在《巴黎协定》1.5℃气候目标的约束下，全球正加速推动煤电退出。据IEA报道，在政策、技术和经济的共同推动下，全球煤电厂的关闭数量不断增加，清洁能源正以惊人速度发展，2022年全球清洁能源投资达1.4万亿美元，比2021年增长10%，占能源部门总投资增量的70%。

作为全球气候治理的重要参与者和发展中国家能源转型的引领者，中国着力提高可再生能源在能源市场中的占比，目前已经成为绿色能源装备制造的绝对主导者，占据75%的全球市场份额。不过，俄乌冲突导致全球能源供需格局深度调整，各国都将能源安全提到前所未有的高度，我国也不例外。在此背景下，当前我国清洁高效煤电装机和发电量仍呈增长趋势。究其原因，首先，我国“富煤、贫油、少气”的能源禀赋奠定了煤电在电力结构中的主体地位。其次，尽管我国积极发展风电、光伏等可再生能源，但由于目前尚缺乏成熟、经济可行的储能技术，风、光仍难当调峰大任，煤电仍是保障电网稳定、安全运行的压舱石。此外，我国是人口大国，煤电行业容纳了大量劳动力，煤电及其上游煤炭行业提供的就业岗位超过300万个。在多重因素作用下，煤电在我国电力结构中的主体地位短期内较难发生根本性转变。

煤电背后水资源压力浮现

然而，即使是清洁高效煤电，其发展也会加剧水资源压力。IEA发布的相关数据显示，我国发电行业2017年取水量占全国总取水量的7%，其中80%用于煤电行业，同时，大量燃煤电厂位于水资源短缺地区。尤其值得注意的是，我国煤电产能向西北缺水地区聚集的趋势明显，或将进一步加剧当地煤电产能过剩和水资源短缺双重压力。煤电在完成保供任务、实现清洁高效转型的同时，其背后的水资源影响和风险，亟须引起重视。上述影响和风险主要表现在以下三个方面：

首先，我国煤电行业已经取得显著节水成效，但煤电机组耗水效率的进一步提升面临瓶颈。我国高度重视煤电行业节水问题，并颁布一系列相关政策措施。早在2004年，国家发改委就要求在水资源匮乏的北部和西北地区的新建煤电机组采用空气冷却技术，火电厂由此进入空冷机组快速推广时代。“十二五”和“十三五”期间，火电厂空冷市场经历了爆发式增长，十年间，我国机组冷却结构发生显著变化：空冷机组总容量增加了16.6 万兆瓦，装机容量占比增加10.7%，比循环冷却机组和直流冷却机组新增容量总和还要多。与传统的循环冷却技术相比，空冷技术可以节省60%—80%的水，在北方地区得到广泛应用并带来显著节水效益。2015年“水十条”的颁布标志着我国开始实施最严格的水资源管理制度，“水十条”提出到2020年和2030年，分别将全国用水总量控制在6700亿立方米和7000亿立方米以内，同时要求新建、改建和扩建项目用水达到行业先进水平，严格约束了煤电机组的用水强度。据我们研究团队的测算，2021年我国煤电机组平均耗水强度是1.02 立方米/兆瓦时，比2011年下降0.1 立方米/兆瓦时。不过，尽管我国煤电行业的节水措施取得了显著成效，但耗水量仍呈增长势头。目前，空冷技术的推广面临瓶颈，一方面，北方地区经历了空冷机组大规模推广阶段，推广空间已然不足；另一方面，空冷机组虽有显著的节水效益，但高煤耗、高电耗、占地空间大等问题也限制了其进一步推广。节水技术的发展瓶颈，叠加为新能源提供消纳支撑服务的煤电需求的增加，煤电的耗水量很可能在未来较长时期内仍会增加。

其次，我国新建煤电呈向缺水地区集中趋势，进一步加大了水资源空间压力。我国中西部地区储存着全国大部分优质煤炭资源，具有极高的开发潜力，西部地区煤炭资源的开发为西部大开发战略、西煤东运和西电东送提供了能源保障，煤电重心向西部地区转移已成为不可避免的趋势。但是，中西部地区水资源匮乏，煤电西移必然加剧当地煤电和水资源之间的矛盾。我们的研究结果显示，我国煤电机组分布区域与面临高水压力的区域大面积重合。2015年共有4.64亿千瓦煤电装机位于面临高水压力的区域，如，新疆、内蒙古、甘肃、陕西等省区，占全国煤电装机总量的53.45%。到2021年，面临高水压力区域的煤电装机容量已扩大至6.25亿千瓦，占全国煤电装机总量的58.23%，高水压力地区的能—水矛盾愈发凸显。

