“迎峰度夏”压力下，煤电项目核准迎来热潮，但是可再生能源在中国电力系统中加速渗透的局面目前并未因此改变。
  今年夏天，中国多地打从一开始就经历了罕见的高温炙烤。
  在中国，日最高气温大于或等于35℃的天气被称为高温天气，一般出现在夏季。华北地区成为今年中国高温天气最受关注的中心：北京6月高温日数达到15天，到7月中旬，已经记录了超过 27 个高温日，为有气象纪录以来之最。
  异常高温之下，制冷需求激增令电力负荷的高峰期提前到来。北京二季度电网负荷同比增长了约30%，广西、海南用电负荷分别多次创历史新高。
  尽管最近两周中国不少地区正在经历暴雨内涝，但高温天气在8月可能会卷土重来。中国气象局应急减灾与公共服务司负责人王亚伟近日表示，预计8月份全国会有4次高温过程，可能进一步导致电力负荷增加。
  在经历了去年夏天四川大范围限电之后，今年中国的电力系统似乎早早做好了准备。国家发展改革委副秘书长欧鸿近日表示：“今年迎峰度夏保供准备工作做得比较早、比较充分，我们有信心、有底气、有能力保障迎峰度夏能源电力安全稳定供应。”而从目前来看，这些准备大部分来自激增的煤电。
  火电成为保供基石
  国家能源局数据显示，今年1-6月，全国全社会用电量约为4.3万亿千瓦时，同比增长5%。随着炎炎夏日的到来，在空调等制冷设备使用的带动下，用电需求增长的势头变得更为迅猛。国家能源局副局长余兵近日表示，近期多个地区气温大幅攀升，用电高峰期提前。
  据国家电网提供的数据，6月23日华北电网最大负荷超过2.76亿千瓦，同比增加2.9%，创下今年入夏以来的负荷新高；6月24日，华北电网最大负荷再度升高，达到2.81亿千瓦，同比增加5.3%。南方电网有关负责人在6月曾表示，今年的最高负荷已经达到2.22亿千瓦，接近历史最高，广西、海南用电负荷分别多次创新历史新高。
  中国电力企业联合会预计今年全国最高用电负荷约13.7亿千瓦，比2022年增加8000万千瓦，增幅达到6.2%。如果出现长时段大范围极端气候，最高用电负荷可能比2022年增加1亿千瓦今夏全国电力供需总体紧平衡。
  6月30日，国资委召开中央企业能源电力保供工作推进会，要求千方百计确保迎峰度夏的安全和保供：发电企业要应发尽发、多发满发，煤炭企业要全力保障电煤供应，电网企业要坚决守住民生用电和安全生产底线。
  “在季节性高温和区域性极端天气加剧的情况下，我国多数地区易出现电力短缺事件。尤其是今年东部负荷大省气温普遍偏高，降温负荷用电会极大地推高最大负荷，加大短时的电力保供难度。云南、四川等水电大省最近几个月由于干旱少雨的影响，水电出力也出现了明显下滑。总体来看，全国电力保供的挑战难度又有提升。”长期研究中国能源问题的华北电力大学经济与管理学院教授袁家海向中外对话表示。
  在水电出力下滑、可再生能源发电不够稳定的背景下，面对激增的用电需求，火电（尤其是煤电）成为今年夏天中国实现电力保供的压舱石。
  据第一财经报道，厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强表示，水电的下降会带来煤电需求的增长。在水电出力不足的时候，火电就是填补电力缺口的主要力量。
  袁家海亦指出，今年多地用电负荷峰值和高峰持续时间均会较去年有所增加，在预期西南水电受挫的情况下，迎峰度夏期间煤电多发是必然的。
  在去年遭遇大范围限电的四川，为保供电，中国华电四川公司的7台火电280万千瓦机组在6月5日开机运行。而在5月，该公司电煤采购总量已创近年新高。
  在湖北，三峡集团正在全力推动宜城电厂2台100万千瓦先建火电机组建设。7月5日，首台机组已经成功并网，正在进行满负荷试运行。
  根据国家能源局发布的数据，截至6月底，全国火电新增发电装机容量2602万千瓦，略高于同期风电与核电新增装机量之和。更多的装机带来了更多的火电发电量，国家统计局发布的2023年上半年能源生产情况显示，上半年火电发电量同比增长了7.5%，逆转了去年同比下降6.0%的状况。
  为了保证火电的正常运转，中国的煤炭供应也开足马力：1-6月份，国内生产原煤23亿吨，同比增长4.4%；进口煤炭2.2亿吨，同比增长93%。
  在充足的煤炭供应影响下，煤电企业所需的动力煤价格自今年年初以来甚至出现了小幅下跌。中国煤炭市场网的数据显示，秦皇岛5500大卡动力煤综合交易价已经从今年1月6日的813元/吨下降到了7月28日的734元/吨，降幅达到10%。
  据《经济参考报》报道，在中长期合同的支撑和进口煤的补充下，今年电力企业纷纷提前加大电煤采购力度，企业存煤整体充足，对迎峰度夏电力供应形成较强的支撑和保障。
