“双碳”目标下我国存量煤电发展路径分析

绿色低碳能源转型已经成为全球共识，从全球范围来看，目前已有超过130个国家和地区提出了“零碳”或碳中和的气候目标，BP等能源巨头也纷纷发布企业碳中和路线图。2020年9月22日，国家主席习近平在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话时提出，中国将采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和，为我国中长期能源发展指明了方向。2021年3月，国家主席习近平在中央财经委员会第九次会议上进一步强调，实现碳达峰、碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，要把碳达峰、碳中和纳入生态文明建设整体布局，其中“十四五”“十五五”是碳达峰的关键期和窗口期，要构建以新能源为主体的新型电力系统。构建以新能源为主体的新型电力系统涉及发输配售用协同创新，将重塑我国能源电力产业结构。目前我国火电仍是单一最大发电类型，煤电在新型电力系统中仍需发挥重要作用，因此需要从碳达峰、碳中和的大局，系统性思考火电，特别是煤电在新型电力系统中的作用和意义。

（来源：电联新媒作者：臧宁宁 本文刊载于《中国电力企业管理》2021年第6期，作者系英大证券有限责任公司研究所副所长）

我国煤电发展现状

目前火电仍是我国电力的基础，特别是煤电。从“十三五”新增装机看，火电装机仍保持增长，年均新增超过4000万千瓦，总量已达到12.5亿千瓦；从电源装机结构看，煤电装机占比在50%左右，发电量占比在60%以上，并且还有相当数量的装机处于建设与规划中；从电源利用情况看，全国煤电机组整体利用率偏低，仍处于电量过剩状态，2019年全国31个省市中，火电利用小时数高于4293小时的有14个，高于5000小时的仅有2个；2020年煤电收益所有提升，但在煤价和电价双重挤压下，亏损面仍在50%左右；从电源投资年限看，煤电的容量加权平均年龄约14岁，相比较30～60年的技术寿命，可以说还在青壮年时期；从电源规划布局看，为支持“十四五”“十五五”新能源发展，华中、“三北”等地还需要适度布局若干火电为新能源提供支撑；从碳达峰和碳中和看，能源电力系统需要在未来40年或者更短时间逐步退出约11亿千瓦煤电装机，需从构建以新能源为主体的新型电力系统中的角度，合理把握煤电退出节奏。

从碳达峰和碳中和看煤电发展趋势

“十四五”“十五五”是可再生能源进入增量替代阶段，但“存量替代”仍不具备现实可行性。“十三五”期间我国能源需求年均增速3.1%左右，低于“十二五”的3.6%和“十一五”的6.7%，但呈现上行趋势。总体来看，2013年以来，我国经济进入高质量发展阶段，经济增长和化石能源消费增长逐步脱钩，经济增长对能源投入的依赖程度有较大幅度下降，两者呈现“相对脱钩”关系，但仍呈现同比正向增长。其中，2013年煤炭消费达到高点；2013～2016年化石能源需求保持平稳，新增能源需求主要由核电、可再生能源提供；2017～2018年，煤炭需求企稳回升，化石能源需求开始增长，核电、可再生能源增长无法满足新增能源需求，近两年缺口有扩大趋势。高质量发展不代表能源需求下降，经济增长与化石能源消费增长同步正向增长仍将持续，未来一段时间化石能源和非化石能源仍是新增能源需求的重要来源，2030年前我国平均能源消费弹性系数可控制在0.3～0.4之间，需要逐步提高非化石能源增量替代比重（见图1、图2）。

