現在很多專家談電力行業碳中和，存在語言誤區：分不清電量和功率的概念，也分不清減少煤炭用量和減少燃煤機組裝機容量的區別。這種混淆容易誤導社會和行業規劃，問題的正解應當是：在現有條件下，第一，減煤量不等于減煤機容量；第二，電化學儲能目前在經濟性上無法代替大電網；第三，電網在目前的技術條件下無法離開煤機，而且隨著可再生能源的發展，在電價這個約束條件下，可能需要一定的煤機增長；第四，建議“十四五”規劃對于電源增長，除了考慮電量和銘牌功率（名義功率），還應該考慮有效容量（真正可以支撐高峰負荷的可靠容量）。

對電力行業碳中和常見的三個誤解

目前來看，業界對電力行業碳中和工作的常見誤解有以下三方面：

誤解一

實現碳中和等于消滅煤電機組

碳中和實際上是要減少碳排放總量，總排放量與煤電機組的發電量正相關，煤電機組發電量等于煤電機組利用小時乘以煤電銘牌容量，即要減少煤電機組總排放量，加快降低煤電機組的利用小時即可，減少電量與減少容量沒有直接關系。只要保證利用小時的降低速度，煤機裝機容量適度增加并不意味著會產生比現在更多的碳排放量。隨著碳中和的推進，可以肯定地說未來煤機的利用小時數無法回到過去計劃模式下，由能源主管部門核準的4000-5000利用小時數。同時可以預見，煤機利用小時數將出現快速下降，大致達到每五年降低1000小時左右的水平，直至達到年利用小時1000的水平，進入一個緩慢下降的平臺期。

誤解二

可再生能源已經平價上網

可再生能源具有“自食效應”，即可再生能源憑借近似于零的變動成本在電力市場里實現優先消納的同時，拉低了現貨市場的價格，在打擊電能量市場競爭對手的同時，也減少了自身的營收。部分集中式風電可以說已實現平價上網，但光伏由于其固有特性，同一地區所有光伏出力在同一時間，所有光伏都要為相同時段用電的用戶服務，造成光伏距離平價上網還有很長一段路。在世界范圍內光伏裝機比例高的地區，光伏出力通常都在電力供給能力最強的時段，即使這個時段是負荷最高的時段，也會由于光伏比例的提高，變成供需比最大的時段，這個時段單位電價一定最低，造成只有低價時段出力的光伏發電，其平價水平不能簡單等同于全天出力的風電。那么，光伏做到什么程度才能被認為是真正實現了平價呢？在電力現貨市場里的價格能盈利，即為平價。以光伏裝機容量在全國排名第一的山東為例，光伏的大發時段是在上午10點到下午4點，從11點到14點的這3個小時內，該時間內現貨價格已經壓到下限，也就是說，這個時候的現貨價格限價如果是0，現貨價格就是0，如果是限價是負數，現貨價格就是負數。計算平均價格后會發現，光伏發電時段的現貨價格只有度電幾分錢。如果現貨價格是幾分錢，為其避險的中長期電能量價格在這個時段也會比較低，這也好理解，10萬元等級的車，車主會認為5000元以下的保險比較合適，那么現貨和中長期價格的比值近似可以認為是1:1.05。山東的例子充分說明，如果談平價，山東的集中式光伏應該是度電幾分錢才是真正的平價，因為其不可能在電價高的時段發電。

誤解三

碳中和不需要考慮市場化改革

一些國家敢于承諾到2040年或2050年實現碳中和，很大程度上是因為其已經通過市場化改革，對運行和投資效率進行了優化，系統運行安全性和電網可靠性得到了保證。特別是未來系統需要常規電源支撐新能源發展，常規能源為電網提供轉動慣量和調節能力，使電網在不能離開常規能源的情況下，電能量收入大幅壓縮以致常規能源難以生存，就更加需要市場化機制，如容量市場、稀缺電價、輔助服務市場支撐常規電源在有大量新能源的電網中正常經營。由此，可再生能源能夠通過市場機制找到最便宜的容量備用、調節電源、調節服務等，進而達到最低廉的系統消納成本，抑制電價快速上漲，這是實現碳中和需要的邊界條件之一。

應對風光特性，用大電網還是儲能？

目前對于實現碳中和的路徑，能源領域普遍認為需要大力發展光伏和風電。風光如果成為實現碳中和的主力，就需要解決其間歇性和波動性給系統穩定運行帶來的問題。從技術層面看，有儲能和大電網兩種方式。電化學儲能的成本下降得很快，以鋰電池儲能系統為例，2009年時大約是5000元/千瓦時，現在可以做到1200元/千瓦時。據了解，儲能的成本每10年降一半的可能性是非常大的。以此為基礎，到2030年，電化學儲能的成本下降將非常顯著。

