新能源高速發展的同時，新一輪煤電裝機也在“狂飆”，這對碳中和大業來說是幸與不幸？

10月31日，三峽集團下屬上市公司三峽能源（SH：600905）發布公告稱，董事會審議通過議案，將在新疆巴州若羌縣投資718億建設新能源基地，項目配套建設煤電6×66萬千瓦。

華夏能源網注意到，三峽集團此前在內蒙古鄂爾多斯的庫布其中北部新能源基地項目中，同樣配套建設400萬千瓦煤電，兩個項目合計要上馬近800萬千瓦的煤電。

三峽集團水電起家，綠電裝機占比超九成，與煤電近乎“零接觸”，卻要如此集中大規模地上馬煤電，著實讓業界出乎意料。

無獨有偶，傳統老牌煤電巨頭——國家能源集團也在大上煤電裝機。8月24日，國家能源集團甘肅巴丹吉林沙漠新能源大基地4×100萬千瓦煤電項目獲得集團立項批復。

兩家央企巨頭的新上煤電項目，有一個共同點：煤電都是作為新能源項目的配套電源同步立項上馬的。作為“風光火儲”打捆模式中必不可少的組成部分，發電央企上馬新能源項目都需要配建相應數量的煤電，以作為新能源的調峰電源。

這是否意味著大上煤電的“潘多拉魔盒”就此打開？

“風光火”打捆是逼不得已的模式，可結果卻是越要發展新能源，煤電的配套裝機需求就越大。“風光火”打捆模式作為一個現象級的存在，引發了各方對煤電依賴癥是否會長期固化的擔憂。

要實現碳達峰、碳中和，未來二三十年中國的新能源裝機有望達到60-80億千瓦，若“風光火”打捆模式牢不可破，那么還需要建設多大規模的煤電裝機？這一矛盾問題，不僅會帶來煤電利用小時數大幅下降，還會帶來如何循序漸進去煤的大難題。

煤電裝機換種方式開閘？

三峽集團的兩個煤電項目，其一是位于內蒙古鄂爾多斯的庫布其中北部新能源基地項目，規劃建設光伏800萬千瓦、風電400萬千瓦、光熱20萬千瓦，配套煤電400萬千瓦及新型儲能500萬千瓦時。所發電力擬通過蒙西-京津冀特高壓直流（在建中）外送。

其二，是位于新疆若羌縣的三峽南疆塔克拉瑪干沙漠新能源基地項目，規劃建設光伏850萬千瓦、風電400萬千瓦，配套煤電396萬千瓦及新型儲能約250萬千瓦。所發電力擬通過“疆電外送”第四通道送至川渝地區。

前述國家能源集團甘肅煤電項目也是類似模式——位于甘肅省酒泉的巴丹吉林沙漠新能源基地項目，風光新能源總裝機1100萬干瓦，為了支撐風光外送，項目配套了4×100萬千瓦的煤電項目。

其實不僅僅是三峽集團和國家能源集團，其他發電央企的新能源項目開發，基本都同樣采用“風光火”打捆模式。

例如，內蒙古庫布齊南部、烏蘭布和以及騰格里三大沙漠基地，分別由央國企華能、蒙能、華電牽頭，每個項目風光裝機都是約1200萬千瓦（約800萬千瓦光伏和400萬千瓦風電），這些新能源項目也都同時配套約400萬千瓦煤電，并全部新增配套一條外送通道。

這些“風光火”打捆的新能源項目，投資規模非常驚人。以華能庫布齊南部基地項目為例，該項目總裝機1600萬千瓦（包含風電400萬千瓦、光伏800萬千瓦、煤電400萬千瓦），總投資800億元，是華能近年來單體投資最大、規劃產能最大的新能源基地項目。

對“風光火”打捆模式的煤電配比，此前有業內人士曾做過測算，過去沒有風光發電的時候，1.2千瓦的煤電能為1千瓦的用戶供電；但新型電力系統下，需要“1.2千瓦的新能源+1千瓦的煤電”才能對應1千瓦的用戶。也就是說，平時不開機的1千瓦煤電，主要是為新能源提供調峰服務。

從從前述發電央企風光大基地項目的實操來計算，“風光火”打捆模式的新能源與煤電的配比也大概有3：1，即每3千瓦風光新能源，就需要配套1千瓦的煤電。

為什么需要按比例配套煤電？這背后原因還是源于新能源的隨機性、間歇性、波動性難題。光伏發電年利用小時數僅為1500小時左右，風電利用小時數在2200小時左右，新能源發不出電以及發電量不夠的時候，就需要煤電頂上來。