碳达峰、碳中和目标下我国各能源类型达峰分析及预测。2019年我国人均GDP突破1万美元，未来10～15年全国各区域将逐步进入后工业化社会，全国能源消费逐步进入“总量增加，增速下降”的减速增长阶段。根据预测，我国完全有可能实现到“十四五”末达到现行的高收入国家标准、到2035年实现经济总量或人均收入翻一番，人均GDP超过2万美元。充分考虑节能降耗在碳达峰、碳中和中的作用，假定2060年我国单位GDP能耗由2019年的4.1吨标准煤/万美元下降到1.0吨标准煤/万美元，基本达到目前德国、日本的水平，在GDP实现5.5倍增长的情况下，一次能源消耗总量维持在2017年水平。未来10～15年是我国能源转型的关键时期，预计我国煤炭消费“十四五”进入峰值平台期，石油消费在2025年左右达峰，天然气消费仍处于快速增长期，工业燃料、城市燃气、发电用气呈现“三足鼎立”局面,LNG将成为主要增量来源，预计在2040年左右达峰；化石能源需求预计2025年达峰，峰值约为43亿吨标煤；一次能源需求量在2035年左右达峰，峰值在58亿吨标准煤左右；2035年前后电力需求进入增长饱和阶段，增速逐步低于1%；风光等可再生能源持续保持增长，2030年前后风光可再生能源装机超过火电，逐步成为最大能源主体类型（见图3～图5）。

煤电预计2025年达峰后逐步退出，随着储能、电动汽车等逐步成为电力系统灵活性资源主体，2035年煤电进入加速退出期。根据国际能源署研究，当可再生能源渗透率超过15%，电力系统灵活性运行成为首要关键问题；当超过25%，电力系统整体稳定性意义重大，需要系统整体具备抗干扰能力。2019年我国风光可再生能源发电量接近9%，个别省份已超过15%，随着可再生能源进入更快速发展阶段，“十四五”“十五五”期间新型电力系统需要大量灵活性资源作为支撑。根据预测，“十四五”“十五五”储能仍处于成本下降周期中，预计2030年用于大规模储能系统的锂离子电池成本有望较现阶段进一步下降50%以上，逐步具备大规模商业化推广价值，抽蓄、调峰气电、储能、光热及需求响应逐步成为电力系统灵活性运行的资源主体，火电将加速退出。火电在2035年之前仍是电力系统的重要支撑，但在电力系统中的地位和作用将发生重大转变，需要通过技术改造适应能源转型大趋势。

我国存量煤电转型升级路径

我国存量煤电需要从碳达峰、碳中和大局出发，积极融入区域经济社会和生态文明发展，适应并助力新能源主体地位建设，实现与新能源协调发展，成为新型电力系统的重要组成。

余热利用集中供暖改造。我国常住人口城镇化率已经达到60%，仍处于快速发展期，“十四五”期间常住人口城镇化率将由2020年的60%提升到2025年的65.5%，2030年接近70%，新型城镇化建设更加强调以人为核心，存量煤电需要因地制宜推进供热改造、余热利用，提高能源利用效率，实现周边郊区新城、中小县城集中供热，深度推进散煤替代，满足人民冬季供暖需求。典型方案如：煤电+热泵，利用燃煤机组的循环水作为热泵的低温热源，根据具体情况，可以将水源热泵布置在源端或者用户侧，据测算，热泵与低真空耦合回收循环水余热，总热效率和总效率分别为91.16%、44.50%，节煤量达到32.69吨/小时；华电灵武电厂百万千瓦机组空冷乏汽换热与汽轮机抽汽联合加热技术，通过46千米长管线工程，给市区50万户7000万平方米居民集中供热。

煤电的综合能源站改造。主要体现为风光水火储一体化和源网荷储一体化，充分利用存量火电灰场、热网等厂区布置，因地制宜，改造升级，新增布置风光可再生能源、储能、制氢、热泵等，为周边工业园区、产业园区等提供冷热电气水等综合能源服务，并结合技术改造，促进可再生能源融合消纳，提升火电机组经济运行和灵活运行水平，提升火电机组市场竞争力，为火电机组供给侧结构性改革提供可行方案。推荐应用场景为“存量火电+光伏发电、制氢、储能、富氧燃烧”等，典型方案为：光伏模块接入厂用电系统，降低厂用电率，并参与电网一次调频等辅助服务；储能模块参与机组的一次调频和功率跟踪，提高机组AGC和一次调频的响应速度；电解制氢根据机组的调频和出力要求，快速改变功率，达到整个机组功率的快速调节；富氧燃烧利用电解制氢产生的氧气，实现锅炉低负荷下稳燃，实现机组灵活调峰。经测算，该模式具有较好的经济性，项目回收周期在3～5年左右（见图6）。

