煤电：“加速退出”还是“不可替代”？——浅议“碳达峰、碳中和”目标实现之路系列评论之五

刘梦飞｜文

“去煤化”的道路上，煤电会这么容易被快速取代吗？并不然。

我国煤炭资源和煤电发展经验都比较丰富，相对成熟的技术体系和配套设施是目前电力价格保持相对稳定的前提条件。相较而言，石油、天然气的自给能力不强，较高的对外依存度将加大能源风险。

在开发空间上，和煤炭相比，核电和水电都相对有限。受日本福岛核事故影响，近年来我国核电发展速度明显放缓，“十三五”目标尚未完成，“十四五”仍有待观察。水电方面，中国还有1亿千瓦左右的水电资源有待开发，主要集中在雅鲁藏布江流域，但是开发难度大、成本高，需要配套新建特高压送出，经济性较差。此外，关于稳定性的问题，最近面临电力供应紧张的云南省就提供了很好的例证。5月份，原本要通过“西电东送”向广东省输送电力的云南省自身也启动了“有序用电”方案。云南省以水电为主，近期受澜沧江、金沙江上游来水同比偏枯影响，电站水位接近死水位，两江水电日发电量比预期减少近2000万千瓦时，如红河、李仙江流域来水也偏枯四成，中小水电站发电量同比减少。受此影响，云南省部分电解铝、硅材料企业已经出现压产、减产情况。

在稳定性方面，和目前的“热门替补”风能、光伏相比，煤电也有着难以比拟的巨大优势。风、光发电都具有很强的间歇性和波动性，成为“主力”的先决条件是解决电量消纳困局和储能技术制约难题。因此，在诸多以清洁能源、新能源为主要电力来源的地区，冬季、夏季或者电力高峰负荷的特殊时段，目前仍要依靠煤电来保障高用电需求下的电力供应。而对于那些煤电产能相对较少的地区，为确保电力的稳定供应，也持续传出“上马煤电”的呼声。另外，即使实现了“主力”和“替补”的合作，还有很多后续问题需要解决。以青海、山东等光伏装机大省为例，目前已经出现了“中午电力供应充沛、晚间供应紧张”的现象，为了调峰，煤电应在午间配合光伏进行阶段性停机直至下午再并网，这无疑会给企业带来经济损失，也给电力调配带来极大压力。此外，我国工业还需大量热负荷，但风电和光伏无法实现供热，为此，国家实施了大量煤改气、煤改电工程，以保障工业生产。但这两者成本很高，且煤改气的气源也非常匮乏，实施难度极大。

在效率方面，虽然“十四五”规划提及了在氢能等产业变革领域进行布局的计划，但氢能在产业链制氢、储运、应用各环节都有较高的成本和技术要求。氢作为二次能源，最稳定的来源是煤制氢，但无疑也会产生大量碳排放，与低碳发展趋势背离，也抵消了其利用价值。至于其他制氢方法，经济型难题都亟待攻克。

正是基于这些“无可替代”的因素，行业人士预测，“十四五”期间，核电、水电、风、光的发展，或无法满足电力需求的增长，煤电适当增加已成必然。在山西、陕西、内蒙古、宁夏、新疆等资源富集地区，还将投建大型煤炭项目，生产规模将继续扩大。此外，在推动煤炭清洁高效利用和保证能源安全的双重背景下，西部地区的煤化工产能仍存增量空间。这些看起来都与“去煤”和减碳目标难以兼容。

但是，在“碳中和”的终极场景下，是否彻底不用煤？或许，对于要逐步从“基荷电源”走向“调峰电源”的煤电而言，用更加清洁的技术和更加清洁的燃煤规则，走出一条健康的“去”路，是通往实现“双碳”目标的重要选择。