1000多座燃煤电厂要关停吗？

一场颠覆性的大讨论正在中国能源领域展开，主题是中国现役的1000多座燃煤电厂会不会被判“死缓”？以及未来中国电力系统究竟应是什么样的？

这场大讨论从2020年初就开始发酵。当时，美国马里兰大学全球可持续发展中心、国家发改委能源研究所和华北电力大学等单位共同发布《加快中国燃煤电厂退出：通过逐厂评估探索可行的退役路径》报告((以下简称《退役路径》报告)。报告认为，加快中国电力行业深度减排，推动传统燃煤电厂从能源系统中有序退出是可行的。“为实现这一目标，中国应该停止新增燃煤电厂，在短期内迅速淘汰已被识别出的优先退役机组，并尽快对煤电的定位进行调整，推动煤电由基荷电源向调节电源进行转变”。

报告发布后，在社交媒体、行业人士间引发了巨大争议，支持和反对“煤电退出”的声音都有不少。这些争论，在一年之后的今天，显得更有紧迫性和现实性。去年9月，中国首次明确宣布，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。电力行业是最主要的碳排放部门，2020年，中国电力行业碳排放占全国碳排放总量的37%。一煤独大的局面在电力行业十分突出。

能源基金会首席执行官兼中国区总裁、原国家应对气候变化战略中心副主任邹骥在接受记者采访时指出，此次有关电力系统未来命运的探讨，涉及电源、电网、负荷、储能以及电力市场体制机制等各环节。他透露，电力行业碳达峰行动方案正在探讨规划，包括国家发改委、国家能源局等多个部门都参与其中，两大电网、五大发电集团也是重要影响力量。今年年内，电力行业达峰路线图、时间表会有重大政策出台。

逆势上马的煤电项目

华北电力大学经济与管理学院教授袁家海注意到，2020年新冠疫情发生之后，为了拉动投资、刺激经济，一大批煤电项目逆势上马。他告诉记者，根据公开数据计算，2020年新核准煤电装机容量合计为4610万千瓦，约占“十三五”期间核准总量的32%，是2019年获批总量的3.3倍。

特别是在2020年的第四季度，也就是中国已明确提出碳达峰、碳中和的双碳目标之后，仍有湖北、江苏、贵州等12个地方的发改委部门核准通过了总量为80万千瓦的煤电项目，占全年通过量的17.5%。

国际环保组织绿色和平也注意到了这种趋势。2021年3月29日，绿色和平发布简报《2020年煤电核准热潮不可在“十四五”期间重演》。简报指出，2020年新批煤电数量回弹，4610万千瓦地方煤电在“十四五”前抢闸冲锋。简报作者之一、绿色和平项目副总监张凯认为：“2020年各省审批大量燃煤电厂的短视行为，有悖于中国绿色低碳发展的中长期战略需要。”

中国新核准通过的煤电装机总容量在“十三五”期间呈U形曲线上升，显示出严控新增煤电项目之难。

煤电行业已经深陷亏损泥潭多年，亏损面长期高达50%。根据国资委的公开信息，截至2018年末，五大电力央企——国家能源集团、华能、大唐、国电投、华电负债总额1.1万亿元，平均资产负债率73.1%，亏损面54.2%，累计亏损379.6亿元。西北、西南、东北区域15个省区的央企煤电业务2018年整体亏损。以西北地区为例，甘肃是煤电大省，但截至2018年底，甘肃省内19家煤电企业整体累计亏损达176亿元，有4家资产负债率高于200%。

压减煤电对中国很多地方都是一个难题。为化解煤电产能过剩的局面，监管部门尝试了多种行政手段严控煤电规模。国家能源局曾两次叫停多省不具备核准建设条件的以及已核准的新建、在建煤电项目，并发布3年内各地煤电规划建设风险预警，预警结果为红色的区域表示该地存在电力冗余，不允许新建煤电项目。2016年，预警首次发布时，除西藏未被列入评级，国内仅有六省是绿色、橙色区，其余皆为红色区。

