024年8月，国家能源局局长章建华发文表示“在传统能源‘有序退’的基础上，推动风电光伏先立、早立、快立，实现安全可靠替代”，这也是国家能源局首次公开提到传统能源的“有序退”。

　　今年夏季中国电力结构显现出的变化似乎已经拉开了“有序退”的大幕。每年5-9月是迎峰度夏的关键时期，往年同期都是煤电出力和煤电发电量增长的重点时段，但今年煤电发电量占比在5-7月出现了连续三个月的负增长。与之相对的是，在整个5-9月期间新增清洁能源发电量满足了今年夏季的全部用电需求增长，第二季度二氧化碳排放量因此在疫情后首次出现季度性下降，第三季度二氧化碳排放量与去年同期持平。这样的变化与前几年的煤电建设热潮形成了鲜明对比。

　　近年来，中国煤电政策经历了过山车式的变化。2021年4月，习主席在“领导人气候峰会”上发表讲话，首次明确中国将严控煤电项目，“十四五”时期严控煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少。2021年9月，习主席再次在联大承诺停止新建海外煤电厂。2022年2月新能源清洁能源，国家能源局表示将在“十四五”电力发展规划中进一步明确严控煤电项目，原则上不再新建单纯以发电为目的的煤电项目，按需安排一定规模保障电力供撞护栏应安全的支撑性电源和促进新能源消纳的调节性电源。

　　然而，2021年—2022年的干旱导致西南水电乏力，地方拉闸限电的情况时有发生，地方政府和相关行业普遍认为煤电兜底保供的作用在此时凸显了出来。全球能源监测组织数据表明，2022年，中国核准了约106GW的煤电，相当于每周就批准了两个大型煤电厂。紧接着，2023年中国核准了约114GW煤电，有70GW煤电在2023年开工建设，占世界总量的95%。

　　2022年以来，得到核准的煤电项目定位多为保障尖峰用电的“支撑性煤电”和促进新能源消纳的“调节性煤电”，但问题在于新建这些煤电项目是否真的必要？

　　从全国范围来看，2024年中国夏季用电高峰的电力需求为1451GW。中国火电装机已达到1414GW，此外还有429GW水电，58GW核电，可调度发电能力总撞护栏量达到1901GW，超过尖峰电力需求的30%以上。如果电网协调调度得力，可调度发电能力超过尖峰用电需求的15%就足以保障电力安全供应。在欧洲和美国，可调度电力超过尖峰用电需求的比例在10%～20%之间。

　　除此之外，截至2023年年底，中国已建、在建和核准待建的抽水蓄能达到了230GW，截至2024年上半年河道护栏，已建成投运的新型储能容量达44GW。再加上已核准和正在建设中的煤电，三四年内中国的可调度发电能力将超过2300GW，而与此同时，假设电力需求年增长率为6%，尖峰电力需求届时约为1600-1700GW，可调度发电能力仍然远超过尖峰用电需求的15%。因此，如果能够得到有效调度，现有装机量完全能够保障国内尖峰用电的需求。

　　以2024年夏天为例，尽管从五月开始全国范围内陆续出现了极端高温天气，但并未出现类似此前多地限电限产的情况。主要原因是水电发电量反弹，以及2023年以来新增的风电和光伏装机发电量满足了夏季电力需求增长。从五月份开始，连续三个月火电发电量都出现了同比下降。此外，今年电力系统在迎峰度夏过程中采取了加强了省间互济、分时电价统筹考虑发电用电两侧，以及鼓励高耗能行业使用绿电等措施，有效保障了夏季高峰的用电安全，而新增煤电机组并未发挥作用。八月中下旬，有消息称四川再次出现了限电现象，但与2022年不同，今年由于水电充沛，四川省电力供应充足，官方给出的回复是“高温天气引起的用电负荷过大”，这凸显出四川本地高压电网建设的短板。因此，仅通过增加电力装机并无法满足尖峰保供的问题，通过增加电网和电力市场的灵活性可以更高效地保障各地用电需求，成本远低于新建上百GW的煤电以满足每年几十个小时的尖峰需求，而随着清洁能源的发展，煤电的产能过剩也将必然发生。

