12月27日，在北京大學能源研究院《中國典型五省煤電發展現狀與轉型優化潛力研究》（下稱《研究》）報告發布會上，提及2022年前11個月，中國新核準的煤電裝機容量已超過6500萬千瓦，達到2021全年的核準量2136萬千瓦的三倍之多。
而2020年全國核準煤電項目裝機約為46.1GW，是2019年獲批總量的3.3倍。整個“十三五”期間，全國新核準煤電144.8GW，其中3成集中在2020年。
煤電核準為何劇烈波動？
2016年，為化解煤電過剩風險，國家發改委和國家能源局下發了《關于促進我國煤電有序發展的通知》等多份文件。因此2020年之前，煤電核準大幅度下降。
而到了2020年，煤電核準大幅度增加，這一定程度上是因為富煤地區地方政府希望依托煤電項目實現對經濟的刺激。
但是在2020年9月，中國提出“2030碳達峰、2060碳中和”的戰略目標之后，煤電核準明顯受到了影響。這直接反應在了2021年的核準數據上。
不過事情很快又有轉機。2021年9月、2022年夏季，國內連續兩年在部分地區出現了較為嚴重的拉閘限電現象，并且引發了中央和地方省市的高度重視。煤電核準數據迅速攀升，達到了十三五以來的最高點。
說明了什么？
在12月20日舉辦的兼顧安全保供和雙碳電力系統發展路徑研討會上，能源智庫Ember高級電力政策分析師楊木易指出，能源轉型是一個復雜的過程，但很多觀點會將其簡化為停建煤電、馬上以綠電替代……“這些政策建議并非不對，而是將轉型想的太過簡單。”
綜觀十三五以來的煤電核準數據，我們能夠清晰地看到政策引導下的被動變化痕跡。核準數量的多寡，并非由供需關系、行業景氣度、企業盈利水平決定，而是跟著政策走向在變化。
2022年的煤電復興則更多像是政府在被連續兩年的拉閘限電刺激之后的應激反應。不過這也從側面證明，煤電是當下發揮保供作用的重要手段。在兼顧安全保供和雙碳電力系統發展路徑研討會上，國網能源研究院新能源與統計研究所所長李瓊慧指出，中國煤電發展歷史悠久，積累了豐富的經驗，能夠發揮出更多的保供作用，在轉型過程中，煤電可以很好的發揮過渡作用。
煤電太多了么？
表面上看，煤電的增加可能會增加更多的碳排放，對碳中和與能源轉型不利。但實際上煤電身份的轉變已經成為業內共識。參與兼顧安全保供和雙碳電力系統發展路徑研討會的中國電科院系統所前瞻技術研究室主任馬士聰就表示，煤電近期的發展普遍定位為“增裝機不增電量”，火電既要給新能源消納讓出空間，又要承擔系統支撐和可靠供電的保障作用。
但在實際運行中，全行業并沒有扭轉煤電的身份與運行機制。在各地政府對煤電核準的過程中，基本上只是基于成本加成計算項目可行性，并沒有市場化的經濟性考核指標。在缺乏相應體制機制的情況下，煤電利用小時數和發電量減少，但相應的權利卻得不到對應的義務（收益）。
以今年的數據為例，今年夏季全國最大用電負荷13億千瓦（這一數據在幾千萬千瓦限電基礎上），而截至2022年11月底，全國煤電裝機11.2億千瓦。
而與之相對比的是，2019年全國各省年最大負荷合計為11.06億千瓦，火電裝機11.9億千瓦。
如果以2019年的數據來參考，我們的煤電缺口在2億千瓦左右。當然，這只是粗尺度的歷史數據對比，并不是絕對的科學判斷。但是作為參考，我們應該認識到煤電在保供方面發揮的意義。
回到煤電是否太多，乃至會影響轉型的問題上來。即便是我們在瞬間擁有了2億千瓦新增的煤電裝機，這些機組的運行時間也不應該被平均到全年，擁有三四千小時的利用小時數。而是應該只在負荷最高的一兩千小時、甚至不到一千小時的時間里發揮用作。
但在現有機制下，沒有機組可以只發電幾百小時就能滿足回本盈利。所以煤電新增實際上也可以不增加碳排放，遺憾的是，相比于計較煤電裝機的多寡，體制機制改革的問題更加尖銳。
電網可靠性只能靠煤電么？
這是引申出來的新問題。抽蓄、電化學儲能、水電、風光、核電、氣電……如此繁多的電源種類——有些還是專門的調節型電源——不能成為除煤電之外的答案么？
水電、核電有地域性限制，氣電有資源性限制，水電、風光本身就是不可控電源，而抽蓄與電化學儲能都無法應對高強度、長時間的電力供應緊張。
國內電網可靠性（或者說保供）的最大難點實際上就在于冬季和夏季的兩個季節性用電高峰。除了用電負荷數值高之外，這兩個季節的用電負荷另一個特點就是持續時間特別長，從幾天到1、2個月都有可能。
無論是抽蓄還是電化學儲能，都無法實現長時間的電力電量支撐。而冬季本就是水電枯水期，夏季則往往面臨無風問題。可再生能源發電持續不穩定，核電裝機容量有限。煤電幾乎可以說是必然選擇。
需求側響應、虛擬電廠……
新技術為何受限？
在不考慮冬季與夏季用電尖峰的情況下，新技術手段是可以起到增加電力系統可靠性、靈活性的作用的。國家電投中國電力總裁助理王冬容在兼顧安全保供和雙碳目標的電力系統發展路徑研討會上表示，應當由機制體制支持有意愿的用戶承擔起自我保供的責任。
在合理、成熟、健全的市場機制下，自發自用的（以新能源為主力電源的）分布式能源體系能夠減少電力系統的保供壓力，還增加了（發用電）調節能力。這也是以新能源為主的新型電力系統一個可能的發展趨勢與方向。
但正如我們前文所述，這新技術應用的基礎是不考慮冬季與夏季的用電尖峰。從過往經驗來看，冬夏兩季用電負荷增長是居民（包括農業）用電快速拉動的。而這些用戶，一是基本不會擁有自調節能力，二是基本都是電力剛需，難以進行需求側響應。面對這些硬性缺口，需求側響應、虛擬電廠等技術顯然無法提供保供能力。
煤電復興，暴露出的是
規劃問題、體制機制問題
復興客觀存在，煤電也的的確確是現在電力系統需要的電源。那么2022年的復興說明之前對于煤電的規劃是不準確的。十三五期間部分年份煤電核準大幅度減少，實際上是政府基于不合理的評價體系，做出的錯誤判斷。
這是個老生常談的問題。以煤電利用小時數為判斷煤電是否過剩的標準，在新形勢下已經被徹底證明是錯誤的了。基于電力系統、市場供需、市場化下的經濟性，才應當是規劃的基準。
無論是煤電、核電、水電、風光、抽蓄還是電化學儲能，在規劃的時候都應該綜合考慮新增容量對電力系統安全性、穩定性、可靠性、靈活性及成本和碳排放的影響。
電力市場化改革是判斷經濟性、市場供需的重要基礎。而電力市場化改革也只是體制機制改革的一小部分。隨著市場化規模和程度的增加，強勢的監管機制必須相應建立。電改本就是政府對部分權力下方的過程，但社會主義市場經濟強調的是“有形的手”與“無形的手”相互配合，市場機制與強監管必須同步推進。