如果“風光火”打捆成為牢不可破的模式，按照每3千瓦風光新能源需要配套1千瓦煤電來計算，到新能源裝機達到60-80億千瓦的碳中和階段，中國需要新建的煤電裝機將達到20-27億千瓦。

據中國電力企業聯合會發布的《中國電力行業年度發展報告2024》,截至2023年年底,我國煤電裝機容量約11.7億千瓦。如果為了發展新能源配建煤電再翻一倍，發展新能源的意義在哪里？

如何打破煤電依賴癥“怪圈”？

“風光火”打捆模式背后，是能源體系中頑固的煤電依賴癥。

本來，更符合清潔能源替代路線的消納路徑是“風光儲”打捆，即大力發展新能源和儲能，風光電用不掉的部分用多種形式的儲能儲存起來，讓儲能參與調峰。這是理想中的新型電力系統建設路徑。

事實上，各地方政府也在通過新能源強制配儲的辦法大力推動“風光儲”打捆模式，就連中東部的分布式光伏開發，也已經在強制配儲。中關村儲能產業技術聯盟發布《新型儲能產業發展現狀及趨勢》顯示，截至2024年上半年，中國新型儲能累計裝機達到48.18吉瓦/107.86吉瓦時。與風光裝機增長同步，儲能裝機也在突飛猛進。

但是放眼整個電力系統，儲能電站的系統調節作用極為有限。中國工程院院士劉吉臻在公開演講中曾表示，其帶隊考察了不下5個儲能調峰電站，尷尬的是，每個儲能電站都拿不出調峰運行數據。

由于儲能暫時還難以有效扛起電力系統調節的重擔，“風光儲”打捆模式還難以成形，退而求其次，就有了“風光火”打捆消納新能源的模式。而后者還頗為見效——在這一模式加持下，短短三年多時間，中國的風光裝機就從2020年底的5億千瓦，迅速攀升至目前的逾12億千瓦。到2023年底，中國新能源電量占比已達到了創紀錄的15.8%。

不過，與此同時，“風光火”打捆模式的問題也在加速暴露。

一方面，外送通道的新能源電量占比遲遲難有實質性突破。按照《“十四五”可再生能源發展規劃》的設想，我國新建的特高壓通道，輸配可再生能源電量的比例原則上不低于50%。然而，當前西北地區的特高壓利用小時數受限，在現有特高壓線路規劃中的新能源比例，遠低于可再生能源50%的要求。

據國家能源局數據，2022年，天中、靈紹、祁韶、昭沂、吉泉、陜武等特高壓通道的可再生能源占比分別為40%、20%、15%、28%和28%。這意味著，“硬幣的另一面”是特高壓線路的煤電占比居高不下。

另一大困境，體現在中東部的分布式新能源開發之中。

按照新型電力系統發展的要求，風光需要逐步成長為主力電源。但對整個電力系統來說，發電隨機波動的風電、光伏，無法滿足電網送電的穩定性需求。這就需要煤電作為配套電源，“風光火”打捆發展新能源的模式也得以固化，這也直接驅動了三峽集團等綠電為主業的央企開始上馬大量煤電項目，否則新能源項目就建不起來。

這帶來的結果是，新能源裝機越多，配套煤電的規模也就越大；而新建煤電，又帶來新的碳排放。如此循環，左右手互搏，形成怪圈。

這也難怪有電力央企內部人士感嘆：“發電央企又回到自己的傳統能源上去了，用煤電來支持所謂新能源大基地的發展，最怕的就是，新能源項目還沒最終建成，一個個煤電企業又都活過來了?！?/p>

在“風光火”打捆模式大行其道的情況下，帶來的負面問題會逐步累計，變成難辦的“爛攤子”。

在8月份舉行的2024電力低碳轉型年會上，中國工程院院士劉吉臻在主旨演講中表示，新能源“三性”（隨機性、間歇性、波動性）是世界性難題，不是用上儲能等一兩種調節手段就能夠加以解決的。

要打破“風光火打捆”模式，未來必須要找到新的、成熟的調節手段與調節模式?？梢员в邢Ｍ氖?，未來儲能、綠電氫能技術的突破能夠帶來調節能力的幾何級增長，或者在電網側發力，將電網體系打造的更加智能、柔性、可調，多方發力為新型電力系統找到日臻成熟的調節模式組合，期待這一天的到來不會太久遠。