　　在中国西北地区的风光大基地，新建煤电的名义多为打捆新能源、平滑负荷曲线的“调节性电源”。内蒙古正在建设四个大型“沙戈荒”清洁能源基地，每个基地配备8GW光伏和4GW风电，并拟建4GW煤电厂作为配套电源。根据内蒙古8GW光伏和4GW风电项目的典型小时发电曲线，作为支撑电源的可调度燃煤电厂可能需要在中午关闭，并在下午晚些时候、傍晚和夜间快速启停并调节出力。然而，煤电的运行特性并不适合这种频繁启停的操作模式。经过灵活性改造的煤电机组年启停次数约在100次左右，而过于频繁的启停会对煤电核心设备造成严重的热应力和机械磨损，从而缩短机组寿命，增加维护成本，甚至影响机组安全性。考虑到日内波动是主要挑战（而非季节性波动），最适合的调节手段是储能系统和需求侧响应，而非燃煤电厂。此外，应从当地电网和外送省份的角度考虑如何应对清洁能源发电的间歇性问题，在清洁能源电力外送中更多地采用高压直流输电技术和电压源换流器技术，同时研究如何利用省内现有的输电线路充分对现有的煤电资源进行调度，是更为经济的解决方式。

　　2022年以来，地方政府核准的大多数煤电并不符合“支撑性”和“调节性”电源的定位。在核准煤电最多的几个省份，例如内蒙古、安徽等省（区），煤电已经是其发电主体电源，足以满足省内电量需求，以及调节省内已有的和计划中的可再生能源发电电源。地方政府近两年新核准的煤电项目里，仍有很大一部分是“单纯以发电为目的”的，并未深刻思考过其在经济社会绿色转型中的角色。

　　2023年12月，国家发展改革委发布的《十四五规划实施的中期评估报告》显示，在“十四五”规划前半段，单位GDP能源消耗和单位GDP二氧化碳排放两项指标的进展落后于预期。十四五规划中，能耗强度和碳排放强度较2020年分别下降13.5%和18%均为约束性指标，凸显了政府的责任，具有极强的严肃性乃至问责性，不能随意调整。

　　自2020年以来，能耗强度年均降幅仅为0.6%，低于十二五期间的4%。在中期评估报告发布前，发改委就能耗强度目标落后约谈了八个相关直辖市和省份，其中重庆、广东、浙江、安徽、陕西在近几年新增火电装机占比中均位于前列。

　　根据国家统计局数据，2023年中国能源消费增长速度快于GDP增长速度，然而单位GDP能源消耗却降低了0.5%。这个数据看似矛盾，实则因为政府改变了对“能耗强度”的定义，能源消费总量的统计口径仅涵盖化石能源消费，不再包括可再生能源和核能。这一调整将鼓励地方政府对非化石能源的消费，意味着如果更多地使用可再生能源和核能，则更容易实现能耗强度的下降目标。但若此前核准的煤电全部投产并运行，则没有可能实现此前制定的能耗强度下降目标。

　　根据能源与清洁空气研究中心（CREA）的测算，2021—2023年，中国碳排放年均增长为3.8%，高于十二五期间的年均增长0.9%。要实现2025年的碳强度下降18%的目标，就必须在2024年和2025年达到年均7%的降幅。此外，中国在提交给联合国气候变化秘书处的《国家自主贡献目标》中指出，到2030年，碳排放强度比2005年下降65%以上。这就意味着如果中国年均GDP增长率为5%左右或者低于5%，从2023—2030年，能源部门的碳排放必须保持零增长。而煤电装机的高速增长，则对能源部门的减碳构成了巨大的挑战，危及2025和2030碳强度下降目标。

　　2022年电力行业碳排放量约为51亿吨，占全国碳排放总量的46%。作为国民经济和社会发展的重要基础产业，电力行业是中国碳排放的主要来源。根据中电联《中国电力行业年度发展报告》，2022年我国电力碳强度为541gCO2/kWh，同年全球平均水平为436gCO2/kWh。中国电力碳排放强度虽呈现逐年下降的趋势，但总体下降速度较为缓慢，与碳中和愿景仍存在较大的差距。从发电方式来看，国家能源局数据显示，2022年全国火电（主要是煤电）的碳排放强度约为832gCO2/kWh，远高于电力行业总体碳排放强度。

　　目前中国各阶段煤电机组数量庞大，在运机组约为1170GW，从长期来看，煤电发展具有不确定性。根据华北电力大学最新研究《统筹安全保供和双碳目标的煤电转型路径研究》，若重点考虑通过化石能源满足国家的电力保供需求，将现阶段在建、核准的煤电机组全部建设投运，预计煤电规模将持续增长，到2030年达到约1650GW的峰值。届时，2060年电力系统仍有3亿吨碳排放，中国将无法实现碳中和目标。

