再谈“双碳”目标下，煤电定位、转型路径与实施机制

浩博电池网讯：1月24日，中共中央政治局就努力实现碳达峰碳中和目标进行第三十六次集体学习。中共中央总书记习近平在主持学习时发表重要讲话并提出，

一是要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。

二是要坚决控制化石能源消费，尤其是严格合理控制煤炭消费增长，有序减量替代，大力推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。推进先进储能技术规模化应用。

三是要把促进新能源和清洁能源发展放在更加突出的位置，积极有序发展光能源、硅能源、氢能源、可再生能源。要加快发展有规模有效益的风能、太阳能、生物质能、地热能、海洋能、氢能等新能源，统筹水电开发和生态保护，积极安全有序发展核电。

事实上，此次会议精神与《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》（下称《意见》）和《2030年前碳达峰行动方案》（下称《方案》）思路一脉相承。

《意见》是党中央、国务院对碳达峰碳中和工作进行的系统谋划和总体部署，覆盖碳达峰、碳中和两个阶段，是管总管长远的顶层设计，在碳达峰碳中和政策体系中发挥统领作用，是“1+N”中的“1”。

《方案》是碳达峰阶段的总体部署，即“1”的“2030版”，在目标、原则、方向等方面与《意见》保持有机衔接的同时，更加聚焦2030年前碳达峰目标相关指标和任务的细化与实化。

紧随着《意见》和《方案》，国家发展改革委、国家能源局发布了《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》（下称《通知》），对煤电产业“十四五”时期的低碳发展提出了具体工作思路、目标与要求。

在“双碳”背景下，构建以新能源为主体的新型电力系统，煤电的近、中、远期该如何定位？如何有序退出以保障“双碳”目标实现？煤电的清洁、减量发展，需要怎样的体制机制确保有序转型？

1、碳中和目标下对煤电长期定位的认识

建立清洁低碳安全高效的现代能源体系，《意见》给出了一个极具雄心的目标——到2060年，非化石能源消费比重达到80%以上。因此，2030年前碳达峰方案中重点任务的第一点即为能源结构的绿色低碳转型行动；其中第一项，就是推进煤炭消费替代和转型升级。

80%非化石能源占比目标的实现，一个关键在于新能源，另一个重点是电气化。当前，不同机构的研究均指向了极高的电气化水平，2060年的终端电气化率至少要达到70%以上。可以说，新型电力系统是清洁低碳安全高效能源体系的内核，也是未来整个能源体系的主体。

按照非化石能源消费比重达到80%以上的要求，届时非化石电力供应占比至少需要达到90%以上。那么，碳中和时的新型电力系统中，是否还有煤电的一席之地？

关键词一：“严控”

关于煤电长远定位，主流的观点有二。

第一种观点，煤电仍将长期保持一定的装机规模，以保障电力安全，但其定位为备用安保电源，利用小时数非常低。例如，近期发表在国际知名期刊《焦耳》上的一项最新研究成果，对未来电力结构进行了多情景模拟，其结论是即便达到了80%的电力脱碳目标，我国电力系统仍需保留10亿千瓦煤电，利用小时在1000小时。

对这一结论的商榷有二。其一，即便是1万亿千瓦时的煤电发电量，其二氧化碳排放量也在9-10亿吨（考虑低负荷时的效率损失因素），如此高数量级的排放水平下几乎消耗了我国全部森林碳汇空间（10-12亿吨），加上难以减排的工业过程和少量不得不用的化石能源（如航空和海运可能难以摆脱常规燃料），狭义的二氧化碳中和也是无望，如果再加上其他非二氧化碳温室气体，广义的温室气体中和更是不可能实现。

其二，是新型电力系统的电网系统和电力平衡方式。得到这一结论的前提是继续实施大基地开发、特高压和高容量远距离输电，和大电网跨区平衡消纳为主模式。笔者认为，“西电东送”在2030年前后发展将难以进一步扩展，一是通道走廊空间约束，二是随着可再生能源成本的进一步降低和分布式技术的发展，就近开发与消纳的经济性将更加凸显。因此，在新能源就地接入、就地消纳将成为主流模式的未来，电力系统灵活资源组合中即便有煤电，其也只会是配角。

