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| 靠煤電“迎峰度夏”，中國電力行業碳達峰前景如何？ |
| （時間:2023/8/9 10:31:01） |
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“迎峰度夏”壓力下，煤電項目核準迎來熱潮，但是可再生能源在中國電力系統中加速滲透的局面目前并未因此改變。
今年夏天，中國多地打從一開始就經歷了罕見的高溫炙烤。
在中國，日最高氣溫大于或等于35℃的天氣被稱為高溫天氣，一般出現在夏季。華北地區成為今年中國高溫天氣最受關注的中心：北京6月高溫日數達到15天，到7月中旬，已經記錄了超過 27 個高溫日，為有氣象紀錄以來之最。
異常高溫之下，制冷需求激增令電力負荷的高峰期提前到來。北京二季度電網負荷同比增長了約30%，廣西、海南用電負荷分別多次創歷史新高。
盡管最近兩周中國不少地區正在經歷暴雨內澇，但高溫天氣在8月可能會卷土重來。中國氣象局應急減災與公共服務司負責人王亞偉近日表示，預計8月份全國會有4次高溫過程，可能進一步導致電力負荷增加。
在經歷了去年夏天四川大范圍限電之后，今年中國的電力系統似乎早早做好了準備。國家發展改革委副秘書長歐鴻近日表示：“今年迎峰度夏保供準備工作做得比較早、比較充分，我們有信心、有底氣、有能力保障迎峰度夏能源電力安全穩定供應。”而從目前來看，這些準備大部分來自激增的煤電。
火電成為保供基石
國家能源局數據顯示，今年1-6月，全國全社會用電量約為4.3萬億千瓦時，同比增長5%。隨著炎炎夏日的到來，在空調等制冷設備使用的帶動下，用電需求增長的勢頭變得更為迅猛。國家能源局副局長余兵近日表示，近期多個地區氣溫大幅攀升，用電高峰期提前。
據國家電網提供的數據，6月23日華北電網最大負荷超過2.76億千瓦，同比增加2.9%，創下今年入夏以來的負荷新高；6月24日，華北電網最大負荷再度升高，達到2.81億千瓦，同比增加5.3%。南方電網有關負責人在6月曾表示，今年的最高負荷已經達到2.22億千瓦，接近歷史最高，廣西、海南用電負荷分別多次創新歷史新高。
中國電力企業聯合會預計今年全國最高用電負荷約13.7億千瓦，比2022年增加8000萬千瓦，增幅達到6.2%。如果出現長時段大范圍極端氣候，最高用電負荷可能比2022年增加1億千瓦今夏全國電力供需總體緊平衡。
6月30日，國資委召開中央企業能源電力保供工作推進會，要求千方百計確保迎峰度夏的安全和保供：發電企業要應發盡發、多發滿發，煤炭企業要全力保障電煤供應，電網企業要堅決守住民生用電和安全生產底線。
“在季節性高溫和區域性極端天氣加劇的情況下，我國多數地區易出現電力短缺事件。尤其是今年東部負荷大省氣溫普遍偏高，降溫負荷用電會極大地推高最大負荷，加大短時的電力保供難度。云南、四川等水電大省最近幾個月由于干旱少雨的影響，水電出力也出現了明顯下滑。總體來看，全國電力保供的挑戰難度又有提升。”長期研究中國能源問題的華北電力大學經濟與管理學院教授袁家海向中外對話表示。
在水電出力下滑、可再生能源發電不夠穩定的背景下，面對激增的用電需求，火電（尤其是煤電）成為今年夏天中國實現電力保供的壓艙石。
據第一財經報道，廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強表示，水電的下降會帶來煤電需求的增長。在水電出力不足的時候，火電就是填補電力缺口的主要力量。
袁家海亦指出，今年多地用電負荷峰值和高峰持續時間均會較去年有所增加，在預期西南水電受挫的情況下，迎峰度夏期間煤電多發是必然的。
在去年遭遇大范圍限電的四川，為保供電，中國華電四川公司的7臺火電280萬千瓦機組在6月5日開機運行。而在5月，該公司電煤采購總量已創近年新高。
在湖北，三峽集團正在全力推動宜城電廠2臺100萬千瓦先建火電機組建設。7月5日，首臺機組已經成功并網，正在進行滿負荷試運行。
根據國家能源局發布的數據，截至6月底，全國火電新增發電裝機容量2602萬千瓦，略高于同期風電與核電新增裝機量之和。更多的裝機帶來了更多的火電發電量，國家統計局發布的2023年上半年能源生產情況顯示，上半年火電發電量同比增長了7.5%，逆轉了去年同比下降6.0%的狀況。
為了保證火電的正常運轉，中國的煤炭供應也開足馬力：1-6月份，國內生產原煤23億噸，同比增長4.4%；進口煤炭2.2億噸，同比增長93%。
在充足的煤炭供應影響下，煤電企業所需的動力煤價格自今年年初以來甚至出現了小幅下跌。中國煤炭市場網的數據顯示，秦皇島5500大卡動力煤綜合交易價已經從今年1月6日的813元/噸下降到了7月28日的734元/噸，降幅達到10%。
