记者 | 戴晶晶

煤电，是中国电力系统转型的焦点。

在能源清洁转型的大背景下，优化发电结构、提高可再生能源发电量成为重点。伴随着煤炭业推进去产能，以及政策对部分煤电项目采取“取消一批、缓核一批、缓建一批”的措施，煤电在“十三五”中后期审批放缓，新增装机占比逐步下降。

曾有专家提出，“十四五”期间中国无需新增煤电装机。

据中国电力企业联合会数据，2016-2020年，中国火电投资年均减少155亿元。

但2021年9月发生的全国多地限电，以及2022年夏季四川等地出现电力缺口，引发了各类反思的声音，包括国内煤炭去产能过于激进，煤电保供和顶峰能力不足等。

2021年起，煤电投资与建设开始重新加速。当年火电投资额回升至672亿元，同比增长21.5%。2022年1-11月，火电获得投资736亿元，同比增长38.3%。

煤电反弹对电力系统转型意味着什么？电力系统怎样转型才能兼顾保供和减碳？是否有足够有说服力的新方法？

日前，界面新闻就相关问题专访了周大地。周大地现任中国能源研究会常务副理事长、 国家气候变化专家咨询委员会委员，此前担任过国家发改委能源研究所所长。

周大地表示，针对中国电力系统向低碳、安全、稳定转型的路径，需要有更为细致的整体规划，并要有推动转型的倒逼机制。首先要解决，如何用非化石能源电源提供电力增量的同时，不再增加火电装机。

为了保证电力系统的稳定运行，风光需要依靠各种储能系统。周大地强调，除了发电方的储能，还可以充分利用电动车发展带来的低成本储能机会，即车网互动技术（V2G）。此外，政策层面需要系统性考虑到用户端存在的用能调节潜力，并提供市场引导信号。

以下为访谈实录，刊发时有所删节 。

转型仍缺乏整体规划

界面新闻：近两年国内发生限电情况，电力系统在保供方面是否存在挑战？哪些环节存在问题？

周大地：电力系统的保供问题永远存在。再好的电力系统，也有安全运行问题。包括美国和欧洲在内的发达国家，由于气候条件或其他技术问题，大面积断电也时有发生，如美国最近飓风和雪灾导致的断电。

中国电力系统的安全和稳定供应已达到较高水平。迄今为止，中国对民用电做了充分保障，基本做到了电力全覆盖。

同时，中国的电力系统具备体制性优势。尽管近年电力燃料成本变化巨大，但民用电价上浮有限，这是因为电力企业牺牲了部分经济利益，做好了政治保供。

在当前技术条件和运行保障条件下，中国的电力系统具有很强的保障能力。

但这不等于可以做到万无一失。例如2022年夏天，全球气候变化下多地出现持续高温和干旱天气，水电出力下降、季节性电力负荷抬升，四川和长江流域个别地方只好对工业用户进行限电。

类似极端情况很难预测。如果要做到在特殊气候条件下，也能完全确保供应，还需要在技术方面继续努力。

界面新闻：如何看待保供压力下，中国电力系统的低碳转型路径？

周大地：中国电力系统正面临新挑战。一方面，电力是现代社会经济非常重要的终端能源，要承担保供责任；另一方面，电力面临紧迫的低碳转型压力。

实现能源低碳化的核心，是能源系统高度电气化，且电力系统还需要提前实现零碳化。

有人认为，要确保电力保供，最可靠的是继续扩容现有系统。但如果不断延伸现有结构，那怎么能够加快实现电力系统的低碳转型？未来中国电力系统要以非化石能源为基础，何时开始电力系统的转型？

目前，中国对电力系统向低碳、安全、稳定转型的路径，仍缺乏一个整体规划。

界面新闻：为何会缺乏转型的整体规划？

周大地：电力系统的决策复杂，难度很高。目前没有一个相应单位全面系统了解和熟悉发电、输电和用电等各领域，行业管理也相对分散。

当前研究国家能源和电力问题，大多分别依靠煤炭、石油、石化、电力等能源企业的研究部门。往往各说各的，缺乏跨领域、跨行业的比较和评论。在整体决策时，也由于意见分散，综合部门难以取舍，结果多为拼盘式组合，更多地照顾各方当前诉求和利益。

能源和电力行业的低碳转型问题，需要更系统、更具辩论性的研究和讨论。且需要在国家自上而下的指导下，自下而上地去大胆实验和示范实践。许多新的技术和解决方案需要一定规模的试用、示范，才能用于电力系统的实际运行。

应该鼓励电力和能源企业勇于创新，有条件进行实践示范，并使这些示范对电力系统整体转型方向产生影响。当前特别需要鼓励用新型储能技术，解决可再生能源电力可靠安全运行新系统发展问题。

政府层面则应把高质量发展理念，包括绿色发展中的低碳转型作为核心内容，进一步制定和完善能源和电力系统低碳发展规划，要有积极的定量目标和具体转型步骤。

早晚得扔掉“煤电拐棍”

