碳減排之路上的煤電發展之“惑”

劉夢飛 金 洋

(中國恩菲工程技術有限公司,北京 100038)

0 前言

一直以來，煤電都是我國的能源主力，但因為在碳排放方面的極大劣勢，“一煤獨大”的“老大哥”面對追趕而來的新能源和從海外市場涌來的原油、天然氣有些“抬不起頭”。在中國提出“2030 年碳排放達峰、2060 年實現碳中和”后，飽受爭議的中國能源結構發展路徑日益清晰，能源企業下一步發展有了風向標。對于煤電而言，逐步壓控、直到退出，似乎成了未來無二的走向。但值得關注的是，“雙碳”目標的實現，要以持續、穩健的發展態勢為前提，相比于仍不穩定的新能源和對外依存度較高的引進能源，煤電所具有的優勢在短期內難以替代。煤電去產能，要先解答好行業發展之“惑”。

1 行進在“去產能”的路上

世界氣象組織發布的《2020 年全球氣候狀況》臨時報告顯示，盡管各國采取多種措施，但大氣中的溫室氣體濃度仍在持續上升。2018 年，聯合國政府間氣候變化專門委員會(IPCC)發布的《全球升溫1.5 ℃特別報告》稱，按目前人類溫室氣體排放水平計算，全球每10 年升溫0.2 ±0.1 ℃，若這一趨勢不變，2030年到2052 年之間就會達到升溫1.5 ℃的閾值。

眾所周知，煤炭是碳排放強度最大的化石資源，燃燒時產生的二氧化碳量是天然氣的2 倍以上，是石油的1.4 倍左右。基于此，聯合國秘書長古特雷斯曾呼吁各國取消所有計劃中的煤炭項目，并指出“逐步在電力行業中淘汰煤炭是實現溫控1.5 ℃最重要的一步”。隨著“去煤”工作在全球展開，多國已經或即將實現“零煤電”的目標。

我國自身資源稟賦，使以煤炭為主導的能源結構成為必然。國家經濟增長結構和基礎設施建設的需求，也使能源密集型重工業比重居高不下。據統計，中國能源相關二氧化碳排放量約占總排放量的90%，其中煤炭約80%，“遙遙領先”于石油(14%)和天然氣(5%)。

煤炭按用途主要包括電煤、工業過程煤和散煤，其中電煤比重最高，因此，成為“去煤化”道路上的眾矢之的。多年來，前有霧霾追溯元兇，后有《巴黎協定》協定生效，今有“雙碳”目標的提出，每一次環保“浪潮”襲來，煤電都會不可幸免地被歸為“罪魁禍首”，被要求大力削減或者加快退出。“嚴控煤電”的呼聲一直不絕于耳，相比投入巨資以降低煤電生產環節的碳排放強度，顯然嚴控并逐步壓降規模更加切實有效。

自2003 年向污染宣戰以來，中國的減煤控煤行動不斷加強，煤電超低排放和節能改造也在全面實施，中國已經建成了全世界最大的清潔高效煤電體系。2016年，煤炭去產能工作正式啟動，在1 年內實現了《國務院關于煤炭行業化解過剩產能實現脫困發展的意見》中計劃的“3～5 年退出產能5 億t”的目標?！笆濉逼陂g，國家多部委發文對煤電產能進行調控，全國停建、緩建煤電產能1.5 億kW，淘汰落后產能0.2 億kW，新裝機容量1.9 億kW。煤電總產能10.95 億kW，歷史性地實現了占比低于50%。這無疑是對《電力發展“十三五”規劃》提出的“2020 年底中國煤電裝機規模控制在11 億kW 以內”要求的最佳落實。

“十四五”規劃要求“重點控制化石能源消費”，實現2025 年末降低4 個百分點，至80%，但對于能源轉型的重點——降低煤炭占比沒有予以量化約束，而是提出“合理控制煤電建設規模和發展節奏”，具體目標還有待細化文件的出臺。此外，考慮到能源安全，規劃還明確要“實現煤炭供應安全兜底”“電力供應穩定可靠”。中國電力企業聯合會預測，2025 年我國電力碳排放達峰，相應地，煤電產能也將在這一年實現達峰，然后在之后的5 年逐步退出，直到2050 年大部分退出。因此，“十四五”對于煤電發展而言，將是一個非常關鍵的時期，在勢不可擋的“去煤”趨勢中，將面臨發展方向的重大選擇。