关键词二：“削减”

煤电长远定位的第二个主流观点，是远期保留6-8亿千瓦的煤电加装CCUS改造。毫无疑问，CCUS装置与机组运行方式优化组合，确实可提供可观的灵活性。

这一观点值得商榷的地方在于：其一，如此规模的CCUS部署，其改造投资与运行的经济性如何，尚需进一步的系统研判。当然其经济性如何很大程度上取决于是否存在大规模经济地利用捕获的二氧化碳场景。通过绿氢与二氧化碳制甲醇是目前来看技术可行的选项。尚需系统评估制氢、制甲醇过程中的能源效率损失与全流程成本效益。

另外，甲醇燃烧后的二氧化碳怎么办？重复捕获的话，未来可能仅用在捕获二氧化碳的能源投入就是全社会能源成本的沉重负担。即便不考虑经济性和效率损失问题，捕获的二氧化碳大部分还是要封存。是否有足够的适宜封存地质结构，以及相应的运输与封存基础设施投入也是需要考量的因素。再者,还有捕获效率问题，即便是85-90%的捕获率，未捕获的二氧化碳对于能否保障碳中和目标也是不小的挑战。

因此，笔者认为2060年煤电去向，为2-3亿千瓦的煤电耦合生物质，并加装碳捕获装置（BECCS）。这样的方案，一是充分考虑了捕获封存的可行性，二是充分利用了存量煤电装机的容量价值，三是既避免了专用生物质机组的初始投资，又仅小幅降低掺烧机组的发电效率。最重要的是，经BECCS改造煤电机组，可为实现全经济体碳中和（甚至温室气体中和）保障托底。

2、实现碳达峰前煤电近期发展定位

《意见》中关于煤电的表述为：严格控制化石能源消费；加快煤炭减量步伐，“十四五”时期严控煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少。统筹煤电发展和保供调峰，严控煤电装机规模，加快现役煤电机组节能升级和灵活性改造；坚决遏制高耗能高排放项目盲目发展，出台煤电、石化、煤化工等产能控制政策。

《方案》对于煤电的近期发展给出了更加明确的要求：严格控制新增煤电项目，新建机组煤耗标准达到国际先进水平，有序淘汰煤电落后产能，加快现役机组节能升级和灵活性改造，积极推进供热改造，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。严控跨区外送可再生能源电力配套煤电规模，新建通道可再生能源电量比例原则上不低于50%。

而《通知》则对“十四五”时期的煤电发展给出了更加具体的安排——实现“三改”联动。

近期煤电的发展定位

根据前述的文件精神，2014-2020年煤电节能减排升级与改造行动计划的主要着眼点是三个关键词：清洁、高效、布局优化。

清洁：超低排放改造改善空气质量；

高效：提高新建准入门槛，在役30-60万亚临界机组综合性、系统性节能改造，以及落后小机组的淘汰替代持续改进发电效率；

布局优化：即推进大型煤电基地开发，继续扩大西部煤电东送规模，而京津冀、长三角、珠三角等区域新建项目禁止配套建设自备燃煤电站。

而本次改造升级则在巩固清洁、高效改造成效的基础上，重点着眼于“灵活”、“供热”和“达峰”，兼顾电力达峰和保障供应，同时尽可能满足新增供热需求和对散煤、区域燃煤锅炉采暖形成有效替代，有力保障2030年前碳达峰。

几个值得关注的信号

一是本次升级改造部署的通知中，没有再提煤电基地和布局优化问题。但是围绕可再生能源消纳需求，对存量机组的灵活性改造和新建机组的灵活运行能力提出了具体要求。这一安排给出了非常明确的信号——新建的燃煤发电机组，从其设计时即定位为灵活性机组；而现役机组按照应改尽改原则，从长期趋势来看都向灵活性调峰机组定位转变。不过“十四五”期间煤电电量仍然有一定刚性增长空间，在装机总量增长受限的前提下，高效煤电机组仍具有基荷经济运行的条件。

因此《通知》要求，要加强优化运行调度，建立机组发电量与能耗水平挂钩机制，促进供电煤耗低的煤电机组多发电。提升大容量高参数机组负荷利用率。提高电网调度的灵活性和智能化水平，优化机组运行和开机方式，合理利用系统内含负荷侧在内的各类调峰资源，充分发挥60万千瓦及以上大容量高参数机组承担基本负荷时的清洁高效优势。