  “电煤中长期合同签订充足，履约率高，统调电厂存煤处于历史高位。截至目前，全国统调电厂存煤1.98亿吨，较去年同期增加2300万吨以上，可用近26天。”国家发展改革委副秘书长欧鸿近日在迎峰度夏能源电力安全保供国务院政策例行吹风会上表示。
  此前曾在2021年因煤价大涨而导致的“电荒”，在今年应该不会再次上演。
  煤电抬头带来担忧
  火电厂在中国的重新抬头透露出了令人不安的迹象，一些煤炭资源大省也有冲动利用这一波电力保供的政策机遇期将埋藏在地下的“黑金”变现。据不完全统计，2022年中国新核准煤电项目9736.5万千瓦，是2021年获批总量的近5倍。
  袁家海分析，地方建煤电情况分为三种不同的类型。第一类像广东、浙江、江苏等工业大省，存在基础负荷不足的风险，从2021年年初就开始缺电，有现实的建煤电的需求；第二类主要是西部的风光大基地为了保证特高压通道有合理的利用率，需要煤电加储能来保障新能源有不低于90%的消纳比例，同时保证输电系统的运行惯量；第三类就是像陕西、山西、内蒙古这样的煤炭资源省份，为了延伸煤炭资源产业链，将煤炭资源变现，于是借着这次国家新建煤电保供批了很多项目。
  “值得注意的是，大部分新建煤电装机发生在并不存在电力短缺风险的省份。对于广东、长三角和西南缺电的担忧造成了煤电建设控制措施的放松。而且为了应对疲软的经济，政府似乎普遍在鼓励煤电投资。” 能源与清洁空气研究中心（CREA）首席分析员柳力（Lauri Myllyvirta）告诉中外对话。
  袁家海指出，缓解迎峰度夏用电紧张的关键是经济合理地调动电力系统供需两侧资源的保供能力，在社会经济可承受范围内解决时段性、区域性的供需失衡问题。
  国家发展改革委经济运行调节局负责人关鹏最近也强调了电力需求侧管理的重要性。“从多年电力运行情况看，全国每年用电负荷高于95%的尖峰负荷发生的时间只有几十小时，如果我们能够在这几十小时适当错避峰用电，就可以节约5000万千瓦以上顶峰发电资源。”
  柳力告诉中外对话：“中国已经有足够的发电装机量来满足电力需求，包括夏季尖峰需求尖峰。存在电力短缺的原因在于电网运行的方式不够灵活。这一点已经被很多中国专家强调过，他们呼吁更有效地利用现存的煤电容量，而不是建设新的煤电厂。”
  “盲目地建设煤电并不能解决保供难题。最怕的就是有些省份并不缺电，至少是不缺基础负荷来新建煤电，那就是最不经济的安排，是地方冲动的问题了。然而对于很多地方来说，新建煤电至少短期来看还是拉动经济的一个比较有效的手段。”袁家海说。
  可再生能源投资增速成为关键
  尽管煤电项目核准迎来一波热潮，但是可再生能源在中国电力系统中加速渗透的局面目前并未因此改变。
  根据国家能源局发布的数据，全国发电装机容量在今年1-6月同比增长了10.8%，其中火电的装机量只增长了3.8%，而风电和太阳能发电的装机量分别增长了13.7%和39.8%。
  电源工程投资（也即发电厂建设投资）向可再生能源的倾斜更为明显。1-6月，全国完成电源工程投资3319亿元，同比增长了53.8%，其中火电投资392亿元，同比增长13%，核电投资359亿元，同比增长56.1%，风电投资761亿元，同比增长34.3%，太阳能发电投资1349亿元，同比增长高达113.6%。
  柳力此前发表的一篇分析文章指出，一旦清洁能源的增长速度快于总电力需求，煤电将没有增长的空间。随着产能的不断增加，中国庞大的煤电机组的产能利用率将下降。这篇文章认为考虑到清洁能源的快速增长和预期的电力需求增长放缓，中国的碳排放可能会在2024年达峰。
  即便在近期煤电装机大增的情况下，柳力仍然坚持这一判断。“如果清洁能源投资按照目前的速度继续增长，我相信这一评估是正确的。我认为在2024年-2025年，我们将看到煤电发电量的下降，因为届时新批建的电厂开始并网，这会导致煤电机组利用率的急剧下降，并且重新引发对产能过剩的担忧。接下来会发生什么取决于中国的政策制定者，但是如果清洁能源投资得以保持，接下来几年电力行业碳达峰完全可以实现。”柳力说。
  国家能源局电力司负责人刘明阳近日公布的一组数据显示可再生能源加速扩张的趋势并未因煤电装机的增加而逆转：“2023年1-6月，风电光伏新增装机占全国新增装机的比重达到71%，新增发电量占全国新增发电量54%以上。”
  “中国正在接近这一转折点，但是还需要对可再生能源更多的投资。我担心新建煤电厂的大量投资会带来与煤电绑定的既得利益，令煤电运行比必要更长的时间。这可能导致清洁能源投资速度的下降。”柳力说到。