2月底，中国再次下调了众多省、市、自治区2023年煤电规划建设风险预警级别，这是从2018年起，连续第3年放松这一对各地煤电产能的总量控制机制。这在某种程度上预示着，在“十四五”的前三年，每年将有更多地区被允许上马新的煤电项目。中国煤电呈现出再度扩张之势。在能源去碳化的全球趋势下，这种回潮因何产生?又将产生何种后果?

  在2月26日国家能源局发布的《2023年煤电规划建设风险预警的通知》中，在33个预警地区中，装机充裕度预警指标红色地区从2022年的8个减少为3个，橙色由2个变成3个，其余全为绿色。资源约束指标未有改动，与2022年预警中同样的12个地区依旧挂着红灯。经济性预警指标的红灯地区略有调整，但总数10个未变，橙色地区从2个变为1个。

  以上三个指标中，装机充裕度预警指标和资源约束指标具有约束性，红色和橙色不能核准和开工建设新的省内自用产能，惟绿色可以。经济性预警指标则为建议性。

  华北电力大学经济管理学院教授袁家海在3月6日评论这一政策动向的财 新专栏文章中指出，2016年“十三五”电力规划出台前，中国已经因为2014年煤电项目核准权的下放而造成大量项目上马，因此“十三五”高达200吉瓦的新增目标仅仅是追认大量已成“既成事实”的在建项目。与此同时，国家也认识到了煤电过剩问题，开始采用规划建设风险预警机制来对各区域实行总量控制，这一机制的设计意图是煤电建设的“减速器”。

  但是，这一每年预报未来第三年风险情况的机制在2017年收紧之后逐年放宽。2018年起相继发布的2021、2022、2023年风险预警中，两项约束性指标呈红色和橙色的地区数量依次为26个、17个和13个。

  袁家海还发现，从公布的信息看，装机充裕度预警指标存在计算过程不透明、考虑因素不全面的问题，而资源约束指标和经济性预警指标，也未能客观反映各地环境约束，和煤电行业的经营困境。在他看来，这一原本的“减速器”，事实上已经变成“开闸放水”的风向标，让人担忧2014年后出现的煤电“”风波重演。

  “风向标”的表述，是针对明年开启的“十四五”而言。文章提到，2019年电力规划设计总院一份极具争议的报告预测中国2023年后全国将出现大面积缺电，随后，要求“十四五”期间全力发展煤电以保障供应的声音渐隆。与此同时，电力“十四五”规划也正在进行，“在这样一个敏感的时期发布一份全面飘绿的预警结果无疑具有很强的风向标含义。”袁家海写道。他告诉中外对话，风险预警的放宽，应该体现了国家能源局希望保障2023后电力供应的考虑。

  但事实上，袁家海指出，中国已经处于煤电产能严重超过标准状态，并且随着风险预警的放松而继续加剧。

  一份最新研究确认了这一点。3月26日，非营利组织全球能源监测(Global Energy Monitor)、能源与清洁空气研究中心(CREA)、绿色和平(Greenpeace)和塞拉俱乐部(Sierra Club)共同发布的报告《繁荣与衰落2020：追踪全球燃煤电厂开发》发现，在2019年中国燃煤电厂利用率进一步下降的同时，全年煤电的新增装机容量反而上升了，这在某种程度上预示着产能过剩状况正在加剧。报告也注意到，随着对过剩产能的限制进一步放松，先前搁置的煤电项目也在陆续重启。CREA首席分析师柳力(Lauri Myllyvirta)在上述报告发布当日告诉媒体：“中国国内现在仍有一些支持火电发展的声音，希望到2030年新建数百座燃煤电厂。这明显与中国应对气候平均状态随时间的变化的国际承诺背道而驰。”

  3月中旬，独立金融智库Carbon Tracker发布的一份关于全球煤电经济竞争力现状的报告说明，中国仍有99.7吉瓦的煤电产能正在建设中，另有106.2吉瓦的煤电产能处于不同的计划阶段，占全球目前在建或处于前期开发的煤电项目的40%。

  首先是企业亏损。多年来，由于产能过剩，煤电设备利用一直偏低，外加煤价高企和电价下行等因素，造成中国煤电企业的亏损严重。中国电力企业联合会的2018-2019年度分析报告数据显示， 2018年全年全国火电企业近50%亏损。