西北五省区的煤电整合正是在严控煤电项目的前提下开展。国资委从2019年起，启动了甘肃、陕西、新疆、青海、宁夏这5个煤电产能过剩、煤电企业连续亏损的省区的资源整合试点工作。核心方案是“一省一企”，即每个省的煤电只保留一家牵头央企，另外四家央企在该省的煤电企业划转至牵头央企。具体说来，华能牵头甘肃，大唐牵头陕西(国家能源集团除外)，华电牵头新疆，国电投牵头青海，国家能源集团牵头宁夏。2020年12月，随着新疆相关煤电厂移交工作完成，西北五省区的煤电整合初步收官。如果一切顺利的话，今年年底，五省区煤电产能最多将压降三分之一。

华能集团能源研究院副总经济师韩文轩在接受记者采访时指出，煤电整合在西北试点，下一步还有可能在全国范围内推开。正因为数年来多措并举的煤电严控，装机容量占比在2020年底首次低于50%。

然而，一边是行业纾困，另一边却是煤电严控政策时有反复。中央第六生态环境保护督察组指出，在国家能源局内部，生态环境保护没有摆上应有高度，没有做到与能源发展有机融合、一体考虑，这是导致我国能源行业长期粗放式发展的重要原因。绿色和平认为，煤电核准量抬头的重要原因，正是能源主管部门放松了煤电风险预警机制。国家能源局发布的各地煤电规划建设风险预警，红色地区数量连年减少，从2021年的17个，2022年的8个，减少为2023年的3个。

北京大学能源研究院特聘副研究员李想告诉记者，煤电项目规模大，对于拉动就业、拉动地方经济的效果非常明显。实际上，因煤电行业的亏损，几大发电央企的投资意愿并不很强，主要还是受地方政府驱动。另外，省级电力公司的积极性也比较高。

根据袁家海的统计，目前处在开发阶段(在建、缓建、停建、封存、核准、核准前开发和宣布)煤电项目的容量共计4.13亿千瓦。如果全部完成，装机规模占全国现有煤电装机量的40%，将会给实现碳达峰增加很大阻力。

全球能源互联网发展合作组织在《中国“十四五”电力发展规划研究》明确指出，当前开始每新增1亿千瓦煤电机组，不仅将增加超过3000亿元资产损失，同时会导致2030年前将累计减少清洁能源装机约3亿千瓦。

电力行业何时能达峰？

4月22日，在地球日领导人气候峰会上，国家主席习近平提出，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。

中国领导人首次明确“严控煤电”释放了强烈信号。绿色和平中国首席代表李雁认为，煤炭问题是中国碳减排的题眼。此前“十四五”总体规划中没有明确提出能源转型与煤炭相关的路径设计。习近平主席的发言明确了，控煤将是中国未来在减少碳排放上的一个主要手段。她认为：“‘十四五’严控加上‘十五五’削减这两项，事实上已经指明煤炭消费的增长在这个五年内就要走到尽头了。”

这也是国际趋势，至少有25个国家和地区承诺到2030年停止使用煤炭发电。有媒体曾报道，法国计划2021年关闭所有燃煤电厂，英国决定于2025年前关闭所有煤电设施，芬兰提出2030年全面禁煤，荷兰将从2030年起禁止使用煤炭发电。

中国的煤电会全面退出吗？将来能剩多少？未来定位是什么？“十四五”还要新增煤电项目吗？达峰时间如何确定？在电力行业碳达峰行动方案的探讨中，这些是各方关注的焦点问题。

国家发改委能源研究所与美国马里兰大学全球可持续发展中心《退役路径》报告得出的结论是：在气候目标的倒逼之下，中国应在2050年到2055年之间淘汰传统燃煤电厂，如果目标更为严苛，则需在2040年到2045年间淘汰传统燃煤电厂。

该报告的执笔人之一、发改委能源研究所研究员姜克隽后来接受媒体采访时给出了进一步的说法，他预计，到2050年，煤电的发电量将趋近于零，装机总量将小于2亿千瓦。相较当前煤电装机的10.8亿千瓦，装机量将大量减少。

“风电光伏是靠天吃饭的，但是极端气候会越来越多，老天肯定是越来越靠不住的，你总得有一些靠得住的东西捏在手里。” 长江学者、厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强告诉记者，他认为，未来如果还能有小部分煤电在手，至少心中不慌。