　　根据华北电力大学的研究，如果能够综合发展化石能源和低碳能源，在确保电力安全稳定供应的前提下，将煤电峰值控制在1400GW左右（统筹协调保供情景），或主要通过低碳能源实现电力保供，严控现阶段核准和在建的煤电项目投运，将煤电峰值控制在1250GW左右（低碳资源保供情景），这两种情境下电力系统均可在2060年实现净零排放，区别是前者需要成本高昂的碳捕集与封存工程作为减排技术的支持。

　　近年来，提到能源安全，就免不了要强调煤电的“兜底”和“保供”。然而，2024年2月，国家主席习在中央政治局集体会议上指出“我国能源发展仍面临需求压力巨大、供给制约较多、绿色低碳转型任务艰巨等一系列挑战。应对这些挑战，出路就是大力发展新能源。” 点明太阳能和风能已经成为我国实现能源安全的关键。

　　过去几个月，得益于清洁电力的快速增长，中国在疫情后首次迎来了季度性的碳排放下降。事实上，清洁电力的增长速度已经足以满足整体电力需求的增长。如果太阳能和风电当前的发展势头能够保持，中国到2030年可实现3,500GW的可再生能源装机容量，到2035年将进一步达到5,000GW。届时，非化石能源在一次能源消费中的比重将超过40%，非化石能源发电量占比将达到至少65%，这将使电力行业的碳排放减少30%，符合《巴黎协定》的减排路径。相应地，到2030年，新型电力系统按规划已步入总体形成期，新能源将成为装机主体电源，煤电装机容量也将步入下降趋势。

　　2024年，中央政府先后发布了《全面推进美丽中国建设的意见》《2024-2025节能降碳行动方案》《加快构建碳排放双控制度体系工作方案》和《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》等多份重要文件，绿色发展在政策中的优先级明显提升，煤电扩张的步伐也随之大幅放缓：2024年上半年，全国煤电核准量仅有9GW左右，同比下降80%以上。但值得注意的是，今年上半年新开工煤电仍高达41GW，与前两年高位持平，在能源转型提速的背景下，这些煤电项目未来有很大的风险成为搁浅资产。

　　在此前的几年中，新能源与火电采用“打捆”模式进行外送，其中风电和火电的比例通常维持在1:1.5至1:2.2之间。这种模式不仅限制了电力系统的碳强度降低，也难以进一步提高可再生能源的并网比例。2024年8月，国家发展改革委发布了《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027）》，明确提出要“推广新型交直流输电技术的应用，有效降低配套火电比例，实现高比例或纯可再生能源外送”。

　　2024年7月，发改委公布了《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》，旨在推动煤炭与生物质掺烧、与绿氨掺烧，以及碳捕集、利用和储存（CCUS）三种工程方案的应用，以降低煤电行业的排放。然而，这三种成本高昂的工程解决方案很难为中国的煤电系统提供可持续的、有经济效应的脱碳路径，甚至可能会加剧煤炭行业的财务困境，推高电价。根据华北电力大学的分析，在煤电峰值16.4亿千瓦和12.5亿千瓦的情景下，煤电行业的转型成本相差2.7倍。相较于化石能源保供情景和统筹协调保供情景，低碳资源保供情景的煤电转型成本较低，主要为2031—2050年产生的煤电搁浅资产成本，若当前核准的煤电项目全部投产，将在未来十年内进一步推高煤电搁浅成本，造成大规模经济损失。

　　中国煤电行业的转型应统筹安全保供与“双碳”目标双重要求，兼顾近期与远期、整体与区域、增量与存量煤电转型需求，并制定符合双碳目标的煤电转型时间表和路线图。同时，应聚焦能源电力新技术、新模式、新业态，健全多层次电力市场体系建设，探索电碳市场协同联动机制，促进煤电持续健康运行和绿色低碳转型。另外，在中国转型金融的发展下，应加强对煤电部门转型金融的顶层设计，建立区域协同公正转型的财政机制，支持煤电行业高质量发展。

　　为确保中国实现2060年前碳中和目标，煤电行业的转型路径是关键。如果缺乏统筹协调，盲目为了地方保供在短期内新增煤电装机，将影响2060年实现碳中和目标，并势必在走向碳中和的过程中付出高昂的转型代价。