新能源高速发展的同时，新一轮煤电装机也在“狂飙”，这对碳中和大业来说是幸与不幸？

10月31日，三峡集团下属上市公司三峡能源（SH：600905）发布公告称，董事会审议通过议案，将在新疆巴州若羌县投资718亿建设新能源基地，项目配套建设煤电6×66万千瓦。

华夏能源网注意到，三峡集团此前在内蒙古鄂尔多斯的库布其中北部新能源基地项目中，同样配套建设400万千瓦煤电，两个项目合计要上马近800万千瓦的煤电。

三峡集团水电起家，绿电装机占比超九成，与煤电近乎“零接触”，却要如此集中大规模地上马煤电，着实让业界出乎意料。

无独有偶，传统老牌煤电巨头——国家能源集团也在大上煤电装机。8月24日，国家能源集团甘肃巴丹吉林沙漠新能源大基地4×100万千瓦煤电项目获得集团立项批复。

两家央企巨头的新上煤电项目，有一个共同点：煤电都是作为新能源项目的配套电源同步立项上马的。作为“风光火储”打捆模式中必不可少的组成部分，发电央企上马新能源项目都需要配建相应数量的煤电，以作为新能源的调峰电源。

这是否意味着大上煤电的“潘多拉魔盒”就此打开？

“风光火”打捆是逼不得已的模式，可结果却是越要发展新能源，煤电的配套装机需求就越大。“风光火”打捆模式作为一个现象级的存在，引发了各方对煤电依赖症是否会长期固化的担忧。

要实现碳达峰、碳中和，未来二三十年中国的新能源装机有望达到60-80亿千瓦，若“风光火”打捆模式牢不可破，那么还需要建设多大规模的煤电装机？这一矛盾问题，不仅会带来煤电利用小时数大幅下降，还会带来如何循序渐进去煤的大难题。

煤电装机换种方式开闸？

三峡集团的两个煤电项目，其一是位于内蒙古鄂尔多斯的库布其中北部新能源基地项目，规划建设光伏800万千瓦、风电400万千瓦、光热20万千瓦，配套煤电400万千瓦及新型储能500万千瓦时。所发电力拟通过蒙西-京津冀特高压直流（在建中）外送。

其二，是位于新疆若羌县的三峡南疆塔克拉玛干沙漠新能源基地项目，规划建设光伏850万千瓦、风电400万千瓦，配套煤电396万千瓦及新型储能约250万千瓦。所发电力拟通过“疆电外送”第四通道送至川渝地区。

前述国家能源集团甘肃煤电项目也是类似模式——位于甘肃省酒泉的巴丹吉林沙漠新能源基地项目，风光新能源总装机1100万干瓦，为了支撑风光外送，项目配套了4×100万千瓦的煤电项目。

其实不仅仅是三峡集团和国家能源集团，其他发电央企的新能源项目开发，基本都同样采用“风光火”打捆模式。

例如，内蒙古库布齐南部、乌兰布和以及腾格里三大沙漠基地，分别由央国企华能、蒙能、华电牵头，每个项目风光装机都是约1200万千瓦（约800万千瓦光伏和400万千瓦风电），这些新能源项目也都同时配套约400万千瓦煤电，并全部新增配套一条外送通道。

这些“风光火”打捆的新能源项目，投资规模非常惊人。以华能库布齐南部基地项目为例，该项目总装机1600万千瓦（包含风电400万千瓦、光伏800万千瓦、煤电400万千瓦），总投资800亿元，是华能近年来单体投资最大、规划产能最大的新能源基地项目。

对“风光火”打捆模式的煤电配比，此前有业内人士曾做过测算，过去没有风光发电的时候，1.2千瓦的煤电能为1千瓦的用户供电；但新型电力系统下，需要“1.2千瓦的新能源+1千瓦的煤电”才能对应1千瓦的用户。也就是说，平时不开机的1千瓦煤电，主要是为新能源提供调峰服务。

从从前述发电央企风光大基地项目的实操来计算，“风光火”打捆模式的新能源与煤电的配比也大概有3：1，即每3千瓦风光新能源，就需要配套1千瓦的煤电。

为什么需要按比例配套煤电？这背后原因还是源于新能源的随机性、间歇性、波动性难题。光伏发电年利用小时数仅为1500小时左右，风电利用小时数在2200小时左右，新能源发不出电以及发电量不够的时候，就需要煤电顶上来。

