中國上半年棄風棄光達 3,600 億度，煤電為何反而上升？

為何風電和太陽能未能取代煤電？

1. 發電地點與用電中心相距甚遠

中國新增的大型風電和太陽能基地，許多位於風光資源豐富的北部和西部；但主要用電需求集中在東部及南部沿海省份。要把電力送往這些地區，需要足夠的本地電網容量、長距離輸電線路，以及跨省交易和調度安排。

當某條輸電通道或受電地區達到上限時，多餘的再生能源不能簡單地「改送到別處」。即使全國其他地方仍然需要電力，發電所在地仍可能被迫限發。

2. 風光發電時間未必配合需求

太陽能通常在日間中午前後達到高峰，但用電需求有時在傍晚才較高；風力則具有間歇性，可能在當地需求偏低時大量輸出。如果電池、抽水蓄能、可調節的工業用電及其他彈性資源不足，系統營運者就難以處理「在錯誤時間、錯誤地點出現的電力」。

因此，單純增加發電容量，不代表一定能減少化石燃料發電。電網還必須有能力在正確時間平衡、輸送並為這些電力定價。

3. 部分新能源基地仍把煤電當作穩定電源

中國部分大型新能源基地的設計，仍以煤電作為支撐間歇性再生能源的穩定電源。例如，規劃中的內蒙古庫布其至上海特高壓直流輸電項目，計劃輸送的電力超過 60% 來自再生能源，同時配置 9,000 兆瓦時儲能及 2.64 GW 煤電容量。

這反映中國能源政策的一個關鍵選擇：應否以儲能和其他彈性資源支撐風光電力，還是繼續把煤電與大型清潔能源基地綁在一起。

4. 煤電合約預先保留了市場空間

CREA 和 GEM 指出，2026 年煤電企業仍被要求簽訂年度合約，合約電量約相當於上一年實際供電量的 60% 至 70%。這類安排原意是保障供電安全和電廠收入，但也等於預先為煤電保留了相當大一部分有限的用電需求。

結果是，煤電不再只是極端需求時才啟動的備用電源。當煤電廠有動機甚至有合約義務供電時，即使風電和太陽能的邊際運行成本較低，清潔電力仍可能被限發。

新增 30 GW 煤電，為何讓矛盾更嚴重？

2026 年上半年，中國新增 30 GW 煤電容量，卻只退役 2.7 GW。這並非只是建立一批只在用電高峰或緊急情況下才使用的備用機組，而是令整個煤電機組群擴大，並在已出現供過於求跡象的市場中爭奪發電量。

CREA 表示，煤電廠的使用強度下降，但煤電發電量仍然增加。這種組合通常意味著有更多機組競逐有限的用電需求。 新增煤電容量也提高了電網調度的複雜度：煤電廠受到既有合約、地方供電可靠性角色及投資利益支撐；風電和太陽能則受到地理位置及輸電容量限制。

這也解釋了為何收緊新煤電審批，未必能立即扭轉煤電上升趨勢。已獲批或正在興建的項目仍可陸續投產，而地方政府也可能基於供電安全、就業和投資等考量，支持新增容量。現有證據較支持「結構性鎖定與供過於求」的解釋，而不是中國全國都出現了必須依靠新增煤電才能滿足的電力短缺。

當然，數據也呈現出部分正面訊號。中國能源報道稱，2026 年上半年再生能源供應超過全國用電量的 40%，煤電佔比則首次降至 50% 以下。 但煤電佔比下降，不代表煤電絕對發電量必然下跌：只要全國用電量和總發電容量同時增長，煤電的比例可以下降，實際發電量仍然增加。

棄電如何影響再生能源投資？

棄風棄光會直接削弱項目的經濟效益。開發商原本預期電廠能產生並出售一定電量，但輸電擁塞或調度限制可能令實際銷售量低於預期，進而增加收入、併網和電價的不確定性。

中國 2026 年上半年新增太陽能裝機容量按年下降 66%，由一年前的 212.21 GW 降至 72.07 GW。報道將大部分跌幅歸因於定價改革前搶先併網的熱潮消退，因此這組數字不能證明棄電直接導致裝機下跌；但更不穩定的市場環境，確實可能令開發商挑選項目時更加審慎。