笔者判断，即便是到了“十五五”期间，60万千瓦及以上高效机组仍普遍具备年5000小时左右的合理利用水平。但市场机制必须跟上，保障这些机组以长期合同并在现货市场中优先执行的方式在经济区间带基荷运行。未来随着存量煤电电量逐步被替代和削减，高效机组的比例和利用小时也呈逐步降低态势，最终也会转变为应急备用机组直至最终退出。

二是存量高效纯凝机组进行供热改造和余热回收改造，是“十四五”时期满足热力需求的高效低碳选项。当前我国还处在工业化中后期和城镇化加速发展的阶段，无论是民生供暖需求还是工商业热需求，都处在快速增长阶段。无论是对低效小热电机组的替代，还是对燃煤供热锅炉的替代，均能显著降低供热的排放，而低碳零碳供热是实现碳中和必须跨越的巨大挑战。因此，煤电机组供热改造不仅有利于提升能源利用效率，而且能为低碳供热做出贡献。而采暖热电机组的热电联产改造对于北方地区冬季采暖期的新能源消纳大有益处。

以吉林为例，2014-2017年弃风严重时，90%的弃风发生供暖季的夜间，此时供暖热电机组在达到供暖能力的运行工况下已经远超夜间实际电力负荷。通过热电解耦实现单日6h在不高于40%工况的最小发电出力，可有效保障北方供暖季的可再生能源消纳。

三是柔性关停、慎重拆除、应急备用是本次《通知》的又一大亮点。《通知》里明确了对能效不达标、但无法进行改造的机组，应逐步淘汰关停，并视情况将具备条件的转为应急备用电源。同时，加大淘汰煤电落后产能工作力度，倒逼煤电产业结构优化调整。淘汰关停的煤电机组“关而不拆”，原则上全部创造条件转为应急备用和调峰电源，确有必要进行拆除的，需报国家发展改革委和国家能源局同意。淘汰关停的煤电机组，可用于容量替代新建清洁高效煤电机组。符合能效、环保、安全等政策和标准要求的机组，在无需原址重建、“退城进郊”异地建设等情况下，可“关而不拆”，作为应急备用电源发挥作用。科学认定和退出应急备用机组，严格应急备用电源运行调度管理，常态下停机备用，应急状态下启动，顶峰运行后停机。

笔者理解，2030年前的纯凝煤电机组可简单区分为三类，60万千瓦及以上的高效基荷机组，年利用小时5000h左右，正常在60-100%经济区间运行。随着煤电存量电量开始被替代，则其利用小时和运行区间相应缩减。

20-60万千瓦亚临界机组改造为灵活性调峰机组，在系统腰荷运行，年利用小时3000h左右，正常在30-50%区间调节，可短时顶峰运行保障尖峰需求或应对可再生出力大幅降低时的情景。

延寿或关而不拆转为应急备用的机组，常态下为冷备用，基本在应急状态短时顶峰运行，每年开机数次，利用小时在1000小时以内。

同时，未来还会出现第四种即战略备用机组，厂房平时停水停电不备煤，机组处于封存状态，作为应急安保电源仅在必要时开启。例如，今年9月23日，英国电力公司Drax宣布随着欧洲天然气价格飙升，为保证能源供应，英国不得不重新启用多年停机的燃煤机组。而其背景一是天然气供应不足、二是静稳天气条件下风电出力不足。

四是在加强技术攻关环节提到CCS。如果要严肃地探讨远期煤电通过CCS改造在电力系统中留存合理容量的话，“十四五”时期必须推进电厂级的全捕获项目示范。今年国家能源集团锦界电厂推进了一个15万吨/年的示范项目，但是距离捕获百万吨级的“全捕获”尚有很大距离。同时，文件中未提及燃料灵活性改造，特别是煤电掺烧生物质的改造。在第一部分的分析中，笔者分析了煤电BECCS改造使电力系统贡献负碳的可能性。即便是在近期，通过掺烧生物质改造，存量煤电也可显著降低碳排放强度，为促进煤电达峰做出贡献。