據《經濟參考報》報道，在中長期合同的支撐和進口煤的補充下，今年電力企業紛紛提前加大電煤采購力度，企業存煤整體充足，對迎峰度夏電力供應形成較強的支撐和保障。
“電煤中長期合同簽訂充足，履約率高，統調電廠存煤處于歷史高位。截至目前，全國統調電廠存煤1.98億噸，較去年同期增加2300萬噸以上，可用近26天。”國家發展改革委副秘書長歐鴻近日在迎峰度夏能源電力安全保供國務院政策例行吹風會上表示。
此前曾在2021年因煤價大漲而導致的“電荒”，在今年應該不會再次上演。
煤電抬頭帶來擔憂
火電廠在中國的重新抬頭透露出了令人不安的跡象，一些煤炭資源大省也有沖動利用這一波電力保供的政策機遇期將埋藏在地下的“黑金”變現。據不完全統計，2022年中國新核準煤電項目9736.5萬千瓦，是2021年獲批總量的近5倍。
袁家海分析，地方建煤電情況分為三種不同的類型。第一類像廣東、浙江、江蘇等工業大省，存在基礎負荷不足的風險，從2021年年初就開始缺電，有現實的建煤電的需求；第二類主要是西部的風光大基地為了保證特高壓通道有合理的利用率，需要煤電加儲能來保障新能源有不低于90%的消納比例，同時保證輸電系統的運行慣量；第三類就是像陜西、山西、內蒙古這樣的煤炭資源省份，為了延伸煤炭資源產業鏈，將煤炭資源變現，于是借著這次國家新建煤電保供批了很多項目。
“值得注意的是，大部分新建煤電裝機發生在并不存在電力短缺風險的省份。對于廣東、長三角和西南缺電的擔憂造成了煤電建設控制措施的放松。而且為了應對疲軟的經濟，政府似乎普遍在鼓勵煤電投資。” 能源與清潔空氣研究中心（CREA）首席分析員柳力（Lauri Myllyvirta）告訴中外對話。
袁家海指出，緩解迎峰度夏用電緊張的關鍵是經濟合理地調動電力系統供需兩側資源的保供能力，在社會經濟可承受范圍內解決時段性、區域性的供需失衡問題。
國家發展改革委經濟運行調節局負責人關鵬最近也強調了電力需求側管理的重要性。“從多年電力運行情況看，全國每年用電負荷高于95%的尖峰負荷發生的時間只有幾十小時，如果我們能夠在這幾十小時適當錯避峰用電，就可以節約5000萬千瓦以上頂峰發電資源。”
柳力告訴中外對話：“中國已經有足夠的發電裝機量來滿足電力需求，包括夏季尖峰需求尖峰。存在電力短缺的原因在于電網運行的方式不夠靈活。這一點已經被很多中國專家強調過，他們呼吁更有效地利用現存的煤電容量，而不是建設新的煤電廠。”
“盲目地建設煤電并不能解決保供難題。最怕的就是有些省份并不缺電，至少是不缺基礎負荷來新建煤電，那就是最不經濟的安排，是地方沖動的問題了。然而對于很多地方來說，新建煤電至少短期來看還是拉動經濟的一個比較有效的手段。”袁家海說。
可再生能源投資增速成為關鍵
盡管煤電項目核準迎來一波熱潮，但是可再生能源在中國電力系統中加速滲透的局面目前并未因此改變。
根據國家能源局發布的數據，全國發電裝機容量在今年1-6月同比增長了10.8%，其中火電的裝機量只增長了3.8%，而風電和太陽能發電的裝機量分別增長了13.7%和39.8%。
電源工程投資（也即發電廠建設投資）向可再生能源的傾斜更為明顯。1-6月，全國完成電源工程投資3319億元，同比增長了53.8%，其中火電投資392億元，同比增長13%，核電投資359億元，同比增長56.1%，風電投資761億元，同比增長34.3%，太陽能發電投資1349億元，同比增長高達113.6%。
柳力此前發表的一篇分析文章指出，一旦清潔能源的增長速度快于總電力需求，煤電將沒有增長的空間。隨著產能的不斷增加，中國龐大的煤電機組的產能利用率將下降。這篇文章認為考慮到清潔能源的快速增長和預期的電力需求增長放緩，中國的碳排放可能會在2024年達峰。
即便在近期煤電裝機大增的情況下，柳力仍然堅持這一判斷。“如果清潔能源投資按照目前的速度繼續增長，我相信這一評估是正確的。我認為在2024年-2025年，我們將看到煤電發電量的下降，因為屆時新批建的電廠開始并網，這會導致煤電機組利用率的急劇下降，并且重新引發對產能過剩的擔憂。接下來會發生什么取決于中國的政策制定者，但是如果清潔能源投資得以保持，接下來幾年電力行業碳達峰完全可以實現。”柳力說。
國家能源局電力司負責人劉明陽近日公布的一組數據顯示可再生能源加速擴張的趨勢并未因煤電裝機的增加而逆轉：“2023年1-6月，風電光伏新增裝機占全國新增裝機的比重達到71%，新增發電量占全國新增發電量54%以上。”
“中國正在接近這一轉折點，但是還需要對可再生能源更多的投資。我擔心新建煤電廠的大量投資會帶來與煤電綁定的既得利益，令煤電運行比必要更長的時間。這可能導致清潔能源投資速度的下降。”柳力說到。
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