煤电的灵活性运行改造。就综合调节能力和经济性而言，火电灵活性改造属于现阶段提升电力系统灵活性的可行性举措，长期来看，电力系统灵活性需要着重发展气电、储能、需求响应等灵活性资源，发挥系统调节能力。从目前技术看，煤电灵活性运行负荷50%具有可行性和现实性，最低不能低于40%，当煤电机组负荷率由50%降低至40%时，机组的供电煤耗骤升，不同类型机组单位供电煤耗增加10～27克/千瓦时,并且高参数、高容量机组增加幅度更大。此外，煤电低负荷运行导致NOx、SO2等污染物排放浓度增大。目前我国超临界机组，甚至超超临界机组大幅度参与调峰，长期处于低负荷运行状态，导致技术效率的优势难以发挥。但从发展趋势看，煤电作为“十四五”“十五五”可行的规模化调峰手段之一，为实现2030年风光发电装机达到12亿千瓦以上，煤电平均负荷将会进一步下降到25%左右，煤电企业需要加强技术创新，研究新型灵活性运行技术并加大推广应用（见表）。

煤电耦合生物质、垃圾、污泥等改造。世界银行报告显示，人均垃圾产生量与人均GDP有较好的相关性，我国城市垃圾处于快速增长期，处于大中城市周边的煤电厂可以充分发挥自身优势实现低成本、大规模、高清洁的综合处置城市污染物，因地制宜推进煤电机组成为城市污染物处理中心；生物质能合理充分利用是实现碳达峰、碳中和的重要途径，燃煤耦合生物质发电可成为我国煤电低碳转型发展的新路径，因地制宜推进燃煤火电耦合发电供热技术，在提高能源利用效率的同时，有效降低燃煤火电碳排放水平。2019年底我国煤电装机10.4亿千瓦，如果50%与生物质掺烧，那么燃煤耦合生物质发电机组总容量可以达到5.2亿千瓦，按平均掺烧量为10%估算，则折算生物质发电装机容量可达到5200万千瓦。

相关政策建议

加强顶层设计，明确中长期煤电退出路线图。从碳达峰、碳中和的角度进一步明确煤电在能源系统及电力系统中的定位和作用，从降低实体经济用能成本构建现代经济体系的角度和系统建设自平衡新型电力系统的角度，统筹煤电增量和存量发展，明确未来煤电技改路线，明确煤电合理退出节奏，减少煤电不必要的投资。

完善电力市场建设，推进煤电分级分类管理。进一步完善优化辅助服务市场建设，完善煤电调峰调频运行补偿机制，建立包含调峰、调频、黑启动、备用等体系化辅助服务市场机制，不建议鼓励煤电过度深度调峰，不鼓励调峰“一刀切”，在调峰压力较大时，建议停运部分火电机组，以保证煤电50%左右负荷运行，推进煤电分级分类管理，大容量、高参数煤电机组应侧重电量市场，提高机组利用率，为电力系统提供电量基础；30万千瓦及以下煤电机组应侧重电力市场，为电力系统提供灵活性。

从发输配售用各环节系统性推动电力系统灵活性。在源端推进火电灵活性改造，确保火电适度调峰，完善调峰价格机制；明确气电定位，加强天然气调峰电源建设；加快抽水蓄能建设；加快储能技术模式和商业模式创新应用；在网侧，加强跨省跨区区域协调和调度，实现更大范围内的资源调度优化；在用电端，完善阶梯电价，推动电动汽车发挥储能作用，加大需求响应，降低尖峰负荷。

发电企业需充分利用碳配额市场争取实现创收创效。《绿色产业指导目录（2019年版）》仍包含传统能源清洁高效利用，但2021年4月新版《绿色债券支持项目目录（2021年版）》发布，煤炭等化石能源清洁利用等高碳排放项目不再纳入支持范围。我国绿色标准对接国际主流绿色分类标准成为趋势，传统能源项目获得投资支持越来越困难，寿命较短的煤电机组需加大技术创新和优化运行力度，在减碳上下工夫，充分利用碳配额、国家核证自愿减排量等碳资产运用，加大创收发展支持力度。