【绿色金融】煤电“审批潮”下各省电力供给与风险挑战

电力供应事关经济发展，更事关社会民生。在“双碳”政策体系的指引下，煤电作为重点耗能领域，已成为节能降碳的关键对象，各省在碳达峰文件以及“十四五”能源规划中，均将全面优化煤电结构与技术水平作为降碳关键举措。与此同时，煤电作为可靠性强的传统电源，也是经济大省、外送大省提高电力稳定供给能力的最可靠手段。因此，如何统筹协调煤电保供与降碳，成为各省推动碳达峰碳中和的重要内容。

面对近两年出现的复杂外部形势与极端气候事件，局部地区用电高峰时段的电力短缺问题愈发凸显，省间互济成为应对电力短缺的关键举措之一，这为西部地区扩大煤电装机规模奠定了条件。同时，东部经济大省增强本地保障能力也是煤电规模扩张的根本目的。因此，传统资源大省与电力短缺省份成为本轮煤电新增装机最大的主体。然而，面对送端、受端同步加快煤电项目建设的形势，全国煤电装机极可能再次重蹈“十三五”煤电装机增速过快的“覆辙”。传统资源大省出于拉动经济目的、全国层面煤电辅助新能源消纳带来的安全性与经济性问题均需各省正面应对。

在此背景下，需要全国层面精确制定电源规划方案，严格审批煤电项目增量，进一步加强需求侧响应、“源网荷储一体化”新能源+储能等解决供需矛盾的手段，降低煤电建设的优先级。同时，加强省间电力互济的市场机制建设，以价格信号引导电力电量资源在省内、省间流通，引导资源跨区域灵活调配，提高电力设备利用效率。