  但更大的问题，还是资产搁浅。造成资产搁浅的一个因素来自国际气候公约的减排约束。2019年马里兰大学主导研究的报告《加快中国燃煤电厂退出：通过逐厂评估探索可行的退役路径》指出，按照2017年全国煤电装机总量测算，若无法停止新建煤电厂、无法保障煤电机组有序退出，在巴黎协定 1.5 摄氏度路径下的全国资产搁浅总值将达到 2410 亿元人民币，在 2 摄氏度路径下达到 650 亿元人民币。

  而即便没有国际公约，市场因素也同样会造成资产搁浅，而且规模可能更大。前述Carbon Tracker的报告发现，中国70%左右正在运营的煤电项目的经营成本要高于新建陆上风电或光电。如果中国继续这些项目，那么在它们的生命周期中，可能将有高达1583亿美元(约1.1万亿人民币)的投资面临搁浅风险。报告将中国煤电资产搁浅风险级别定为“极端”，建议中国立即取消所有在建和计划项目，并通过在煤电过度供应或缺乏市场竞争力的省份关闭部分煤电厂，来提高现有煤电厂的利用率。

  报告作者之一Matt Gray在最近的文章中呼吁，中国在疫情后的经济刺激中应避免煤电投资选项。

  然而即便如此，一边是风险预警放松，一边是新的项目持续落地。据全球能源监测统计，中国仅在今年3月1日至18日期间就新批准了总装机7.96吉瓦的煤电建设，高于2019年全年批准的6.31吉瓦。

  这种大干快上的劲头却未在同期风电、光伏产业出现。在新冠疫情势必耽误工期的情况下，至本文截稿的4月9日，这两个新能源产业仍在等待能源主管部门推迟已核准项目的并网截止时间，以获得原本预期的补贴。

  为什么在新能源成本持续降低，世界能源转型大势所趋的背景下，已经处于大面积亏损并面临资产搁浅风险的煤电却似乎依然受到特别眷顾?

  袁家海告诉中外对话，这与煤电本身的稳定性有关，也与煤电项目的体量有关。电力系统要求发电、供电、用电随时保持平衡，而煤电因为方便调度且可靠，所以被视为“稳定器”。其次，电力领域内煤电项目的体量大，“一个煤电厂能抵得上好多个光伏、风电厂”，更利于快速刺激经济发展。他认为3月大批项目一窝蜂过审，就反映了地方政府在疫情下稳投资、稳增长、拉动经济的考量。

  中国可再次生产的能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩则认为，这与煤电产业的利益有关，也跟人们的认识有关。“有些人坚持认为风和光不能替代煤，将来的电力保障还得靠煤电。”他告诉中外对话，“中国整个能源战略发展的方向并没有达成共识。”

  但袁家海在上述财 新专栏中写到，他的团队的研究显示：新增的非煤清洁电力可基本满足“十四五”期间新增电量需求。而煤电，由于其可调节的优点，可在未来拥有高比例可再生能源的电力系统中扮演“调节器”的角色，为电力系统提供灵活性和安全保障兜底。

  “我们现在做的决策会影响到20、30年后的电力产业，现在投资基建是保增长了，但是十年后电力结构的优化该怎么样才能解决?巴黎协定的减排目标如何达到?到时候我们的煤电厂又该怎么去办?”袁家海在电话中问道。

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  在新一轮应对新冠疫情带来的经济减速的背景下，各个地方政府纷纷加大了对于基础设施建设的投资，而电力项目也是重要的一部分。

  一季度，华电湖南公司克服新冠疫情对生产经营带来的影响，按照集团公司“目标不变、加大力度”的总要求，深化“三精管理”，全面“做实强基”，全力挖潜区域利润增长点和盈利点，煤电单位容量利润排名全省同类企业首位。

  全球超过60%的燃煤电厂发电成本高于建造新的可再次生产的能源所能产生的成本。最迟到2030年，建设新的风能或太阳能产能将比在所有市场上继续运营煤炭便宜。

  根据印度电力部与议会能源常设委员会多个方面数据显示，目前在印度运营超过25年以上的超龄服役煤电厂装机容量累计达到42,877兆瓦(MW)。

  国神和丰煤电公司积极做出响应党中央、两级集团公司及地方政府的指示精神，积极动员，全面部署，全力做好疫情防控工作，保障全厂职工安全健康。

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  日前，广西壮族自治区出台的《广西营造更好发展环境支持非公有制企业改革发展实施方案》(以下简称《方案》)提出，在水电、风电、光伏、生物质发电等新建电源项目全面实施以竞争性方式确定项目投资主体，并逐步扩大至新建煤电项目。

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