“减碳”当前，煤电高质量发展迎来关键抉择

　　高煤价、低电价、低利用小时数……“十三五”以来，煤电行业的生存、发展压力持续至今。据不完全统计，截至2020年底，全国发电装机超过21.3亿千瓦，其中非化石能源发电装机占比超过43%。随着碳达峰和碳中和目标提出，煤电市场份额或将进一步收缩，煤电角色转变已成定势，煤电企业提质、降本、增效诉求愈加迫切。

　　作为保障电力系统运行的“压舱石”，煤电的一举一动牵动着整个电力系统的运行状态，因此改革转型并非朝夕之功。煤电行业想要走好转轨之路，仍面临很多关键抉择。

　　碳减排：技术瓶颈仍需突破

　　碳减排，是煤电行业“十四五”面临的最现实挑战。由于资源禀赋以及煤炭的物质特性，煤炭生产、加工、利用等环节产生的碳排放是我国碳排放的主要构成部分，占煤炭消费量一半以上的煤电，更占据了我国碳排放的“大头”，是我国实现脱碳目标的关键所在。

　　“对应碳中和目标，意味着单位供电碳排放必须从600克/千瓦时下降到100克/千瓦时，甚至50克/千瓦时。”全球能源互联网发展合作组织经济技术研究院院长周原冰直言，要实现2030年碳达峰、2060年碳中和目标，我国煤电装机必须在“十四五”达峰，并在2030年后快速下降。

　　作为目前乃至中长期我国电力供应的主力，煤电的生产方式决定了其必然会产生大量二氧化碳，而碳捕获、利用与封存(CCUS)二氧化碳被视为解决这一短板的关键技术。不过，CCUS技术目前尚未展现出足够的商业化可行性。“根据目前情况测算，煤电应用CCUS将使能耗增加24%到40%，投资增加20%到30%，效率损失8%到15%，综合发电成本增加70%以上。”周原冰指出，CCUS在实现碳移除、碳中和中不可或缺，但在煤电领域难有大规模应用可能。“即便没有CCUS，煤电未来的竞争力都将大大减弱，难以承受CCUS带来的成本高企。”

　　但业内对于CCUS的研究探索仍在继续。华润电力海丰公司建设了年产2万吨的碳捕集项目，希望找到更经济的材料和技术路线。2020年11月，华能清洁能源技术研究院开发的我国首套1000吨/年“相变型”二氧化碳捕集工业装置成功实现72小时连续稳定运行。专家测算，该技术可使碳捕集所需再生溶液量减少40%-50%，可显著降低CCUS成本。

　　控总量：转变思路避免极端

　　相比花费高昂成本降低煤电生产环节碳排放强度，通过控制煤电装机规模来控制碳排放总量，是更切实有效的方案。“十三五”期间，国家发改委、国家能源局先后印发一系列政策文件，严控煤电产能扩张，全国停建、缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦。

　　“煤电供给侧改革近年取得了显著成效，仍有必要继续实施，优化存量，主动减少无效供给。”华电集团副总法律顾问陈宗法指出，煤电产能过剩仍是发电行业的“风险源”，煤电要实现脱困、转型，增量要严格控制，存量要先完成淘汰关停与重组整合，再分类实施升级改造。“从企业角度，希望国家能建立起帮助煤电退出、促进能源清洁转型的公平长效机制。”

　　此外，陈宗法强调，“十四五”规划制定时应防止出现“两个倾向”。“一个是为实现碳中和远景目标，几乎全部只发展新能源;另一个是把‘十三五’末安排的煤电进度照单全收，不加以限制。两者都不可取。”

　　对地方政府而言，由于煤电项目审批权已下放，一些煤炭大省能否扭转“靠煤吃煤”发展思路，成为煤电产能控制的关键因素。山西省能源局一级调研员高道平表示：“山西正努力调整‘一煤独大’格局，着力调整电力结构，加强电网配套建设，合理布局外送通道建设，扩大晋电外送能力。预计‘十四五’新能源和可再生能源装机占比达到40%左右，外送电能力达到5200万千瓦左右。”