在他看来，煤电完全退出，属于不经济的做法。在明确可再生能源是发展方向的前提之下，碳中和路径应进行成本比较，即煤电百分百退出，并新建可再生能源发电及储能的成本，和剩余部分煤电作为调峰电源，并配有碳捕获、利用与封存技术(简称CCUS技术)的成本。

几位受访专家在接受记者采访时都认为，煤电会退出，但不会百分百退出。邹骥预计，二三十年后，中国的电源结构中，可再生能源必然占据压倒性的比例，但不排除仍然有少量煤电的存在。最终剩多少，目前业界尚未探讨出非常明确的答案。不过，其比重必然很小，且将进行灵活性改造，定位变为调峰电源并配有CCUS技术。

一个更急迫的现实问题是，中国目前处在开发阶段(在建、缓建、停建、封存、核准、核准前开发和宣布)的煤电项目，在“十四五”期间应该启动吗？问题的答案将直接关系到中国电力行业何时达峰。如果煤电装机进一步增加、煤电发电量有所上升，电力行业的达峰将必然推迟。

姜克隽认为，“十四五”期间，中国完全不需要新增煤电装机。5亿千瓦煤电装机足以满足“十四五”甚至更长期的调峰需求，而现在煤电机组则接近11亿千瓦。“我现在担心的是，在这样的大趋势之下，煤电企业还逆势投资，最后的结果可能就是投资收不回来。”

但多家研究机构都认为，“十四五”期间会有新增装机。华北电力大学、中电联、电规总院、国网能研院分别建议“十四五”期间煤电装机总量为11.5亿千瓦、12.3亿千瓦~12.5亿千瓦、12.5亿千瓦、12.5亿千瓦~13亿千瓦，均高于当前装机总量的10.8亿千瓦。

韩文轩告诉记者，电力行业是“双碳目标”的主战场，还要和其他行业协同作战，并受到经济和电力发展速度、电力增量中非化石能源替代化石能源的速度、电力消费端替代化石能源的速度，以及受控下的煤电发展速度等多重因素的影响。经他综合判断，对于在“十四五”期间电力行业实现碳达峰，国家能源局缺乏信心，可能性也很小，最大可能性在“十五五”中后期。

关停电厂是一场硬仗

郑州荣奇(俱进)热电能源有限公司的总经理贾让权前些年始终处在电厂关停的焦虑之中。

据媒体报道，中央环保督察组在对河南省展开“回头看”时指出，郑州市的“火电围城”问题非常突出，煤电装机量占全市发电机组的比例高达89.5%，且30万千瓦以下的煤电机组占比偏大，煤耗偏高，经济效益偏差。

郑州市为了解决这一问题，要求关停或改造市内30万千瓦以下的煤电机组，荣奇热电的2台21万千瓦的机组被要求关停。贾让权告诉媒体，就在接到关停通知的前一年，他们厂刚刚完成这2台机组的超低排放改造，并且通过了河南省环保厅组织的清洁生产验收。一旦关停，改造所花的4300万元投资将全部“打水漂”，电厂5年来累计2亿元的环保投入也都白花了。

更大的困境在经济损失和人员安置上。如果荣奇热电的2台机组关停，其剩余寿命本应还有15年，总资产损失超过了50亿元。厂内419名员工将直接失业，下游的多家供电供热企业也将受影响。而且，因听说荣奇热电要关停，各银行、金融机构纷纷抽贷。2019年中有媒体报道，该厂有关负责人称，工人工资已欠薪7个月，煤款欠款1.7亿元，材料款欠款4000多万元。

荣奇热电碰到的困局，在全国范围内的煤电陆续退出中，将会不断上演。陕西电力行业的一名从业者在自己的公众号上写道，“在这个能源行业翻天覆地的变化之中，火电厂犹如汪洋大海的一叶小舟，有的正在搏击风浪，有的在巨浪之下灰飞烟灭。”

