能源格局变化背后的逻辑

原料端收紧已成事实，电力供给端动力自然不足。从系统角度，需要在统筹平衡、功能互补的前提下，实现能源绿色低碳转型与灵活性调节资源补短板并重、水核风光储等各类电源协同发展。

谁能想到在过去数月中，低调的能源行业获得了社会的广泛关注。

9月25日，中国银行公开表示，将不再向境外的新建煤炭开采和新建煤电项目提供融资。这是对四天前第七十六届联合国大会上中国国家领导人关于“中国将大力支持发展中国家能源绿色低碳发展，不再新建境外煤电项目”表态的及时跟进，同时也被认为是对某些别有用心的以碳排放问题攻击中国势力的回应。此时中国从这一领域抽身而退，将成为引领全球遏制煤电发展势头的一个风向标。

除此之外，煤电成为部分经济学者眼中淘汰落后产能、促进产业升级的“利器”，某些自媒体眼中“对抗国际压力、应对金融风险的秘密武器”……

分饰多角，关于煤电的概念自然也就有些混乱。“双碳”目标下，是否意味着煤电企业的结局已经注定，风电与光伏作为替代者能否风光无限？只有厘清底层逻辑，这些问题才会拨云见日。

根源：供需失衡

9月初，一份电力行业11家公司发布的“请示”见于网络，其内容提及“京津唐电网燃煤厂成本已超过盈亏平衡点（仅考虑燃料成本情况），与基准电价严重倒挂，燃煤厂亏损面达到100%。煤炭库存普遍偏低，煤量煤质无法保障，发电能力受阻，严重影响电力交易的正常开展和电力稳定供应，企业经营状况极度困难，部分企业已出现了资金链断裂。”

这一举动表明 ，煤电矛盾已经到了必须正视的时候。

目前我国存煤量低、煤价高企是不争的事实。据中国煤炭工业协会9月3日发布的《2021年上半年煤炭经济运行情况通报》显示，2021年上半年煤价始终高位运行，6月末，全国煤企与主要港口存煤均有大幅下降；全国火电厂存煤约1.1亿吨，同比减少2100万吨。除了国内的煤炭生产供应受限外，今年以来进口煤炭也量减价升。来自海关总署9月7日发布的数据显示，今年前8个月，我国进口煤炭 1.98亿吨，同比减少10.3%，进口均价每吨为560.7元，同比上涨13.4%。原料端收紧已成事实，电力供给端动力自然不足。

而在需求端，东南亚疫情导致的大规模停产，让许多国际订单又重新选择中国，进而刺激企业的用电量上涨。用电量的增长成为煤电矛盾在这个夏天集中爆发的诱因，来自国家发展改革委的信息显示，今年入夏以来，全国多地用电负荷创下新高。7月14日，全国日用电量刷新了历史纪录，比2020年夏季的最高值增长超过10%。中电联日前发布的数据显示，上半年全国全社会用电量同比增长16.2%，全国规模以上火电发电量同比增长15％。一边是用电需求增速比发电增速多，且需求不断增大；另一边是煤电企业经营困难、产能下降，发电量不断降低。“有序用电”在过去两个月中成为高频词汇。

煤电联动机制退出历史舞台后，尚未理顺的电价机制使得位于产业链中游的煤电企业，没有能力将来自上游煤企的成本增长顺利传导到下游用户，它们又一次陷入集体亏损的困局。

显然，在经济学层面，煤电问题的底层逻辑，不过是最基本的供需关系不平衡导致的供需矛盾凸显，从短期来看，限电控产、遏制需求可以作为暂时性的解决方案；而长远来看，实现电价市场化、满足能源供应，才是发展正途。

角色：保供与减排

随着“双碳”目标的提出，多家能源央企规划了自身实现碳中和的时间表和路线图，纷纷加速向清洁能源“切换频道”。国家能源集团提出，可再生能源新增装机容量达到7000万～8000万千瓦；大唐集团表示，到2025年非化石能源装机超过50%，提前5年实现碳达峰；华能集团将全力打造新能源、核电、水电三大支撑，积极实施减煤减碳；三峡集团确定2040年实现碳中和……目前，煤电在我国电力装机中比重最大，碳排放量也占据大头，势必受到冲击，很可能未来在我国能源体系中从主角变成配角。

