中国上半年弃风弃光达360太瓦时，为何煤电反而增长？

为什么清洁电力没有取代煤电？

1. 新能源基地远离主要用电中心

中国许多大型风电和光伏基地位于北部、西部等资源丰富地区，而用电需求更多集中在东部和南部沿海省份。

要把西北地区的电力送往沿海，需要足够的本地电网容量、远距离输电线路，以及更顺畅的跨省电力交易。当某条输电通道或受端电网达到上限时，新增的风电和光伏电量无法简单地转送到其他地区。于是，即使全国整体仍然需要电力，局部电网也可能出现弃电。

2. 发电时间与用电时间并不总是匹配

光伏发电通常在白天达到高峰，但用电需求可能在傍晚才更高；风电出力则具有波动性，可能在当地需求较弱时集中增加。

如果电力系统没有足够的电池、抽水蓄能、可灵活调节的工业负荷或其他可调度电源，调度机构就很难处理“电力在错误的时间、错误的地点出现”的情况。由此可见，单纯增加发电装机，并不能自动带来化石能源替代；电网还必须能够平衡、输送并合理定价这些电力。

3. 部分新能源输电模式仍把煤电作为“兜底”

一些大型新能源基地的输电方案仍然将煤电作为稳定电源，与波动性较强的风电和光伏配套。

例如，一条拟议中的超高压直流输电线路计划从内蒙古库布其地区连接上海，输送电量中超过60%来自可再生能源，同时配置9,000兆瓦时储能和2.64吉瓦煤电容量。这个方案体现出中国电力系统面临的政策选择：是用储能等灵活性资源为新能源提供支撑，还是继续让煤电与大型清洁能源基地绑定运行。

4. 煤电合同提前锁定了部分市场需求

CREA和GEM称，2026年煤电企业仍预计要签订年度合同，覆盖其上一年度实际供电量的大约60%至70%。这类合同可以增强供应保障和企业收入稳定性，但也会提前为煤电保留相当一部分有限的用电需求。

结果是，煤电不再只是极端情况下才启动的备用电源。当煤电机组有动力、甚至有合同义务发电时，即使风电和光伏的边际运行成本更低，电网仍可能优先为煤电留出空间，从而压缩新能源的消纳量。

新增30吉瓦煤电，如何放大了矛盾？

2026年上半年，中国新增30吉瓦煤电装机，而同期仅退出2.7吉瓦。这些新增机组并非只是等待极端高峰负荷时使用的备用容量；由于大量在建和已获批项目继续投产，煤电机组开始在一个已经出现供给过剩迹象的系统中争夺发电量。

CREA指出，煤电机组利用强度下降，但煤电总发电量仍然上升。这种组合通常意味着更多机组正在争夺有限的电力需求。 对调度而言，煤电拥有既有合同、地方保供角色和投资利益，而风电、光伏则受到线路容量和送电路径的物理限制。

这也解释了为什么加强新煤电项目审批，并不会立刻扭转煤电增长趋势。已经获批或正在建设的项目仍可能陆续投产，地方层面的能源安全、就业和投资激励，也可能继续支持新增容量。

现有证据更符合“结构性锁定和产能过剩”的图景，而不是全国性电力短缺迫使中国必须增加如此多煤电装机。

当然，信号并非全部负面。中国能源报道显示，2026年上半年可再生能源发电量占全国用电量的比例首次超过40%，煤电占比则首次降至50%以下。 但占比下降并不意味着煤电绝对发电量必然下降：只要总发电量和总装机容量同时增长，煤电的市场份额可以下降，发电量仍然上升。

弃电会怎样影响新能源投资？

弃电会直接削弱新能源项目的经济性。项目虽然已经建成，却可能因为线路拥堵或调度限制无法按预期发电和售电，投资者也就难以确定未来的并网条件、发电收入和最终电价。

2026年上半年，中国新增太阳能装机同比下降66%，从上年同期的212.21吉瓦降至72.07吉瓦。报道将这一降幅很大程度上归因于定价改革前的抢装潮结束，因此不能据此证明弃电是装机下降的直接原因。但更不稳定的市场环境，确实会让开发商在选择项目时更加谨慎。