五是不能回避发煤电总装机规模问题。一方面，在严格落实习总书记严控煤电项目指示的要求下，“十四五”期间煤电确有一定的新增空间。另一方面，今年的大面积限电也凸显了煤电在电力保供中的主力位置。同时，目前在建项目规模约1.2亿千瓦，客观上这些项目也有投产的需要。

笔者认为，不论是12亿千瓦还是12.5亿千瓦作为“十四五”煤电装机目标，已开工项目基本可满足新增装机需求。“十四五”期间除了整体煤气化燃料电池发电集成优化技术、煤基综合能源基地一体化集成技术等这样的创新示范项目，原则上不应再新核准煤电项目。“十四五”时期有序统筹在建机组合理建设时序，统筹好新建、改造、退役和延寿的关系，严控煤电装机峰值。

3、从近期到远期煤电的转型路径与政策施工图

在把握煤电从近期到远期的定位调整基础上，以回望的方式明确煤电转型的时间点和关键路径——2025年或稍后实现煤电装机、发电量和碳排放的“三达峰”；2025-2030年间煤电装机规模和电量处于平台期；2030年后开始对煤电存量电量实施有序的替代，2035年煤电机组有显著下降，各类机组有序分步实现基荷机组向灵活性调峰机组、灵活性调峰机组向应急备用机组和战略备用机组的转变，直至最终退出。

“十四五”时期施工图

“十四五”期间煤电转型首要目标是煤电满足基础负荷的同时最大程度为系统安全稳定运行提供灵活性支撑，控制煤电装机峰值，严控煤电电量增长。应遵循坚决淘汰2778万千瓦装机10万千瓦以下环保不达标及落后煤电机组；有序推进1.7亿千瓦在建和缓建煤电机组投产与落后煤电机组退出的高效协同，实施等容量甚至减容量替代；将4926万千瓦寿命满30年运行状况良好的机组延寿10年作为应急备用机组；努力将煤电装机峰值控制在12亿千瓦，必要时保留5000万千瓦应急备用容量。

同时，加速存量机组灵活性改造，主动向调峰型电源转变。根据《方案》，到2025年运行灵活性改造规模不低于2亿千瓦，提升18%-24%的额定容量调节能力，增加3000-3500万千瓦的调峰空间。届时，非化石能源发电量占比提升至41.3%，新增电力需求主体由非化石能源满足。继续深挖1亿千瓦规模超低排放和节能改造空间；推进燃料灵活性改造，2025年规模5000万千瓦，对应14%-27%二氧化碳排放强度降低，年均贡献0.25-0.42亿吨二氧化碳减排量；推进热电解耦改造解决北方供热期热电机组为保障供热的最小电出力水平过高限制可再生能源消纳难题，改造1亿千瓦热电机组增加2000-2500万千瓦的调峰能力，优先选择蓄热罐加热泵的改造技术路线。积极推进CCS改造电厂级全捕获试点建设。

“十五五”时期施工图

“十五五”期间煤电转型首要目标是完成新增电力需求全部由新能源满足，并逐步替代煤电发电存量，缩短峰值平台期。控制常规煤电规模不再增加，新增0.7亿千瓦已核准60万千瓦级以上机组。逐步退出20万千瓦级以下纯凝煤电机组。延寿运行状态良好的机组作为应急备用，规模达到5300万千瓦。2030年风电、光伏总装机规模达到16亿千瓦以上，非化石能源发电量占比达到50%以上，完成规划目标。

深挖灵活性改造潜力1.5亿千瓦30万千瓦级亚临界机组运行灵活性改造，累计完成3.5亿千瓦运行灵活性改造，增加5400-7200万千瓦的调峰空间。加速推进6000万千瓦燃料灵活性改造，累计完成1.1亿千瓦燃料灵活性改造，对应14%-27%二氧化碳排放强度降低，年均贡献0.55-0.92亿吨二氧化碳减排量；CCS改造技术逐步成熟，实现降本提效，并制订CCS改造推广部署规划。