但从消费结构上看，目前我国的电力供给中火电发电量占比约68％，水电占比约18％，风电、太阳能发电合计占比约10％，核电及其他形式发电占比约5％。有调查显示，随着新建煤电项目的减少，中国煤电发电量将于2027年达到峰值，此后便缓慢下降。到2050年，中国煤电出力在整体发电量中只占据15%的份额。

随之改变的，还有能源产业结构与工业体系。中国是全球制造业中心，工业生产超过80%的电和热是由燃煤锅炉提供的，牵涉工业改造的方方面面。目前来看，清洁能源很难在短时间内取代煤电。

此外，煤电在基本负荷保底、热力可靠供应、低耗高效、可靠备用等方面仍具有无可比拟的技术和经济优势，“压舱石”和“稳定器”作用不可替代，必将担当“保供和减排”双重角色。

究其原因，一方面，煤电行业目前仍是保障国家能源安全的现实需求，战略地位不可撼动；另一方面，煤电所拥有的灵活调节能力，已经被证明是可再生能源大规模并网运营的基础。这两方面决定了，即便在未来从主角变成配角，煤电依然有着属于自己的天地。

业内专家对此表示：“与常规电源相比，新能源出力具有显著的间歇性、波动性、随机性特征，构建以新能源为主体的新型电力系统，需要在统筹平衡、功能互补的前提下，明确各类型电源发展定位，实现能源绿色低碳转型与灵活性调节资源补短板并重、水核风光储等各类电源协同发展，构建多元化清洁能源供应体系。”

目前较为理想的预期是，随着清洁能源技术的进步与发展，风电、光伏挑起未来中国电力系统的大梁，煤电从主力能源变为调节性能源，在这个过程中，煤电行业通过技术升级、减排和灵活性改造、市场化整合，重构煤电产业链体系，在未来的新型电力系统中发挥重要的基础性电源作用。

风光：早担大任

作为接班人的风电与光伏，真的做好撑起中国能源体系的准备了吗？

一组数据清晰地表明，现实并不乐观。

据国家发展改革委的数据，2021年1月7日的寒潮用电负荷高峰中，全国用电负荷高峰为11.89亿千瓦，用电高峰时段总计2.5亿千瓦的光伏装机出力为0、风电出力也仅有装机容量的10%，风电、光伏出力仅有不到3000万千瓦，当日支撑用电负荷高峰的主力是出力超过90%的火电和100%出力的核电。

截至2020年年底，我国风电和光伏装机总规模为5.3亿千瓦，发电总量为7276亿千瓦时；煤电装机规模为10.8亿千瓦，发电量超过了4.6万亿千瓦时。装机规模接近煤电50%的风电和光伏，发电量却只有煤电的不到16%，效果堪忧。

风电与光伏，至少在目前仍稍显稚嫩，无法实现立竿见影的效果。好在距离“双碳”目标仍有足够的时间，风电与光伏成长空间可期。

目前，在全球约三分之二的地区，风电或太阳能已是最低价的新建电源。自2010年以来，风机价格已下降49%，光伏组件和锂电池价格已下降85%。彭博新能源财经预计，到2050年，煤电发电量在全球电力系统中的占比将从目前的37%下降到12%。与此同时，石油发电将基本消失；风电和太阳能发电量的占比将从目前的7%增长到48%；水电、气电和核电的市场占有率大致不变。已经有学者谏言，风电与光伏产业应借“双碳”东风，向电力主力军方向努力。

更何况，按照目前“双碳”目标所引领的能源产业发展方向，大力发展风电与光伏，对我国能源安全的作用将不亚于巅峰时的煤电。2020年，我国石油的对外依存度达到73%，天然气的对外依存度超过3%。以2019年为例，我国光伏产业中的硅片、电池片和组件的产量分别约占全球总产量份额的91%、79%和71%；风电整机制造占全球总产量的41%。这意味着，目前仍略显柔弱稚嫩的风电与光伏，极有可能让中国主导未来的新能源时代。

回头来看，这一轮的煤电矛盾，隐藏着两个亟待解决的关键问题：其一，需尽快改革完善煤电价格市场化形成机制，这既需要决策层高屋建瓴的规划与引导，也需要企业从市场角度寻找解决办法；其二，经过这一轮检验，风电与光伏还没有做好扛旗的准备，接下来需要将重心放到提升能源利用效率与资源合理配置上，避免再出现用电高峰期出力不足的尴尬局面。