在这种背景下，投资可能从“只建设发电装机”转向“提供更稳定电力交付”的项目：

• 光伏配储能：把部分午间发电转移到傍晚，降低局部线路拥堵带来的风险。
• 风电配储能：平滑出力，提高项目参与市场化调度的能力。
• 灵活用电：让部分工业负荷根据电力供应变化调整用电时间，以吸收过剩电量，而不是把所有解决方案都寄托在电池上。
• 输电和跨省交易：把电力送往真正需要它的地区，而不是在发电地直接放弃。

随着光伏组件销售增速放缓，中国太阳能制造商也在扩大电池和储能产品出口。这一产业动向与全球对储能产品需求增加的趋势相吻合。 储能无法单独解决电网改革问题，但可以提高新能源项目的可交付性和商业价值。

中国与澳大利亚、日本、印度有何不同？

亚洲多个市场都面临同一个基本难题：新能源建设速度超过了输电、储能、灵活性资源和市场改革的推进速度。不过，各国的制度环境和问题规模差异明显。

澳大利亚：午间电力过剩与局部拥堵

澳大利亚曾出现与屋顶光伏和大型光伏发电增长相关的清洁电力过剩，输电约束和电池部署相对滞后也加剧了这一问题。路透社援引OpenElectricity数据称，2025年前九个月，澳大利亚风电和光伏弃电量同比增长超过三倍，达到3.7太瓦时，相当于同期可再生能源发电量的6.8%。

澳大利亚的核心挑战主要是局部线路拥堵、白天光伏过剩以及系统灵活性不足，并不完全等同于中国这种超大规模弃电与煤电合同共同作用的局面。澳大利亚也在扩大对商业屋顶光伏和电池的支持。

日本：区域电网受限与核电增加

日本电力系统由多个区域电网组成，区域之间的输电能力有限。随着核电出力增加，核电占据了部分低碳电力空间，也可能在风电和光伏出力较高时加剧弃电。

路透社根据行业数据分析称，2025年前八个月，日本10个电网区域中的9个可再生能源弃电量上升38.2%，达到1.77太瓦时，占绿色电力总发电量的2.3%。

与中国相比，日本的问题更集中在区域电网之间的连接能力和相对有限的电力规模。现有资料没有提供日本2026年上半年可直接对比的全国性弃电数据，因此不宜进行简单的当年横向比较。

印度：输电瓶颈与电网安全要求

印度的弃电问题同样与输电瓶颈和电网安全要求有关。印度政府数据显示，2026年4月至6月，印度未能消纳8,133吉瓦时（GWh）太阳能电力，其中4月为2,417吉瓦时、5月为3,235吉瓦时、6月为2,481吉瓦时。

这一规模不容忽视，但仍远低于中国同期估计的360太瓦时。绝对差距部分源于中国拥有规模大得多的风电和光伏装机，因此不能简单将总量视为政策表现的单一指标。两国共同说明了一点：输电投资必须与发电装机同步推进。

这对能源转型意味着什么？

中国的经验表明，不能只用新增多少吉瓦来衡量新能源转型是否成功。一个真正有效的清洁电力系统还需要：

1. 提前建设输电网络，在拥堵出现前连接新能源资源地与负荷中心。
2. 扩大跨省电力交易，让低碳电力能够突破本地市场限制参与竞争。
3. 优化灵活调度规则，在系统安全允许的情况下，让风电和光伏更充分地替代煤电。
4. 发展储能和需求响应，把电力供应从高发时段转移到需求更高的时段。
5. 改革煤电市场机制，避免以保障可靠性为目的的合同变成对不必要煤电发电量的刚性保障。
6. 奖励实际交付的清洁电力，而不只是奖励建设更多发电容量。

归根结底，中国的问题不是孤立地“建了太多新能源”，而是把大量风电和光伏接入了一个在物理基础设施和制度安排上仍然为煤电保留重要保护性角色的电力系统。

在输电、储能、跨省交易、调度和煤电合同机制完成调整之前，新增风电和光伏装机仍可能与煤电发电量上升并存，甚至带来更多被浪费的清洁电力。