但當前有一個很有意思的現象，支持電化學儲能的人也支持大電網的建設，實際上，電化學儲能和大電網是相互替代的技術。電力無法實現大規模經濟存儲，發輸配售環節需要同時完成，所以才有大電網的概念。如果儲能技術取得了突破，可以配合集中式和分布式可再生能源，實現電力的大規模儲存，那時候就不再需要大電網了。但是很遺憾，從目前來看，還沒有實現這種突破。

首先，電化學儲能的絕對存儲能力還沒有達到可以替代大電網的程度。從能量密度上看，不嚴謹地說一公斤煤炭大約能夠發三度電，如果一公斤的電池能夠儲存三度電，就意味著將來可以直接輸送電池，但現在儲能的能量密度大約只有三度的二十分之一。以京津唐電網為例，目前最大負荷是6000萬千瓦，最大負荷出現在每年的8月，這個月風光的不穩定時間大約會持續10天左右。如果依靠電化學儲能，不依靠煤電機組，這10天需要儲存由風光生產的50億度電才能“扛”過去。按照極端情況下全部配置儲能（假設成熟替代方式只有儲能），電化學儲能成本以1000元/千瓦為基準，京津唐需要投資5萬億元，而目前全國電網總資產大約只有6萬億元。

此外，近幾年儲能在國際上發展迅速。在歐美國家的電力批發市場里，儲能主要是功率型的應用，因為其反應速度快、精度高，可以在系統調節里發揮作用。而其能量型應用主要在電網末端，原因是這些國家的電網收費由輸電價、配電價和接入費三部分構成，接入主網的費用需要由用戶來買單。對于用戶而言，在需求小幅增加的情況下，加裝電池儲能比多建一條電網線路可能更為經濟。與此同時，部分國家的制度設計比較科學地明確了每一個節點、每一個用戶的經濟責任，所以儲能在電網末端有很大的應用空間。但在電力批發市場里，儲能則不是能量存儲的主要方式。

所以不能否認，在局部地區、局部時段、部分功能上，儲能具備一定優勢，但以目前的技術，還難以成為助力實現碳中和的主要方式，一定時間內，仍然主要需要依靠大電網。

發電之外，燃煤機組有何用？

如果只能依靠大電網，就要看看電網到底需要什么樣的電源。

在大電網中，為什么說可再生能源的發展一定需要煤機？在這個討論語境下，煤機能做的事情，燃機也可以做到，甚至可以做得更好。為什么只談煤機，不考慮大規模發展燃機替代煤機呢？主要原因是考慮到國內天然氣產量遠低于需求量，加上燃氣機組的國產化程度比較低，因此，發展煤機對能源安全和能源價格水平更有益處。

首先，煤機可以為電網提供日內調節能力，這已經被全社會所熟知，煤機還能提供容量備用。當然，在可以承受電價適當上漲的情況下，儲能也可以提供削峰填谷的調節能力，只是目前從經濟上看，上文京津唐的例子已經說明電化學儲能還不能作為多日容量備用，更談不到季節性備用了。

以云南為例說明容量備用的作用，云南修建了多座多年調節水庫，以至于部分大型電站枯期比豐期電量發得多。在調節水庫中，有兩個龍頭水庫，可以把多年間上游的多余水量存在水庫中，以豐補枯。從這個意義上看，現在云南電力領域已經具備了實現碳中和的條件，但云南仍要保留1000多萬千瓦的煤電裝機。宣威電廠“破產不停產”，在多份公告中提到要保留生產能力，就是因為云南需要煤電作為容量備用，哪怕全省全年電量平衡中，完全不需要其生產電能量。每年汛期到來之前，水電都要為迎接汛期騰庫，把水位降低。騰庫的工作要提前進行，而在水電出力不足的時候，仍然要保持電力供應，如果使用電化學儲能，需要投資數萬億元，經濟無法承受，于是這個時段只能完全依靠煤機填補空缺。云南每年水電騰庫的時期是其全年電力供應最緊張的時期。在這個時期，調度給電廠發出的生產指令，通常是釋放最大生產能力，要求不惜代價購煤。在其他新能源規模較大的省區也有這種現象，隨著風電、光伏的發展，需要煤機來提供容量備用。這些年，部分地區通常錯誤地用打壓煤電的方式來發展可再生能源，年底年初華中、西北部分省區供應緊張，在一定程度上也是有效容量不足造成的。

其次，煤電還為電力系統提供了轉動慣量。轉動慣量表示的是一個物體維持其原來運動狀態的能力，其能力大小與質量有關，這種能力是維持系統穩定的重要因素。目前世界范圍內，還沒有運行零轉動慣量電網的經驗。有人說虛擬同步發電機可以替代煤機，起到同樣的作用，但這種方式在技術上尚未得到驗證，況且其造價是普通煤機的3-4倍。