《退役路径》报告统计了覆盖我国装机总量90%以上的1000多个在役燃煤电厂，通过各方效益估算，报告得出的最优解是：除了目前已运行超过10年、机组容量小于60万千瓦、没有采用效率较高技术的18%现役机组应在短期内迅速淘汰，其余机组应保障其30年最短运行年限，逐步淘汰，利用小时数会从当前的4350小时逐步降低至2050年的1000小时以下。

姜克隽建议，退出补贴也应该区别对待。可以按照煤电行业正常经营水平的年份作为参照系设置补贴总量。2016年之前投产的，国家对煤电机组负有责任，2016年之后投产的煤电机组，属于国家三令五申不要投资煤电、仍然顶风上马的机组，应由他们自寻出路。

煤电行业的失业人群是改革中棘手的部分。邹骥告诉记者，经他们预判，从现在到2050年，中国可再生能源行业的就业人数将新增1000万人，也就是每年将新增33万就业岗位。对于煤电行业即将退休的老职工，财政应出钱兜底；而对于中青年，应创造朝阳产业的更多就业机会，并做好他们的转岗培训工作。

中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩告诉记者，在制定煤电逐渐退出政策和方案时，中国可以借鉴德国经验。2020年，德国通过了《逐步淘汰煤电法案》和《矿区结构调整法案》，规定在2038年前逐步淘汰煤电，并针对煤电退出时间表、电力供应安全、就业安置、关联产业转型、社会保障等方面做出详细规划。

秦海岩指出，我国必须公开透明地讨论其中存在的问题，未雨绸缪做好处置方案与资金安排，制定详尽合理的退煤路径。这决定了接下来10年的能源转型成果，也决定了未来能否成功实现碳中和目标。

新能源并网的冲击

如果制定过于激进的煤电退出方案，不仅面临技术和经济性争议，公众心理的接受度也是考虑因素之一。

针对前述的《退役路径》报告，有网友担忧，“由于考虑到风、光发电的不稳定性，如果按照《巴黎协定》的目标来制定煤电退出计划的话，那么，在缺油少气、核电安全和储能技术限制、氢能还在萌芽的情况下，我们的能源需求和能源安全或将面临极大的挑战”。

原国家发改委能源局副局长白荣春也提出自己的看法，煤电退出首先要考虑到的是电力保障问题。现在各地区经济发展对电力需求很大，这也对煤电厂提出了高要求，“要考虑煤电退出后我们能否保障电力总量的供应和分区的供应”。

林伯强指出，核电的发展空间有限，水电的潜能已开发了大部分，气电因资源禀赋问题依赖进口、影响能源安全，因此中国能选择的只有风电与光伏。

一份国网能源研究院的内部材料也佐证了林伯强的观点。材料显示，我国水电资源少、成本高。东中部水电开发率达80%以上，待开发水电集中在西南地区，要处理好生态保护、库区移民、外送通道等问题，成本显著提高，开发具有较大的不确定性。核电沿海站址资源约2亿千瓦，已建在建0.65亿千瓦，未来待开发潜力同样有限，内陆核电开发不确定性较大，且“邻避效应”给核电大规模开发带来较大难度。

2020年，中国煤电装机容量10.8亿千瓦，占总装机容量的49.1%，煤电发电量占总发电量60.8%。国家能源局党组书记、局长章建华在4月指出，根据有关研究机构初步测算，到2060年，我国非化石能源发电量占比将由目前的34%左右提高到90%以上。

但相比煤电“大哥”，风电和光伏发电量目前只能算是“小弟”。根据中电联公布的数字，截至去年底，并网风电2.8亿千瓦，并网光伏2.5亿千瓦；从发电量看，煤电发电量4.63万亿千瓦时，风电光伏发电量差距很大，只有4665亿千瓦时和2611亿千瓦时。

秦海岩指出，风电发展必须提速，“十四五”期间风电至少要年均新增5000万千瓦，不设上限。中国光伏行业协会副秘书长刘译阳也告诉记者，光伏在大力发展新增装机，“十四五”期间的目标是年均7000万千瓦到9000万千瓦，“十五五”期间还将进一步提升。

