“十四五”以来，我国电力装机结构发生了质的变化，2022年，可再生能源发电装机容量首次超过煤电装机，电源整体占总装机比重逐步降低。面对电力需求的刚性增长，供应侧托底保障能力下降，2020年底，湖南、江西、内蒙古等地启动有序用电，2021年全国电力供需总体偏紧，近20个省级电网采取了有序用电措施，2022年四川、重庆等省市陆续实施有序用电。近期，云南省再度实施有序用电，要求当地电解铝企业压减用电负荷。“云南省电解铝企业需要压减40%的负荷，这是云南省继2022年9月两轮限电之后的第三轮大规模限电。”某券商研报指出。

　　刀耕火种，乌金照夜，化石能源是人类赖以生存的物质基础和能量来源。气候变化叠加能源危机，在没有可靠替代品的前提下，以煤电为主的基础保障性电源隐居二线折射出能源新旧交替的阵痛。保供担责、减污降碳是共识，但煤电连年亏损、多面承压是现实，当下，电力供需的紧张周期卷土重来，多轮限电之后，煤电的进与退被人们重新审视。

　　限电反思：煤电不可或缺

　　进入新世纪以来，我国电力装机保持高速增长，据中电联统计，截至2022年底，全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，蝉联世界第一电力装机大国多年。

　　但2020年底，湖南省发改委一则《关于启动2020年全省迎峰度冬有序用电的紧急通知》却如“平地惊雷”般地将缺电的事实带入公众视野——我国电力装机增长了6倍有余且产能过剩，缘何“拉闸限电”再度来袭?

　　2021年，“限电”的寒气持续蔓延。这一年，需求侧工业生产恢复、冬季寒潮、夏季持续高温天气等因素带动负荷快速增长;供给侧能耗双控、煤炭价格上涨、来水偏枯等多重因素制约电力供应能力。供需之间此消彼长，全国大范围开启有序用电。

　　“前两年限电的共性原因在于部分地区没有把握好减碳节奏。间歇性、波动性新能源装机大增，但是提供保障托底能力的煤电迎来‘关停潮’，盲目唱衰煤电甚至‘妖魔化’煤电的声音盛行。‘要先立后破，而不能未立先破’。”业内人士盛某告诉记者。

　　近年来，煤电发展受限，新增装机不断下滑，低碳转型的加快，使煤电发展一度陷入“休止”，一些减碳退煤的观点称“应在短期内迅速淘汰优先退役1.12亿千瓦煤电机组”。“十四五”初期，关于“十四五”时期煤电是“再建”还是“再见”的争论渐渐有了答案。

　　从经济性、技术成熟度、产能等多方面因素综合来看，短期内，新型储能尚不具备大规模替代煤电、承担保障系统安全稳定运行的重任，煤电依然是我国电力系统的“顶梁柱”。“未来2~3年，我国电力需求仍将维持刚性增长，核电、水电等电源建设周期较长，投产时序已基本明确。受地缘政治影响，气源、气价等因素对我国气电发展的约束性进一步加大，气电发展存在不确定性。随机性、间歇性的特征决定了风电、光伏无法稳定出力。”业内专家告诉记者。

　　上述专家进一步表示，新能源能量密度低决定了其短期内无法提供与煤电相当的保障容量。“截至2022年6月底，全国新能源发电装机容量达到6.9亿千瓦，但可靠保障容量仅3000万千瓦，不足全国煤电可靠保障容量的3%。未来一段时期内煤电仍是保障我国电力可靠供应的压舱石。”

　　纠偏迫在眉睫。2021年12月，中央经济工作会议指出，传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上。要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合。

　　然而，随着用电负荷快速增长，同时受部分地区煤电建设投产滞后、部分水电大省汛期来水偏枯等因素影响，2022年四川、重庆等地区电力供需再度陷入紧缺，折射出我国电力行业更深层次的供需矛盾——“结构性过剩”与“结构性不足”共存，电力行业供给已跟不上需求变化。

　　路条开闸：煤电疾徐争辩

　　为了“决不出现拉闸限电”，新建煤机路条获批力度加大。2022年3月，国家能源局印发《2022年能源工作指导意见》(国能发规划〔2022〕31号)，指出：2022年新增顶峰发电能力8000万千瓦以上。2022年4月，政府再度指出，“未雨绸缪加快建设新的发电项目。”

　　但“煤电开闸”有喜有忧，再度放开煤电增长，也引发了众多争议。有研究机构指出，2022年前11个月，中国新核准的煤电装机容量已超过6500万千瓦，达到2021全年的核准量2136万千瓦的三倍之多。一时间，煤电“大开闸”、煤电基建潮等声音再来，讨论的焦点集中在三方面：一是新上煤机是否和降碳初衷相悖;二是当前煤电企业连年亏损“食不果腹”，新上煤机如何保持投资收益，会否沦为沉没资产;三是煤机新增多少符合实际需求。

　　业内专家指出：“从发电量来看，预计未来2~3年我国每年新增用电量4000~5000亿千瓦时，若每年新增新能源装机1亿千瓦，新增发电量约2100亿千瓦时，仍有1900~2900亿千瓦时的电量需要由煤电、水电、核电、气电等基础保障性电源来补充。”

　　另有业内专家反对上述专家采用新增电量判断新增煤电机组的观点，提出应当按照最大负荷的增速考虑煤机增速。在电力系统中，煤电机组与最大负荷保持一定比例才能保证电力供应可靠性，充裕的煤机容量即为可靠性。

　　不论以何为依据来预测和判断，依仗煤机保证电力可靠性是目前的主要手段。然而，煤机一方面不得不“为爱发电”，另一方面，传统煤企又受到国资国企投资收益的考核约束，受中长期前景走低，叠加煤价上涨、调节成本升高、政策机制不到位等多种因素影响，煤电企业发电积极性不足。

　　近年来，飙涨的煤价、环保的约束导致发电企业连续多年“入不敷出”，面临“生存难、改造难、发展难、保供难”局面，陷入“发一度电、亏一分钱”的窘境。业内人士向记者透露：“2021年迎峰度夏期间，全国缺煤停机和临时检修容量最大超过9000万千瓦，占煤电总装机的8.5%。”

　　以大规模新能源作为基础保障性电源将显著提升全社会用电成本，而煤电投资意愿不足已反映出投资者的市场预期。中国能源研究会理事陈宗法告诉记者：“2021年，我国新增煤机2937万千瓦，同比减少1093万千瓦;2022年新增煤机只有1467万千瓦，同比下降了1472万千瓦。五大发电集团投产情况也类似。”

　　争议背后，绕不开一个核心问题——煤电的价格机制。在煤价高位运行、煤电企业持续亏损、能源保供压力大、安全隐患增加、改造任务艰巨、未来发展堪忧等重重考验下，存量煤电装机尚且艰难为生，新增装机如何保障收益?