本文原载于中国能源报，经授权转载，作者系NRDC能源转型项目主管黄辉。

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相关数据显示，“十四五”尚未过半，我国煤电累计核准规模就已超过13000万千瓦，接近“十三五”核准总量，且未有放缓迹象。以广东省为例，截至今年2月底，已核准超2000万千瓦。如果这些机组都在2025年前投产，加上已开建的项目，除非实施相应的煤电机组淘汰或退役，否则煤电机组总量将超过本省“十四五”能源规划提出的煤电净增规模。

此轮煤电加速与“十四五”以来多地出现电力供应偏紧的情况密切相关，尤其是2021年的东北限电和2022年的川渝限电。前者主要是煤炭供应不足和能耗双控所致，后者是由可再生能源无法在极端天气和尖峰负荷下提供电力支撑引起的。从机组类型看，已核准的煤电主要是非热电联产机组，占八成以上。从分布区域来看，主要集中在负荷中心的中东部，包括广东、安徽、湖南、江西、浙江等，以及可再生能源丰富的新疆、甘肃、陕西等西北省份。

不可否认，为配合可再生能源高质量发展，有些地区确实需要规划新的煤电项目来促进清洁能源消纳和保障电力供应安全。但另一方面，煤电建设也需加强科学论证，无论是投资规模还是投资速度，都应控制在合理区间，既要考虑短期电力保供，也要兼顾中长期的“双碳”目标。

首先，煤电项目规划应充分考虑区域布局是否存在优化空间。一方面，要在西电东送的送受两端进行合理配置。西部地区新建煤电的理由大多是特高压通道需配套煤电以提高电网安全和通道利用率，东部省份担心省间壁垒影响电力供应，上马煤电的主要理由是确保本地保供能力。如果在西部送端省份新增煤电来促进清洁能源消纳，那么在东部受端省份就可适度减小煤电规模。另一方面，一些处于同一区域的邻近省份可通过省间互济来优化煤电配置。以安徽和浙江为例，尽管两省的电力供应都有较大缺口，但安徽最大用电负荷常发生在晚间，浙江则在白天，两省可以互济支撑。

其次，尖峰负荷和极端天气是否需要全时全额保供值得探讨。尖峰负荷和极端天气下供需矛盾凸显，但持续时间较短。以负荷中心典型省份江苏为例，过去5年，该省电网95%以上的尖峰负荷平均持续时间约为36小时/年。2022年夏季，江苏最大空调负荷达到最大负荷的49%，主要来自第三产业及居民采暖、制冷负荷的增长。从经济性角度看，为短暂的尖峰负荷专门配置发供电资源并不划算。事实上，工业负荷的中断可能对生产造成严重影响，协调实施难度较大，而餐饮等第三产业及居民负荷相对可调节、可中断。如果不用全额保障，通过市场化的需求响应可有效降低尖峰负荷，相应减少供给侧压力。例如，去年12月，国网浙江公司就曾组织262家用户参与空调负荷调控，空调温度下降5℃，负荷从演练前的5.72万千瓦降至3.74万千瓦，降幅达45%。空调每下降1℃可相应压降约9%的负荷。

再次，警惕不合理的煤电投资转化为高额社会成本。相关研究显示，到2035年，煤电利用小时数将下降到3500小时以下。而在目前一些煤电项目的前期评估中，仍按近每年5000利用小时数核算未来较长时期的发电量和经济性。煤电建设的经济性指标是国家煤电预警机制中的建议性指标，也是煤电项目是否纳入规划建设的重要参考因素之一，偏高的经济收益测算将影响规划的科学性。据电规总院发布的《火电工程限额设计参考造价指标》,660-1000兆瓦超超临界煤电机组单位造价为3636-3309元/千瓦。如果按3500元/千瓦计算，“十四五”煤电核准容量全部建设投产的投资额将超4500亿元。在今后利用小时数持续下降并叠加燃料和碳成本上升的形势下，煤电的经济性下降，或将转化为高额的社会成本。

为推动以新能源为主体的新型电力系统建设，需要源网荷储多环节协同发力，打好煤电技术、规划、调度和市场组合拳。

一方面，要加快新兴技术创新与应用，逐步摆脱依赖煤电提高系统灵活调节性和尖峰保供能力的路径。一要重视可再生能源自身调节能力的提升，结合气象数据和智能化技术提高可再生能源预测精度，通过多能互补等方式深挖大规模可再生能源的灵活性和保供潜力。二要加快储能和基于智能控制的需求响应技术的研发与应用，在尖峰负荷和极端天气中发挥更大作用，为高比例新能源电力系统多时间尺度平衡提供支撑保障。三要加强柔性输电网和智能配电网建设，更好支撑跨区可再生能源输送和分布式能源发展，以提升新能源的外送消纳和就近消纳水平。四要充分考虑煤电和其他低碳替代资源或技术的发展衔接，处理好短期不足和中长期过剩的关系。

另一方面，要加强电力规划的跨区、跨资源统筹衔接，审慎布局煤电项目，避免资源浪费。一要全面分析源网荷储各环节资源，优先规划非化石能源、分布式能源、需求响应以及跨区电力互济资源，在更大时空范围内统筹考虑煤电装机充裕度问题，以判断新建煤电项目是否合理。二要优化煤电规划建设风险预警机制，完善煤电装机充裕度预警指标、煤电建设经济性预警指标。其中，在充裕度预警指标方面，除了电力系统备用率外，还可采用其他供需规划模型作为补充论证；四要分批实施已通过规划或核准的煤电项目，从规划到核准再到开工留出时间裕度，避免因冲动造成资产搁浅或对“双碳”目标产生不利影响。

同时，要完善调度运行和市场机制，提升应对尖峰负荷和极端事件的能力。一是依托需求侧管理实施节能增效、管控尖峰负荷。改变单一的以增加供给来满足需求增长的观念，将节能和终端能效提升作为替代资源，强化需求侧能效管理；扩大需求响应资源范围，提高资源响应速度，特别是充分利用市场机制激活用户资源，推动响应资源聚合形成虚拟电厂参与市场交易，为平衡尖峰电力提供充足容量，在基础条件较好的地区实现5%最大负荷甚至更高水平的需求响应规模。二是充分利用多能互补、分布式能源和跨区余缺互济，提高电网调度运行水平，挖掘供电潜力。三是加强资源精细化分级管理，一旦尖峰负荷和极端天气持续时间延长，能够及时优化并调用“需求响应+省间互济+备用电源”等多资源组合来满足电力需求。