近年来，全球电力需求呈现爆发式增长。国际能源署（IEA）数据显示，2023年全球电力消费量较2010年增长超40%，其中亚洲地区贡献了70%的增量。中国、印度等新兴经济体工业化与城市化进程加速，叠加极端气候频发（如热浪、寒潮），使得电力供需矛盾日益尖锐。
以2022年欧洲能源危机为例，天然气短缺导致多国重启煤电以填补缺口，德国甚至推迟了原定的煤电退出计划。
这一现象揭示了一个核心问题：尽管可再生能源装机量快速增长，但其波动性与储能技术瓶颈仍难以支撑稳定的基荷电力供应。风能、太阳能的间歇性特征导致其在极端天气或夜间用电高峰时“掉链子”，而氢能、新型电池等技术的商业化仍需时间。国泰海通证券研究指出，2022年全球煤电发电量占比仍达36%，远超风、光总和（12%），尤其在发展中国家，煤电仍是保障电力供应的“最后防线”。
从经济性看，煤电的度电成本显著低于天然气发电。以中国为例，燃煤电厂平均发电成本为0.3-0.4元/千瓦时，而燃气发电成本高达0.8-1.2元。对于印度、印尼等资源禀赋以煤炭为主的国家，煤电更是降低能源进口依赖、控制电价的关键。全球已建成的煤电机组具备成熟的调峰能力，可通过灵活性改造快速响应电网需求，这是多数可再生能源无法比拟的。
可靠性方面，煤电的“即发即用”特性使其成为电网安全的基石。2021年美国得州大停电事件中，风电出力骤降导致电网崩溃，而煤电机组在极端低温下仍保持80%以上可用率。国泰海通证券调研显示，全球70%以上的电网运营商将煤电视为应对突发负荷波动的首选备用电源。
尽管全球能源转型加速，但煤电的退出需与新能源发展节奏相匹配。欧盟计划到2030年将煤电占比降至5%以下，但其代价是天然气依赖度攀升至45%，地缘政治风险加剧。反观中国，通过超低排放技术改造，煤电污染物排放已下降90%，单位煤耗较2010年降低15%，证明煤电清洁化与减碳可并行推进。
国泰海通证券认为，未来20年煤电将逐步从“主力电源”转向“调节电源”，但其存量机组对保障电力系统韧性至关重要。国际可再生能源署（IRENA）预测，到2050年全球煤电占比或降至10%，但在储能技术突破前，其战略价值仍无法被完全取代。
煤电的可持续发展离不开技术创新。中国自主研发的“超超临界发电技术”将煤电效率提升至50%以上，二氧化碳排放较传统机组减少20%。碳捕集与封存（CCUS）技术更被视为煤电低碳化的终极方案。挪威“北极光”项目已实现每年150万吨二氧化碳海底封存，而中国华能集团在天津建设的CCUS示范工程，捕集率达90%以上。
燃煤耦合生物质发电、煤电机组灵活性改造等技术，正推动煤电从“高碳”向“低碳”转型。德国杜伊斯堡电厂通过掺烧30%生物质，使碳排放强度下降25%；中国山东某电厂经改造后，调峰能力从40%提升至75%，有效支撑了当地风电消纳。国泰海通证券测算，若全球现役煤电机组全部应用CCUS技术，年减排量可达120亿吨，相当于当前全球碳排放量的30%。
不同地区的煤电发展呈现显著差异。欧美国家加速淘汰煤电，但2022年能源危机迫使英国重启燃煤电厂，美国煤电发电量逆势增长3%。亚洲则成为煤电增长主战场：印度计划未来十年新增80吉瓦煤电装机，越南、印尼等国因经济性考量继续扩大煤电投资。这种分化背后，是能源安全、经济成本与气候目标的复杂博弈。
国泰海通证券建议，各国需制定差异化煤电政策。发达国家应聚焦存量机组清洁化改造，而非简单关停；发展中国家则可借鉴中国“上大压小”策略，用高效机组替代落后产能。国际社会需加强技术合作，例如通过“一带一路”绿色能源基金，支持新兴市场建设低碳煤电项目。
在理想能源体系中，煤电与新能源并非零和博弈。中国内蒙古的“风光火储一体化”基地，通过煤电调峰将风光利用率提高至95%；澳大利亚试点“煤电+储能”混合电站，利用燃煤机组过剩电力制氢，实现多能互补。这种协同模式既保障了电网稳定，又加速了新能源渗透率提升。
国泰海通证券预测，到2040年，全球煤电装机量或下降20%，但其发电量因利用小时数提高仅减少10%，表明煤电将更聚焦于“关键时刻顶得上”。能源转型不是非此即彼的淘汰赛，而是新旧能源的接力赛——煤电在退场前，仍需为新能源成长保驾护航。
全球碳中和目标不可动摇，但能源安全同样不容妥协。煤电的压舱石地位，源于其无可替代的稳定性与经济性。唯有通过技术创新、区域协同与政策平衡，才能实现能源转型的平稳过渡。国泰海通证券呼吁，行业应摒弃对煤电的“污名化”认知，转而以务实态度挖掘其转型潜力，为
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