　　华北电力大学教授袁家海指出，调研发现一些煤炭资源大省仍抱持着以煤电及其他煤炭相关产业链为主导方向的传统发展思路。“如果按2060年前实现‘碳中和’的目标，到2050年，没有加装CCUS设备的煤电机组可能将失去市场空间。而现在新建的煤电机组，其服役期限可能将延续至2060年以后，这与目前碳减排的中长期发展目标之间存在矛盾。地方有必要在经济发展、能源转型和应对气候变化三者之间做好统筹，尽快推进能源清洁转型。”

　　转角色：灵活性改造亟待机制保障

　　控制煤电总量的同时，提升煤电机组灵活性是保障高比例清洁能源电力系统安全运行的关键措施。然而，“十三五”期间，我国三北地区煤电灵活性改造完成率不足27%，其中内蒙古、山西、新疆、甘肃仅完成“十三五”规划改造目标的2.1%、3.3%、2.4%和4.1%。

　　中电联专职副理事长王志轩直言：“目前电力行业对灵活性资源的系统价值认识不足，导致针对电力系统灵活性的政策设计存在瑕疵。例如有观点认为，所有电源都有义务为系统提供灵活性，所以未尽义务的电源就应该为灵活性付费，这种逻辑实际上并不清晰。”

　　王志轩认为，目前电力系统的灵活性提升问题主要在于机制未理顺。“现在煤电灵活性改造在技术层面不存在障碍，有些电厂的锅炉最低稳燃负荷可以达到额定出力的20%。但是，目前深度调峰辅助服务补偿标准偏低、政策执行力度和连续性不足、政策制定与实施未充分考虑地区实际情况等问题，导致煤电企业已实施的灵活性改造项目收益不及预期。”

　　“提高电力系统灵活性，或许并不需列出具体技术路线图，也不需要具体实施方案。”南方电网能源发展研究院能源战略与政策研究所所长陈政认为，理顺市场机制后，电力系统灵活性提升的路径自然能够走通。

　　“要让市场主体知道，为系统灵活性做贡献可以受益，同时还要建立利益兑现机制。”陈政表示，“一方面，建立小时级别的电力现货市场，以反映实时供需情况的分时段价格信号激励市场主体主动参与调节;另一方面，要建立容量补偿、容量市场等机制，帮助灵活性资源回收投资建设成本，并实现系统调节能力总量目标引导和市场化配置。”

　　碳市场：减煤需统筹考量

　　近日，生态环境部公布《碳排放权交易管理办法(试行)》，并印发配套配额分配方案和重点排放单位名单，意味着自今年开始，全国碳市场发电行业第一个履约周期正式启动，2225家发电企业将分到碳排放份额。不仅如此，《碳排放权交易管理办法(试行)》也已审议通过，将自2月1日起施行，石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、航空也将加快纳入市场主体，碳交易市场也将走向平稳运行。

　　中电联原部门主任薛静表示：“2021年碳交易市场建设很可能取得较大进展，这意味着碳资产的价值将在统一的市场中确定，煤价也将在全国层面形成产业链价格市场传导。但目前，电力价格并非全国统一市场形成，如何设计各省及省间的电价特别是煤电电价机制，将成为电力市场建设需要思考和突破的问题。”

　　“现在各省都在研究制定碳达峰、碳中和的规划，但对于一些为其他地区承担能源供应的省份，在探索清洁能源转型的同时，减煤、减碳不能盲目。”薛静直言，一些能源、资源输出型地区可能无法单独实现碳达峰和碳中和。“例如，山西的煤炭、电力不只属于山西，还要供应全国其他省份，这是山西作为资源型省份必然的特点，需要从国家层面统筹考量。山西省要作为后援，提供实现向碳减排、碳中和目标过渡过程中的电力安全并保证供应。”