风电光伏在未来将大量并网后，毋庸置疑会带来一个新问题：将给电力系统带来冲击。中国工程院院士郭剑波表示，新能源消纳和电力系统安全的矛盾突出，对电力系统的市场机制设计、规划设计、生产管理、运行控制带来挑战。

湖南就遭遇过明显的“新旧不协同”问题。湖南总发电装机容量4700万千瓦，其中火电装机2200多万千瓦，仅占45%左右；水电和新能源装机超过一半，但弃风率高达35%。2020年末，湖南电力供应又出现了较大缺口、启动拉闸限电的现象。湖南的问题，是当前中国电力结构性矛盾的缩影。袁家海指出，由于区域资源和负荷矛盾存在，局部地区电力供应仍偏紧张，与20年前电荒时不同，全国发电装机容量已快速发展，此时出现的问题是“整体电力过剩与尖峰电力短缺并存”导致的“全年富电量，短时缺电力”现象。

新能源发电的大量并网会给电力结构性矛盾的解决增加难度。李想对记者解释，电力系统需做到实时平衡，电源侧发电，必须有用电端及时消纳。如果消纳不及时，电力系统会崩溃，如果用电端需求过大，电源侧无法响应，电力系统也会崩溃。而风电光伏的大规模并网会给电力系统带来间歇性挑战，比如某一段时间风力巨大，风电发电量也迅速增多，又或者某一段时间风力骤停，风电无法供应。

这也是中国风电光伏进一步并网所必须解决的问题，用林伯强的话说，消费者喜欢清洁的电，但消费者更喜欢稳定的电。因此，建设一个灵活的、可以保障用电安全的电力系统至关重要。国网能源研究院经济与能源供需研究所所长单保国指出，煤电退出比例和节奏必须以安全性为前提，“没有保证安全的能源转型是没有意义的”。

我国风电光伏的开发主要布局在本地负荷需求少的西部北部地区，就地消纳能力较弱，为更好的跨区电力资源配置，特高压工程应运而生，西部优质的可再生资源因此输送到中东部地区，减少当地的化石能源消耗和环境污染。然而，绿色和平的《中国电力供应安全的经济分析与保障路径研究》指出，以山东省为例，其作为受端省份的跨省特高压线路共8条，只有一条线路利用率接近90%，其他都偏低，最低的利用率只有10.27%。

中央第六生态环境保护督察组向国家能源局反馈督察情况时也指出，“在可再生能源消纳方面存在政策协调不力等问题，14条相关输电通道中2条通道输送可再生能源比例不足1%”。截至2019年年底，京津冀和长三角地区接受外送电比例分别仅比2017年提高4.1个百分点和2.7个百分点，上升不明显。另外，计划2017年底前建成投产的12条输电通道，有2条滞后一年，1条至督察时还未建成。

这是掣肘电力系统碳达峰方案的痛点之一。邹骥告诉记者，十年之间，将有六七亿千瓦的新增风光装机，会在内蒙古、陕西、甘肃、宁夏、青海、新疆等省区建成，大家正在探讨，应建立哪些东西、南北的通道、送到哪些目标市场，“跨区域调电的机制是怎样的？电价怎么定？电量怎么分配？这一系列都是我们要考虑的。”

刘译阳指出，消纳主要不是技术问题，而更多是政策问题。绿色和平的报告也指出，送电或受电省份涉及电力的主管部门和相关企业，为了保护本省经济或企业利益，抬高输配电价，或施加行政手段限制交易。而特高压工程耗资巨大，但省间壁垒使得线路利用率低，难以收回成本。

邹骥说，在今后的跨省区电力资源配置谈判中，为打破行政壁垒，政府应退出，建立统一市场，由市场机制发挥主导作用。电价上涨恐怕也将成为题中之义。邹骥指出，电力系统的灵活性改造必然带来电力成本上升，但任何单独个体都无法承受这个成本，终端用户、电网、电厂以及储能企业都应参与分摊成本。

在能源改革中，有一个说法叫“不可能三角”，即任何一种能源都不能做到既供给充足，又价格便宜，还清洁环保。林伯强指出，越不稳定的电力系统，意味着越贵。政府希望电价尽量不要涨，但电力系统成本不断上升，由谁来消化？从中长期来看，电价必须要改革。