中长期煤电转型首要目标是通过部署BECCS技术实现加速减排，最终实现负碳。2041-2050年，将加速退出4800万千瓦60万千瓦以下机组，2050年保留1.2亿千瓦煤电机组提供调峰服务，保留1亿千瓦战略备用机组保障用电负荷尖峰时期电力缺口；煤电BECCS规模化发展，为电力系统持续提供负碳贡献。2050、2060年煤电BECCS改造规模分别达到1.7、2.2亿千瓦。2050年实现年均1.5亿吨负碳，电力系统实现近零排放，2060年实现负碳，为其他行业争取减排时间与空间。

目前我国煤电体量惯性巨大，控制煤电峰值规模面临压力。截至2021年10月底，我国煤电规划待建机组规模高达3.15亿千瓦，如果“十四五”期间在建、停缓建机组全部投产，2025年煤电规模将超过13亿千瓦。规划待建项目规模高企，既是低碳转型的障碍，也对我国坚定践行“双碳”承诺的负责任大国国际形象不利。地方冲动是规划待建煤电项目高企的主要动因，核准权下放为此提供了条件。“十三五”期间新核准煤电项目总量为1.45亿千瓦，其中仅2020年地方发改委核准的煤电项目就高达4610万千瓦，占“十三五”总量的近三分之一。

建议“十四五”期间除先进技术示范和碳捕集与封存项目以外，不再核准新的常规煤电项目。同时，需要评估2020年前核准煤电项目的建设动态，对投资处于早期的非必要建设煤电项目及时撤销。

制定大型稳定可控电源和灵活性资源的多元提升路径，并以规划的方式有序执行。制定大型稳定可控电源规划需要考虑区域负荷特性、电力需求水平和供给能力。因地制宜发展东部地区气电，挖掘西南地区水电、沿海地区和小型堆核电开发潜力。制定新型电力系统灵活性提升近、中、长期规划。

近中期建设、改造提供灵活调节能力的大型可控电源，需兼顾低碳要求，严格限制煤电增量发展与存量发电量，同时，由于储能等资源尚处发展初期，因此合理利用煤电资源是短期内提升我国电力系统灵活性的重点，需要提前布局、持续推动需求响应、新型储能和V2G等电力系统灵活性资源的“更优解”发展。

中长期煤电逐步退出灵活调节电源行列，规模化应用新型储能，重视绿氢和长时储能等新技术的开发和应用，建设完善电网互联互济及市场机制，给予充足的系统灵活性释放空间。在完善市场化的辅助服务机制基础上，灵活性资源配置需要平衡近中期与中远期，为其他灵活性资源进入市场建好机制、打开空间，做好衔接工作。

构建交易标的丰富的多品种电力市场体系。中长期、现货能量市场和辅助服务市场，适时启动容量市场机制，研究部署电力金融市场。在加快推进全国电力现货市场的建设方面，“十四五”期间实现省级现货市场全运行，启动区域市场试点，根据实际需求建立更大范围的市场，通过实时电价真实反映出电力商品在时间和空间上的供需关系；继续丰富辅助服务产品种类、深化完善电力辅助服务市场机制，健全成本机制，由此加快清洁的、灵活的电力资源发展；引入发电容量成本回收机制，让系统运行必需的煤电机组生存，新增容量评估鼓励更灵活的电源进入，通过容量市场/机制满足电力安全可靠供应。

在煤电逐步退出的过程中，金融市场也应将发挥其重要作用。一方面，可以从能源生产和消费两端整体出发，控制并收紧煤电行业的生产投资性贷款，加大对清洁技术、可再生能源开发利用的信贷支持力度；另一方面，可以应对煤电的不良资产进行最优化处置。

推动电力市场与碳市场、绿证市场的多市场耦合。随着可再生能源比例提高，必须扩大市场范围促进市场消纳，电力市场、碳市场、绿证市场及其他市场体系成为国家进行资源配置、能源转型和气候治理的主要市场手段，虽然多市场开始时间不同、主管部门不同、发展程度不同，但是它们在政策目标、市场机制建设、交易主体等方面具有很强的相关性。因此，有必要明确多市场体系部署的目标导向，根据电力系统阶段性发展要求，找准不同时期的市场设计耦合关键点，进一步围绕市场设计的目标导向和关键节点要求，形成碳中和目标下的可再生能源大规模发展的多市场体系耦合顶层设计。