界面新闻：在电力系统向低碳、安全、稳定转型的过程中，如何看待煤电的角色？

周大地：由于过去电力系统以火电为主，各种发电机组大型化集中化，电厂规模也越来越大。随着输电技术不断进步，火电进一步向煤矿和水力资源地集中。相应的电力运行地理结构和运行技术发展，也不断适应这种大型化集中化的状态。

从电力运行角度看，目前电网本身并不具备规划和安排电源的功能，在各种电价制定和调整方面也没有必要的定价权，必然希望运行参数保持稳定，当前的经济利益分配格局还能勉强维持运行。

风光发电具有间歇性和波动性，大量煤电成为当前电力稳定运行的基础，所以随着风光发电增加，煤电也要跟着扩大装机。

但非化石能源电力不可能长期以火电为支撑，早晚得扔掉煤电这个“拐棍”，需要用其他技术解决电力保障系统可靠稳定运行。

首先要解决，如何用非化石能源电源提供电力增量的同时，不再增加火电装机，以后还要逐步用非化石能源电力替代火电，经过20多年，最终实现电力系统的零碳转型。

时间紧迫，需要尽快进行战略性规划。现在就必须明确发展技术方向。电力设备的资本密度高、经济寿命较长，新投资更要认真考虑，不犯战略性、方向性的错误。

界面新闻：目前实际情况是，为保证供应及系统稳定性，近两年煤电建设在提速。如何看待这一情况？

周大地：虽然煤电也有作为新能源发展备用功能的说法，但煤电厂一旦建成，它会为了经济生存，力争年发电小时数在4000小时以上，很难只作为后备支撑能源。这就成了“水多了加米，米多了加水”，很难解决结构性的低碳转型问题。

从2022年前11个月的数据看，用来调峰的燃气发电设备平均利用小时数下降200多个小时，煤电利用小时也出现同比下降。一定程度上说明煤电装机冗余度可能加大，不是必须要新增容量。

当前发电企业新建煤电的积极性并不是真的很高，因为建成后很难保证经济效益，特别是高煤价形势下，煤电容易亏损。但出于保持今后发电市场份额等其他因素，以及地方建厂投资考虑，煤电建设热劲不减。

煤电作为备用电源，能为电网的稳定性作出贡献。但在煤电大量上马的情况下，电网可能需要反过来照顾煤电，分配必要的发电时间，也成为另一种负担。

现在的可再生能源技术，成熟度已大幅提升。风光发电已具有较高的可预见性；各种储能技术发展加快，也已具备大规模应用的条件。

为何不能让风光发电和储能更好地结合，创造出它们能根据需求稳定出力的市场条件，从而提高系统稳定性呢？

该不该继续新建煤电，不好简单回答。若马上停止新建煤电，就必须解决相应的电力稳定可靠保障问题。但不寻求新的解决方案，必然留下了更多的隐患。

界面新闻：煤电机组要进行灵活性改造和退出，还存在着成本分摊的问题。这一问题不解决，很难让煤电企业去自发推动转型。怎么看待这一说法？

周大地：煤电企业会有各种理由，以增加更多的发展空间，或保留更多的电力市场份额。不同的利益驱使下，人们支持什么观点会有选择性偏好。

如果没有国家从长远发展目标推动低碳转型的倒逼机制，只是走着看，那能源发展就成了各干各的。新能源也在发展，化石能源也在继续扩大，结构转型很可能遇到较大阻力。

所以必须要有倒逼机制。我们应该认真考虑，除了靠发展煤电去稳定系统外，还有没有其他方法？我们既要低碳转型，又要加快实现电力系统的零碳化，必须解放思想，创新发展，寻求新的方法。

例如，欧洲在发展可再生能源问题上就存在着倒逼机制，如到2030年排放量比1990年的水平减少55%。那各行业都得努力，降碳就是见真格了。

并不是让所有煤电一下全关门。现在中国煤电运行平均时长约是10年左右，部分是新建机组。如果煤电从现在起逐步退出，20年以后全部退出，那既有煤电只要照常运行，基本可以实现25年的实际经济寿命。

能源低碳化要靠风光储

界面新闻：要同时解决保供和低碳问题，什么才是可行的、具有说服力的转型方案？

周大地：能源低碳转型（包括电力系统非化石燃料化），供应方还是主要依靠更好地发展光电和风电。

当然，西藏的雅鲁藏布江中游以上开发后，水电还能增加几千万千瓦。核电装机容量已经达5500多万千瓦，中国工程院曾预测，中国的核电可以增加至4亿千瓦，但如果内陆核电不能及时起步，这个目标很难实现。要实现碳中和，一次能源将以一次电力为主，总发电量高方案将可能达到20万亿千瓦时，最终仍需依靠风光发电。

从资源量上看，光伏发电装机能达到百亿千瓦以上，风能可以达到三四十亿千瓦以上。

但风光必须依靠各种储能系统，以解决电力的稳定运行要求。除了发电方的储能以外，还可以充分利用电动车发展带来的储能机会。以后终端用能也要高度电气化，用户端可能存在多种用能调节潜力。