如果“风光火”打捆成为牢不可破的模式，按照每3千瓦风光新能源需要配套1千瓦煤电来计算，到新能源装机达到60-80亿千瓦的碳中和阶段，中国需要新建的煤电装机将达到20-27亿千瓦。

据中国电力企业联合会发布的《中国电力行业年度发展报告2024》,截至2023年年底,我国煤电装机容量约11.7亿千瓦。如果为了发展新能源配建煤电再翻一倍，发展新能源的意义在哪里？

如何打破煤电依赖症“怪圈”？

“风光火”打捆模式背后，是能源体系中顽固的煤电依赖症。

本来，更符合清洁能源替代路线的消纳路径是“风光储”打捆，即大力发展新能源和储能，风光电用不掉的部分用多种形式的储能储存起来，让储能参与调峰。这是理想中的新型电力系统建设路径。

事实上，各地方政府也在通过新能源强制配储的办法大力推动“风光储”打捆模式，就连中东部的分布式光伏开发，也已经在强制配储。中关村储能产业技术联盟发布《新型储能产业发展现状及趋势》显示，截至2024年上半年，中国新型储能累计装机达到48.18吉瓦/107.86吉瓦时。与风光装机增长同步，储能装机也在突飞猛进。

但是放眼整个电力系统，储能电站的系统调节作用极为有限。中国工程院院士刘吉臻在公开演讲中曾表示，其带队考察了不下5个储能调峰电站，尴尬的是，每个储能电站都拿不出调峰运行数据。

由于储能暂时还难以有效扛起电力系统调节的重担，“风光储”打捆模式还难以成形，退而求其次，就有了“风光火”打捆消纳新能源的模式。而后者还颇为见效——在这一模式加持下，短短三年多时间，中国的风光装机就从2020年底的5亿千瓦，迅速攀升至目前的逾12亿千瓦。到2023年底，中国新能源电量占比已达到了创纪录的15.8%。

不过，与此同时，“风光火”打捆模式的问题也在加速暴露。

一方面，外送通道的新能源电量占比迟迟难有实质性突破。按照《“十四五”可再生能源发展规划》的设想，我国新建的特高压通道，输配可再生能源电量的比例原则上不低于50%。然而，当前西北地区的特高压利用小时数受限，在现有特高压线路规划中的新能源比例，远低于可再生能源50%的要求。

据国家能源局数据，2022年，天中、灵绍、祁韶、昭沂、吉泉、陕武等特高压通道的可再生能源占比分别为40%、20%、15%、28%和28%。这意味着，“硬币的另一面”是特高压线路的煤电占比居高不下。

另一大困境，体现在中东部的分布式新能源开发之中。

按照新型电力系统发展的要求，风光需要逐步成长为主力电源。但对整个电力系统来说，发电随机波动的风电、光伏，无法满足电网送电的稳定性需求。这就需要煤电作为配套电源，“风光火”打捆发展新能源的模式也得以固化，这也直接驱动了三峡集团等绿电为主业的央企开始上马大量煤电项目，否则新能源项目就建不起来。

这带来的结果是，新能源装机越多，配套煤电的规模也就越大；而新建煤电，又带来新的碳排放。如此循环，左右手互搏，形成怪圈。

这也难怪有电力央企内部人士感叹：“发电央企又回到自己的传统能源上去了，用煤电来支持所谓新能源大基地的发展，最怕的就是，新能源项目还没最终建成，一个个煤电企业又都活过来了。”

在“风光火”打捆模式大行其道的情况下，带来的负面问题会逐步累计，变成难办的“烂摊子”。

在8月份举行的2024电力低碳转型年会上，中国工程院院士刘吉臻在主旨演讲中表示，新能源“三性”（随机性、间歇性、波动性）是世界性难题，不是用上储能等一两种调节手段就能够加以解决的。

要打破“风光火打捆”模式，未来必须要找到新的、成熟的调节手段与调节模式。可以抱有希望的是，未来储能、绿电氢能技术的突破能够带来调节能力的几何级增长，或者在电网侧发力，将电网体系打造的更加智能、柔性、可调，多方发力为新型电力系统找到日臻成熟的调节模式组合，期待这一天的到来不会太久远。