此外，气候变化加剧了电力供应系统的脆弱性。全球变暖背景下，干旱、热浪等极端天气频发，使本就紧缺的水资源进一步缩减，影响电力系统供应。一方面，煤电厂面临冷却水短缺的风险。气候变化带来的冷却水供应不足，导致煤电断产现象开始在全球范围内出现。例如，2016年印度受严重干旱影响，燃煤发电行业遭受了至少3.5亿美元的经济损失。这给我国带来警示：一旦煤电产能受到水源短缺的限制而停产，电力供应系统将面临巨大风险，进而给经济发展和社会运行带来巨大挑战。另一方面，电力系统面临“水电持续缺乏、煤电保供不足”的紧张局面。气候变化改变了降水模式，水电首当其冲。在我国，水电和煤电共同贡献了超过76%的发电量，水电和煤电存在此消彼长的关系，水电供应不足意味着煤电将肩负更多发电职责。近年来，受主要流域异常干旱等不利因素影响，我国西南地区的多个水电大省均不同程度出现缺水现象，导致2021年我国水力发电量首次下降。2022年以来，极端天气愈演愈烈，长江流域甚至“汛期反枯”，水电短缺叠加极端高温导致用电负荷激增，南方多地出现“水电缺乏、煤电保供”现象。

破解“能—水”矛盾可从三方面入手

为破解当前的“能—水”矛盾，并防范未来煤电发展过程中可能出现的水资源风险，建议从以下三方面入手强化“能—水”协同可持续利用。

首先，继续加快推进能源转型，不断提升能源电力系统韧性。发电方式深刻影响着电力生产的水资源利用效率，燃煤发电的用水量远超天然气发电、风电、光伏发电，不断突破可再生能源发展道路上的技术瓶颈，加速煤电向更可持续的电力方向转型，不仅是应对气候变化和实现“双碳”目标的可行之路，也是缓解“能—水”矛盾、保护水资源可持续发展的必然选择。建议从技术、管理两方面着手，一方面，打破风光“靠天吃饭”的困局，加速储能技术研发，依靠储能技术实现调峰调频、系统备用、黑启动等电网灵活性提升，保证电网安全稳定运行；另一方面，要以更大力度促进新能源消纳，进一步完善管理体制和机制，创新管理制度，打破现有利益格局，加强对企业的约束力，提高执法和监督力度，彻底消除弃风、弃光体制机制障碍，从管理制度上化解火电和新能源发电矛盾。

其次，淘汰落后煤电机组，突破空冷机组技术瓶颈，实现现役燃煤机组综合升级改造。“十二五”和“十三五”期间，通过“上大压小”、技术改造、加强水资源管理等措施，我国燃煤机组的水资源利用效率显著提升，但并未彻底消除落后机组，仍有部分燃煤机组存在技术粗放、管理不善、能耗偏高等问题。据我们的统计，2021年，我国尚存在2.44万兆瓦小功率煤电机组（≤100 兆瓦），这些机组的用水效率远低于全国平均水平，给当地造成了不必要的水资源消耗，因此，应继续推进“上大压小”政策，优先淘汰小功率落后机组。在空冷机组的进一步推广方面，首先需补齐空冷技术短板，通过使用先进的燃烧技术、改进燃烧过程、提高热回收利用效率等方法提高空冷机组的热效率和发电效率。同时，积极探索和创新煤电机组节能改造技术，及时总结机组升级改造示范项目先进经验并适时向全国推广应用，在技术支持下，科学制定机组改造实施方案，有序推进燃煤机组的综合升级改造。

再次，加强能源部门和水资源部门之间的合作，统一规划、协同发展。一方面，在能源规划中加强对水资源的约束，始终坚持“以水定产”原则，充分发挥水资源作为重要刚性约束因素的作用。特别是针对中西部缺水地区，当地已经广泛使用空冷和水循环等节水技术，燃煤机组的技术节水潜力已非常有限，为了避免煤电机组聚集导致当地陷入水资源枯竭困境，必须在中西部缺水地区设置煤电机组容量上限，严格控制水资源总用量。另一方面，要在能源低碳发展中统筹考虑水资源问题，以促进我国低碳转型和水资源保护协同发展。尤其值得一提的是，碳捕集与封存技术（CCS）等低碳技术的应用可能会带来新的水资源问题，已有研究表明，配备CCS的循环冷却机组在运行过程中要消耗近乎翻倍的水量。考虑到CCS技术在实现碳达峰碳中和目标中具有巨大发展潜力，需要认真权衡此类低碳技术产生的水资源成本和气候减排效益。

党的二十大报告提出，推动绿色发展，促进人与自然和谐共生。在碳达峰碳中和目标愿景下，煤电退出是大势所趋，但不可能一蹴而就，因此，不能忽视煤电发展所带来的资源压力和环境影响。以更长远的眼光审视煤电转型与发展，从技术、规划和管理等层面精准施策，强化部门协作，才能实现“能—水”相容。同时，考虑到气候变化带来的水资源和煤电供给的脆弱性，必须在能源和水资源部门采取相应政策，适应气候变化、提高能源供给稳定性和水资源管理综合韧性。