中国储能网讯：1月17日，国家能源局发布：2021年全社会用电量83128亿千瓦时，同比增长10.3%，较2019年同期增长14.7%，两年平均增长7.1%。同比增速创2012年以来新高。根据相关研究报告，2030年前我国每年最大负荷预计将保持平均5%左右的增速，新能源大发展的背景下，如何保证电力可靠供应的问题长期存在。

图1 “十二五”以来年用电量及增速

2021年10月以来，湖南永州电厂1号、2号，四川天明电厂2号，国能（连江）港电有限公司1号，国电电力上海庙公司1号等5台百万千瓦等级煤电机组投产。按照当前形势，这串名单似乎会以更快的速度加长。

2021年能源电力短缺后，国家不断提出保供电要求，以煤为主的基本国情反复提及，配合上述煤电机组的相继投运，似乎在验证“煤电大规模重启，‘双碳’政策转向”的传言。但个人认为：

（一）“双碳”和新型电力系统的发展战略不会改变

1.“碳达峰、碳中和”是中央重大战略决策，是在全球应对气候变化大背景下，经过长期博弈、争论后慎重提出来的，过程会有曲折，但绝不会有方向性的改变。

2.构建以新能源为主体的新型电力系统目标的提出，表明发展新能源推动能源电力脱碳，是实现“双碳”目标最可行、最有前景的路径；同时经历了美国贸易战之后，新能源作为我国最具竞争力的产业之一，对于带动经济发展、就业，实现能源安全意义重大。建设新型电力系统是解决新能源发展引起的系列问题的整体解决方案，未来的电网建设、电源发展、电力市场机制的建立都将服务于这一目标，一年多来能源电力政策的出台莫不有利于此目标，煤电的发展也是该框架下的必要措施。

（二）“增容减量”发展煤电是夯实电力系统安全的必要举措，也是为新能源更大规模发展护航

2021年下半年的能源电力短缺暴露了我国能源电力发展的基本问题：首先是煤电生存空间长期受挤压，影响了煤电在电力系统“压舱石”作用的发挥；其次是“市场煤、计划电”之间的矛盾，建立电力系统价格疏导机制迫在眉睫；第三是电力系统中电源结构性矛盾突出，片面强调新能源发展，常规能源增长不足，而新能源关键时段出力严重不足，造成高峰时段电力短缺。

短缺必然带来调整。去年下半年以来，突出煤电的重要作用的各项政策已现端倪，从1439号文到辅助服务市场的推出，都在扭转煤电当前的不利地位；从中央经济工作会议提出立足以煤为主的基本国情，到能源局2022年能源工作会议明确，传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，坚持先立后破。煤电重新受到重视早是题中之义。

发展煤电与发展新能源绝不是矛盾关系，结论可能恰恰相反。我国以往新能源的发展模式，是不断消耗电力系统的既有安全裕度以提升新能源占比，很大程度借助了既有煤电的调节能力。我国已进入大比例新能源时代，没有煤电的继续发展，新型电力系统就没有更强的安全基础。新能源需要自身配备更多的储能设备来解决功率波动问题，需要加装更多的动态无功补偿装置来解决电压调节问题，而对于转动惯量、宽频震荡等复杂机理问题，单靠电力电子设备无法根本解决，最终新能源将止步于高昂的系统成本或自身的机理缺陷。

从系统角度考虑，不论从功率调节、频率稳定还是新能源外送方面，新能源发展需要配备等比例的煤电。以国电电力上海庙电厂为例，就是为鄂尔多斯新能源基地配套，以提升新能源基地的灵活性和稳定支撑能力，实现±800千伏上海庙―山东临沂特高压线路的可靠送电。

在“双碳”目标约束下，煤电发展将走“增容减量”的路线。根据国网能源院预测，2030年前我国煤电装机仍有一定增长空间，装机峰值约12.5亿-13亿千瓦，但发电量得到控制，电量先于装机达峰。根据中电联数据，2021年11月，我国煤电装机约11亿千瓦，即煤电机组仍可能有1.5-2亿千瓦的增长空间，较大幅度增加新能源的消纳空间。

随着针对煤电辅助服务价值、容量价值的补偿机制的健全，煤电保持装机增长，但把电量留给清洁能源，逐步从电力电量供应主体过渡到调节型电源，这是当前唯一符合国情的解决方案，既能继续夯实新型电力系统安全稳定基础，也给新能源提供较为廉价的调节能力，实际上为新能源继续发展提供了杠杆和减负的作用。