2020年9月习近平总书记提出中国的“碳达峰”和碳中和目标之后，装机容量超过10亿千瓦的煤电在中国能源圈中成为了尴尬的存在。很多观点认为，在煤电碳减排潜力逐渐见底的情况下，煤电的彻底退出会是中国电力行业碳达峰和碳中和的关键。
从2013年的雾霾之后，煤电在国内舆论场中一直备受指责，如今更是走到了“消亡”的边缘地带。但煤电的命运或许不能仅仅从碳中和目标这一孤立视角来看，更要从整个电力系统的大环境、大格局来判断。
而当我们放宽了视角之后，结论可能截然不同：煤电不仅不会消亡，甚至会在未来的新型电力系统中扮演者重要作用。
大规模风光并网对的影响
在碳中和的背景下，业内预计未来十年年均新增风、光装机规模分别为5000万kw和7000万kw，2030年新能源装机将大大超过12亿kw，达到17亿kw以上，普遍预计到2025年就能达到12亿kw，增速显著超过“十三五”时期。“十三五”期间，风电装机年均新增约3000万kw（2020年抢装，当年新增装机超过7000万kw），光伏年均新增装机约5000万kw。即便是第三方机构，多数预测的风光合计年均新增装机也普遍达到1亿kw以上。
电力系统是一个超大规模的非线性时变能量平衡系统，要时刻保持平衡，生产组织模式是“源随荷动”。发电作为主动调节集，负荷作为被动不可调节集，由发电主动调节，跟踪负荷的运行，用一个精准可控的发电系统，去匹配一个基本可测的用电系统，通过实际运行过程中的滚动调节，实现电力系统安全可靠的运行。
以风、光发电为主的新能源，不能“源顺荷动”（风、光不可控），或只能单边“源随荷动”（弃风弃光，减少出力）；同时，在用电侧，大量分布式新能源接入后，用电负荷预测准确性也大幅下降。由此，新能源大规模接入，将对传统电网带来巨大影响。在电源侧储能未完全发展起来前，风、光发电系统均不具备调峰调频、旋转备用、无功补偿的能力。随机的气象条件，使得机组出力时刻变化，这对电网形成较大冲击，使得电网需要为风、光发电系统建设相应的旋转备用和无功补偿以解决调峰调频及对电压进行有效的控制和调整，需要其他常规电源为有功功率提供补偿调节，以保证电网对负荷持续、稳定、可靠的供电。
理论上，风、光入网所增加的发电能力并不能有效减少电力系统所拥有的常规发电机组。因此，从某种意义上，风、光发电的存在，相当于在电网中增加了一个“不确定性负荷”。
风、光发电大规模接入电网，面对“两高”的未来（高比例清洁能源、高比例电力电子系统），既要提升新能源发电的用电比重（消纳），又要确保用电安全，势必需要构建以新能源为主体的新型电力系统。新能源为主体的新型电力系统，意味着风、光发电将是未来电力系统的主体。煤电将由主力能源降格为辅助能源，但又必须承担供电安全“压舱石”的职责。定位为辅助能源的煤电，为确保电网安全，将面临总体装机容量不能低，但运行效率（利用小时数）不能高的尴尬局面！
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?煤电是电网安全的“底牌”
风、光发电功率的波动完全随天气状况做随机变化，而且要比电网正常的负荷变化高得多。所以，为风、光发电所准备的可调容量不能简单地依靠临时性的启、停机来完成，而是必须使其处于旋转备用状态。随之而来的是，风、光发电装机容量越大，旋转备用的容量就被迫越大。因此，风、光发电大比例接入电网，必须匹配大量灵活可调的电源，即灵活性电源。理论上，传统能源均可为灵活性电源，因为它们都是可调可控的。例如水电（包括抽蓄）、气电、电池（电化学储能），以及煤电。
水电方面，我国水电装机容量3.7亿kw，其中抽蓄电站3000万kw，受资源和环境的双重压力，再大规模开发水电的空间已经不大。尽管水电厂（包括抽蓄）的调节能力比较强，容量大、机组的启/停调节迅速，是较为理想的调频调峰电源，但水电布局受自然资源的约束，在选址和容量上均有所限制，加上水电本身的周期（丰枯水期），使其自身有时也会有调峰的需求。目前，我国抽蓄电站3000万kw的装机容量，明显不足于完全承担灵活电源的功能。
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