當下，能夠提供調節能力、容量備用、轉動慣量功能的主要是使用礦石類燃料的發電機組，比如核電、煤電、燃氣機組。水電也可以提供容量備用，但是受到來水、天氣的制約。對電網而言，最基本的要求是電力連續、可靠。風電、光伏要在電網的通行規律下運行，需要付出一定的經濟代價，當前還沒有找到替代煤電的經濟方案。

過去10年間，歐盟28國可再生能源發電量上漲了將近50%，礦石類燃料機組的總容量卻沒有發生大的變化。能效的提高使得歐盟的總用電量下降。這種情況下，英國卻發生了停電事件，德國電力系統可靠性也在下降。這些事件背后出現的問題值得我們關注。

限電引發對有效容量的思考

在過去數年里，通常認為中國的電力供給是過剩的。當然，必須要指出的是，過剩并非特指煤電過剩，而是所有電源都過剩了，這種過剩是指電量生產能力的過剩。2020年冬湖南、江西、浙江等地發布有序用電通知，多地電力供應出現短缺。內蒙古、山西、甘肅這三個能源送出大省（區）也經歷不同程度的錯峰限電。內蒙古2020年錯峰100天，2021年將錯峰150天。這些省區，單單比較電力裝機規模和負荷規模，前者遠大于后者，也印證了通常意義理解的“過剩”。但如果確實過剩，為何仍然需要錯峰限電？主要原因是電能量除了電量的要求，還存在電力的要求，電量生產能力的過剩，不等于電力的過剩，即銘牌容量總和不等于有效容量總和。

例如，煤機和燃機的有效容量指的是在最大負荷情況下能夠提供的容量，扣減廠用電、檢修時間、缺煤（氣）時間、非停時間等等，煤機有效容量能達到80%，燃機有效容量能夠達到90%。即一般規律上，以各類電源總裝機容量100萬千瓦為例，煤機在高峰時段能貢獻的可靠容量大概是80萬千瓦，核電是90萬千瓦，燃機也能到90多萬千瓦。

與礦石能源機組相比，考慮來水的不確定性，多年調節水電的有效容量只有40%多；光伏的有效容量更低。從北美ISO統計數據來看，在光照資源最好的地方，100萬千瓦的光伏能提供30萬千瓦有效容量，最低為5萬千瓦。當系統最需要電力時，比如晚高峰，光伏發電是缺位的。隨著再電氣化和人民生活水平的提高，國內的負荷季節特點會出現冬季高峰大于夏季高峰，晚高峰大于日高峰的趨勢。為保持電力系統穩定可靠運行，高峰負荷時，需要足夠的發電容量冗余。根據國內一些測算，在電力現貨市場試點地區，風電的有效容量為10%左右。例如，內蒙古要解決錯峰問題，需要投資建設4臺100萬千瓦的煤機，風電則需要上3000萬千瓦。在目前出現錯峰的地方，其實是系統中有效的裝機容量是不足的，不是名義容量（銘牌）不足，更不是電量生產能力不足。

綜上，為實現碳中和，電力領域努力的方向是減少煤炭的消耗量，而不是減少煤機的裝機數量。如果不能依靠儲能來消納可再生能源，必須要依靠電網的話，就需要相應地發展煤機。以山東為例，從系統可靠性上看，山東現在的停電時間（年）約20分鐘。假設山東風電增加800萬千瓦，光伏增加800萬千瓦，負荷增加800萬千瓦時，在不增加火電機組的情況下，山東電網停電時間將變成1759小時。這也意味著，一年有五分之一的時間有可能停電。為了縮短停電時間，需要配上煤機（或燃機），增加有效容量。當煤機增加200萬千瓦，停電時間將逼近1000小時；當煤機增加到600萬千瓦的時候，電網的停電時間將縮短至60小時左右。此時還沒有考慮可能出現的輸電阻塞，導致一個地區的煤電無法輸送到另一個地區需要增加更多煤機的問題。

總而言之，從目前條件來看，要保障系統可靠性，必須依靠大電網，受大電網正常運行的要求，在大規模發展可再生能源的時候，需要配套發展煤機。建議“十四五”在考慮各個地區電源配比的時候，重點考慮不同類型電源的有效容量。也許我們會發現，現在的煤機并沒有過剩，尤其是在可再生能源富集的地區，考慮到供電可靠性需求，煤機實際上是緊張的。“十四五”規劃，應該控制的是煤量而不是煤機數量。當然對于煤機來說，必須努力壓減利用小時數，配合碳中和，而必須指出的是，具備完善的電能量、容量和輔助服務的電力市場是實現這個目標最好的方式。同時，要對有效容量給予補償。補償不僅僅給煤機，能夠提供有效容量的可再生能源也需要獲得補償，即碳中和需要在市場環境下完成，通過計劃模式，無法達到目標。

（本文由eo記者潘秋杏、周慧之根據作者在eo創刊十周年圓桌研討會“能源轉型：如何發揮多元價值”上的演講內容整理而成，已經本人審閱。）