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文｜华夏能源网

围绕“绿电代煤”，中国在2023年赶出了亮眼进度：新增风光装机达3亿千瓦。

但评判成效，不能只看装机量。

有意思的是，被视为能源转型最重要指标的煤电装机数据，却罕见打起架来。

1月24日，国新办新闻发布会。在回应记者关于央企保供的话题时，国资委副秘书长、新闻发言人李冰表示：2023年“煤电机组保持安全高效运行，全年累计发电5.35万亿千瓦时，以占全国52%的装机规模贡献了占全国63%的发电量”。

几天后的1月30日，中电联发布的《2023-2024年度全国电力供需形势分析预测报告》称，2023年非化石能源装机首超50%，煤电装机占比已经降至40%以下。

一个说煤电装机占比52%，一个却说煤电装机占比已经降至40%以下，两个数字差距不小。

煤电占比数据为什么会打架？这背后不仅仅是煤电多了一点还是少了一点的问题，重点是随着绿电装机飞跃式增长，中国绿电代煤、能源转型的实质性步伐迈的怎么样的问题。

煤电数据“打架”背后

国新办方面，“煤电机组以占全国52%的装机规模”的数据，或来自统计局。这个发电量数据，突出的是央企的煤电保供成绩。

截至2023年底，国内全口径发电装机容量29.2亿千瓦（中电联《2023—2024年度全国电力供需形势分析预测报告》数据）。如果按总装机占比52%来计算，2023年的煤电装机数是达到了15.18亿千瓦。

这个数字看起来是有点高了，因为2022年煤电装机数据为11.24亿千瓦（中电联《中国电力行业年度发展报告2023》数据）。一年增长近3亿千瓦？高的有点不科学。

再来看中电联的数据：2023年煤电装机占比降至39.9%（首次降至40%以下），对应起来就是11.65亿千瓦。2022年这一数字是11.24亿千瓦，这意味着2023年全年煤电装机增长为4100万千瓦。

从2018年到2022年，中国的燃煤发电装机从10.1亿千瓦增长到11.24亿千瓦，年均增长2750万千瓦。对比起来，2023年4100万千瓦的煤电装机是有一个小幅增长的。

这似乎与2021年电荒后煤电审批开闸有很大关系。据全球能源监测组织统计，继2021年核准了超过2300万千瓦的煤电项目之后，2022年，中国煤电核准量高达1.06亿千瓦以上，相当于每周核准2个煤电项目。

另据国际环保机构绿色和平《中国电力部门低碳转型2023年上半年进展分析》报告显示，2023年上半年，中国总计核准煤电装机5040万千瓦。

煤电厂的建设周期在一年半左右，上述近2亿千瓦的煤电装机核准，多半会在2024年投入运营。也就是说，2024年或许会有一轮煤电装机增长大爆发。

而业界之所以高度关注中国的煤电装机容量，出于一个固有的认识：在中国“双碳”进程中，煤电装机容量占比要逐渐走低，甚至只有煤电装机绝对数量降下去了，中国如期实现碳中和才有可能。

这个认识从逻辑上似乎没有问题，但对中国国情是缺乏理解的，对中国双碳转型理解的过于机械化了——中国走向碳中和的过程中，煤电装机容量继续飙升是不可避免的。

为什么这么说？新能源发电依赖的是太阳能、风能等自然资源，发电特征就是“靠天吃饭”，具有高度的随机波动性。随着新能源越来越多并网，电力系统这个“大水池”中就需要更多的提供稳定特性的电源，否则整个电力系统的稳定性就会出问题。

为解决电力系统的稳定、安全运行，就需要进一步提升煤电的容量充裕度——目前看，只有煤电能够做好调峰，为电力系统提供稳定性。

在欧美国家，提供稳定性的更多是气电，气电更加清洁低碳，燃气轮机也很方便频繁启停。但是，中国“贫油、少气、富煤”的资源禀赋决定了，没有条件上那么多的气电，于是就只能把新能源绑定煤电——新能源要大发展，煤电装机也必须跟着上。

新能源“有装机无电量”的尴尬

准确的理解中国碳中和目标下的能源转型，不是简单的容量替代，而是电量替代；不是新能源装机替代煤电装机，而是新能源发电量逐步替代煤电发电量。

现在的问题是，新能源装机容量实现了跃进式增长，但新能源发电量占比却没有同步增长。换句话说，新能源是“有装机、无电量”。伴随着新能源更大比例地接入电网，需要用电的时候发不出来，那就是大问题了。

国资委和中电联双方的数据都显示，2023年煤电的发电量占比达到了63%。这个比例是有所抬头的——2022年，煤电发电量占比刚刚从上一年的60.1%降到了58.4%。

煤电发电量占比趋势

煤电发电量占比为何“掉头”向上？中电联并没有说明原因。

如果说将其归因为2023年有4000多万千瓦新增煤电装机，不够有说服力；煤电利用小时数有所回升（火电利用小时数4466小时，同比提高76小时），当然对煤电占比掉头有贡献，但是也不可能是全部。

根据中电联另一数据提到的水电发电量占比下降，在此消彼长的电源结构中，水电占比的微降是谁来补的呢？中电联称，是煤电“有效弥补了水电出力的下降。”