例如，目前的用能大户，包括冶金、建材、化工石化原材料等行业，都有较大调节能力。可以根据风光水发电能力的季节性变化，适当安排不同季节生产量。储存钢材、铝材、建材、橡胶塑料化纤，可能比储能的成本要低得多。

市场引导信号也非常重要。目前煤炭价格一直处于高位，如果售电电价不能调整，发电、电网和配电环节无法正常盈利，电力企业没有财务空间去投入新型储能和适应高比例可再生能源发电的新型电力运行技术和设施建设。需要给电力储能的投资和运行给予合理价格，以使其可以经济可行。

界面新闻：有人认为，新能源消纳需要考虑系统性成本。相比之下，煤电+CCS的成本更低。您怎么看这个观点？

周大地：CCS成本很高。按照目前的煤炭价格，煤电运行的经济性已经很差，若加上CCS，系统成本要至少提高30%以上。

煤电项目需要经过煤炭开采、洗选、运输、锅炉燃烧，产生蒸汽，发电和环境处理等流程。目前常规污染治理采用脱硫脱硝等技术，以减少环境污染，脱硫脱硝率虽然已经更高，但也难以达到完全去除。如果要实现零碳排放，再加上CCS，需要去搜集二氧化碳，压缩或液化，再运输到某个地点，再用高压打下去并监测。

这相当于把原来从采矿开始的流程加倍延伸，投资大，运行成本高，能耗高。煤电加CCS的成本要远远高于目前的煤电。增加了工业过程，成本是难以下降的。

光伏便宜的原因在于，整个光电转换一次性完成。随着技术进步，不断提高转换率，降低材料用量，成本随之下降。另一方面，新的光伏技术在不断出现，例如钙钛矿电池等新技术若能大规模使用，制造成本可能出现跳跃性大幅度下降。储电技术也在不断发展，成本降低的空间仍然巨大。

目前，风光储稳定供电的成本已经具有经济性，今后肯定比煤电加CCS更加便宜。所以，未来煤炭加CCS将不具备竞争性。

电动车或是成本最低的储能系统

界面新闻：发展风电光伏，储能确实非常重要。应如何推动储能发展以更好地适应电力系统转变？

周大地：目前的电力运行系统，包括电价体系，没有给储能准备经济合理运行的空间。

对于大规模非抽水蓄能的储能，尤其是化学储能，如何确定它的经济地位，使它能够以更优的方式，成为电网运行的有机组成？这不但需要解决众多技术性问题，也要有实际运行的经济条件。

目前市场对如何大规模地使用化学储能，仍缺乏合理的运行规则、系统规划设计和实施方案等。

在终端用电环节，随着电动车的发展，预计2030年电动车数量将达8000万-1亿辆，2040年达3亿多辆。每辆电动车的电池约有电力60千瓦时，1亿辆电动车就有60亿千瓦时。

如果充电桩变成双向可调整输入和输出，届时电动车用户端将具有60亿千瓦时的可调节电量。如果规划得好，提前发展V2G技术，开拓和电网互动的充放电基础设施系统，就可以利用好如此巨大的现成储能市场。这可能是成本最低的电力储能系统。从用户端讲，也是最经济的需求侧管理系统。

解决高比例可再生能源电力的稳定供应问题，供应端也需要尽量地使风光电力输出更加平稳，要进一步发展分布式电源，使发电侧更多地和用电侧结合，例如发展清华大学建筑学院教授江亿团队提出的“光储直柔”技术，从县级电网做起。

此外，调整电价结构，全面推行用电电价的峰谷价差，也可以鼓励各种用户包括居民用户使用储电储热能技术。

界面新闻：目前的储能基础可以支撑系统性发展吗？如何看待化学储能、抽水蓄能、氢能等各类储能技术？

周大地：各种储能技术都可以发展，最后如何选用，肯定要经过技术经济性比选。

抽水蓄能技术成熟，但投资成本较大，对地形条件要求较高，且能源损耗较多，损耗率约为20%-30%。若用于长周期、跨季节调节，成本更高或不可行。

目前电动车采用的锂电池，已有很长的寿命，安全性不断提高。电动车对电池的要求，也高于固定的电力储能系统。化学储能可以成为最主要的电力系统储能选择。

我们还应该考虑，未来风光发电占主要地位，火电基本退出，用户方高度电气化，直流用电需求明显上升等新特点、新状态，届时电力系统是否还需要当前的各种稳定运行技术参数和标准。我大胆设想，未来的电网和电力系统肯定会和现在以火电为基础的有很多差别。电力电子技术将比维持机械性旋转动力和惯性，发挥更基础的作用。

储能技术需要根据不同的需求发展。是应对一个以周波和频率为核心系统的运行，还是可再生能源分布式的直流系统，将决定哪种储能方式更合适。