投資方向可能逐步偏向能夠提供較穩定電力的項目：

• 光伏加儲能：把部分中午的太陽能發電移至傍晚需求較高的時段，並降低受當地電網擁塞影響的程度。
• 風電加儲能：平滑輸出，提升項目參與市場化調度的能力。
• 靈活用電：讓工業用戶調整用電時間，吸收多餘再生能源，而不必把所有解決方案都寄託於電池。
• 輸電及省際交易：把電力送到真正需要的地方，而不是在發電地點棄用。

隨著光伏產品銷售增長放慢，中國太陽能製造商已開始擴大電池出口業務。這種產業轉向與全球對儲能產品需求增加的趨勢一致。 儲能不能取代整體電網改革，但可以提高再生能源項目的可用性及商業價值。

與澳洲、日本和印度相比，中國有何不同？

亞洲多地都面對相同的基本難題：再生能源部署速度超過輸電、儲能、需求彈性及市場改革的進度。不過，各地的制度和規模差異很大。

澳洲：中午電力過剩與局部輸電擁塞

澳洲的棄電問題與屋頂太陽能和大型太陽能輸出強勁、輸電限制，以及電池部署未完全追上裝機增長有關。OpenElectricity 數據顯示，2025 年首九個月澳洲風電和太陽能棄電量增加逾三倍，達 3.7 TWh，佔同期再生能源發電量 6.8%。

澳洲的核心挑戰主要是局部電網擁塞、日間供應過剩和系統彈性不足，並不像中國一樣，同時存在規模極大的清潔能源基地，以及覆蓋煤電企業大部分過往供電量的合約制度。澳洲也正擴大對商業屋頂太陽能及電池的支援。

日本：區域電網受限與核電增加

日本電力系統由多個區域電網組成，區域之間的輸電能力有限。當核電出力增加時，核電也會佔據部分低碳發電空間，使風電和太陽能在同一時段更容易被限發。

路透社檢視業界數據後指出，2025 年首八個月，日本十個電網區域中的九個，棄電量增加 38.2% 至 1.77 TWh，佔綠色電力總發電量 2.3%。 相比中國，日本的問題地理範圍更受限、絕對量也低得多。現有資料沒有提供日本 2026 年上半年的全國可比數字，因此不宜作直接的當年比較。

印度：輸電瓶頸與電網安全要求

印度的棄電同樣與輸電瓶頸和電網安全要求有關。政府資料顯示，印度 2026 年 4 至 6 月少吸收了 8,133 吉瓦時（GWh）太陽能電力，其中 4 月、5 月和 6 月的月度數字分別為 2,417、3,235 和 2,481 GWh。

這個數字已相當可觀，但仍遠低於中國同期估計的 360 TWh。絕對差距部分反映中國擁有規模大得多的風電和太陽能機組，因此不能單純以棄電總量判斷政策表現。不過，兩者都說明輸電投資必須與發電容量同步推進。

能源轉型的真正考驗：不是裝了多少，而是用了多少

中國的經驗表明，不能只用新增多少 GW 來衡量再生能源目標是否成功。一個真正能運作的清潔電力系統，還需要：

1. 提前建設輸電網絡，把風光資源地區連接至主要用電中心。
2. 完善跨省電力交易，讓低碳電力能在更大市場中競爭。
3. 改革靈活調度規則，在電網安全允許時優先讓風電和太陽能取代煤電。
4. 擴大儲能及需求響應，把供應從一個時段移到另一個時段。
5. 改革煤電市場制度，避免原為保障可靠性而設的合約，變成不必要發電的保障。
6. 以實際送達用戶的清潔電力作為投資回報依據，而不只是獎勵建設更多發電容量。

所以，問題並不是中國單獨建設了太多再生能源，而是把大量風光發電接入一個仍為煤電保留制度性角色的電力系統。在輸電、儲能、調度和市場規則真正改變之前，風電與太陽能容量增加，完全可能與煤電發電量上升同時發生，甚至造成更多清潔電力被白白棄掉。