那么，为什么不是由突飞猛进的新能源发电去补水电出力下降的空缺呢？很显然，煤电的主力电源地位还牢不可破，新能源暂时还靠不住！

过去一年，中国新能源装机经历了爆发式增长。截至2023年底，风电、光伏装机合计达10.5亿千瓦，总容量占比36%。这较2022年底的7.6亿千瓦，大幅增长约3亿千瓦，同比增幅近四成。这当中，最凶猛的光伏新增了2.2亿千瓦装机，一年干出了之前四年的总和。

然而，新能源装机迅猛增长的同时，电量却并没有对应增长。2023年3亿千瓦的新增新能源装机，按理来说，新能源的电量占比也应该是同步增加才对。

此前几年，风电光伏发电占比大概是以每年1个百分点的速度在增长（2022年，风电、光伏发电量1.19万亿千瓦时，占全社会用电量的13.8%）。按照2023年3亿千瓦的新增风光装机占比估算，风光电量占比理应有4个、5个百分点的增幅。不过，中电联报告不知道是无意还是有意，回避了风光发电量占比数据，相反，煤电发电量占比倒是掉头增长了4.6%。

长远来看，风电、光伏只增装机量，不增发电量的问题，到了必须重视的时候了。

中电联预计，到2024年底，中国新能源发电累计装机规模将进一步蹿升至13亿千瓦左右，用不了多久，这一规模还将升至15亿千瓦甚至更高。如果风电、光伏发电量占比还不能合理的提高，那碳中和就将遭遇严重卡点了。

绿电代煤“卡”在哪了？

问题的根源还在老问题：消纳困难。

但这一轮消纳困难，无论是在复杂诱因上，还是在困难的数量级上，早已不是10年前“风电三峡”那种消纳困难所能同日而语的。

当前，新能源消纳难已是系统性难题。在西北光照资源好的地区，例如青海，每到中午大量光伏电站被迫放弃光照最好的3—4小时不发电；在中东部分布式光伏快速发展的地区，例如河南，省内大部分区域都被预警为绿电消纳困难的红色区域（参考华夏能源网此前报道《分布式光伏陷入“成长的烦恼”：电网容量告急，消纳“红区”何解？｜深度》）。

新能源消纳难、绿电代煤电量上不去，主要有两大诱因：

首先，是源于国内“风光火”打捆的供电模式。

为了解决西北地区风光消纳的问题，国家批复了多条特高压路线。但这些路线并不是单纯的送出风光电，而是要“风光火”打捆外送，这样才能让送电更平滑、更可控、更安全，同时经济性更好。这个时候，配套煤电建设就成为了必选项。

例如，2020年初，国家能源局批复陕北—湖北±800千伏特高压直流工程，同时还安排配套了5个煤电项目。国家能源局在《复函》中指出：“该项目拟规划配套的796万千瓦煤电项目要充分发挥调峰能力，为风、光等新能源外送提供必要支持，保障新能源消纳能力。”

“风光火”打捆的模式决定了，越是要大上新能源发电并寄希望于新能源多发电，就不可避免地需要增加煤电电量，令绿电代煤效果很大程度上被抵消。

业内人士做过简单测算，过去没有风、光发电并网的时代，1.2千瓦的煤电能为1千瓦的用户供电，但风光火打捆模式下，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。这样，平时不开机的1千瓦煤电，需要随之待命为新能源提供备用以及调峰等项服务。从风光大基地的实践来看，适配1-1.2亿千瓦的新能源发电，起码也要400万千瓦以上的煤电。

总结而言，大上风光装机本意是要增加新能源和绿电占比，但是“风光火”打捆的模式决定了，发出更多绿电的同时，煤电也要大比例增长，因为绿电无法撇开煤电全天候独立供电。

其次，风光的出力特性使得“绿电代煤”大打折扣。

由于风、光电不均匀出力，风电往往在夜晚因为风大而出力最多，光伏则在中午那两三个小时出力最多。然而，在风光发电出力最好的时候，往往不是用电需求最旺盛的时候，于是就有大量的绿色电力被弃。

风光新能源出力特性不够适应电力需求，有多种表现形式，有负电价进而影响到新能源场站的发电积极性，更有直接停机弃风弃光。

2022年12月，在中午13时左右，光伏项目出力最好的时候，山东发电侧现货价格出现了每天1-2个小时的-80元/MWh（-8分/度）出清电价。不止是山东，还有多省将中午调整成谷段电价。

而去年以来，青海每到中午，因整个电力系统没有那么多的电力需求，大量光伏电站被电网告知需要停机，放弃光照最好的3—4小时光能。

风光出力最好的时候不能实现满发甚至还要关机停发，那出力不够好的时候（风光不发电以及光伏弱发的时候），又只能由煤电顶上来，煤电电量必然上升。这样的两头堵，风光新能源发电量占比又怎么能提上去呢？

构建新能源为主体的新型电力系统，是要对整个电力体系做根本性变革，并不完全是闷头上马新能源项目就行了。新能源装机是要增长，更需要的是整个系统的优化和升级，让耗资巨大的新能源装机真正出力，而不是摆设。

到2060年中国实现碳中和，留给我们的时间已经不足40年，如果绿电比例每年只能提升一个百分点，碳中和目标显然无法实现，提升新能源发电量占比的问题，是时候要摆上日程了。