2 “關?！边€是“被關?！?/h2>

近年來，我國煤炭消費總量持續擴張。國家統計局數據顯示，2017—2020 年，國內煤炭消費量以年均0.4%～1%的速度增長，2020 年煤炭消費量比2016 年增長了4.64%。但在煤電方面，與去產能相矛盾的是，裝機量一直不降反升。尤其是，“十三五”期間，中國新核準通過的煤電裝機總容量呈U形上升(圖1)[1-2]，雖然2020 年首次低于總量50%，但卻占全球新增總量近80%，且年度核準量是2019 年的3 倍以上。

圖1 “十三五”期間發改委核準通過的煤電裝機總量

一邊是從未停步的去產能，另一邊卻是不斷新增的裝機容量。2020 年核準項目如果全部投產，將實現46 GW 的產能激增。

2016 年，國家啟動供給側結構性改革。2017年，國家發改委發布《關于推進供給側結構性改革、防范化解煤電產能過剩風險的意見》，此后，煤炭“去產能”工作持續推進，“30 萬kW 以下規模”的不達標落后機組正在逐步清零。2020 年，按照國家能源局下發的煤電行業淘汰落后產能的要求，河北、內蒙古、黑龍江、江蘇、浙江等10 省區的137 臺機組、962 萬kW 裝機煤電機組關停。這當中，很多省地都超額完成了任務，比如，山東關停了很多自備電廠，關停容量是國家能源局下達任務目標的13 倍。但在被關停的項目中，有的規模較小，進行了巨額環保投入后生產完全達標，卻仍然被關停，這涉及了政策的放大執行[3]。

當前，全煤電行業在“雙碳”目標指引下，30 萬kW已不能滿足進一步環保要求，必將繼續降低淘汰門檻、擴大調控范圍，實現發展模式和發展路徑的徹底變革。在各地、各季度發改委通過的審批數據中，有的總量小于30 萬kW，如此規模的項目通過審批并能成功建設，但它們的最終結果可能是按要求關停。

3 “加速退出”還是“不可替代”

今年5 月中旬，廣東在21 個地級市啟動“有序用電”。一邊是“去煤化”加速推進，另一邊則是“供應緊張、進行限電”。這二者看起來似乎有些矛盾。實際上，更為嚴重的“電荒”在我國有著悠久的歷史：20 世紀90 年代前、2002—2004 年、2008—2011年等階段，我國多地發生過“電荒”。“電荒”的共同特點都是供給端出現了脫節問題。近年來，我國發電裝機容量持續增長，多地卻仍需通過階段性的限電滿足用電需求。顯而易見的原因包括：1)高速的經濟發展引發了對電力的高度需求，嚴寒酷暑等極端氣候變化，也使以電力為主的采暖、制冷需求增長；2)以水電為主的地區的用電受枯汛期的影響，而那些因“缺煤、枯水、外來電不足”，需依靠風能、光伏等新能源供電的地區，供電波動性大、成本高，用電高峰的電力不足已成常態。雖然新能源有大規模并網擠占傳統電源發電空間的趨勢，但風電、光伏都難以發揮頂峰作用。也就是說，找到可靠的“頂上負荷高峰缺口”的方法，也就找到了解決“電荒”的標準答案。

我國煤炭資源和煤電發展經驗都比較豐富，相對成熟的技術體系和配套設施是目前電力價格保持相對穩定的前提條件。相較而言，石油、天然氣的自給能力不強，較高的對外依存度將加大能源風險。

在開發空間上，和煤炭相比，核電和水電都相對有限。受日本福島核事故影響，近年來核電發展速度明顯放緩，“十三五”目標尚未完成，“十四五”仍有待觀察。水電方面，中國還有約1 億kW 的水電資源有待開發，主要集中在雅魯藏布江流域，但是難度大、成本高，需要配套新建特高壓送出，經濟性較差。

在供電穩定性方面，水電也存在較大局限性。云南以水電為主，2021 年5 月受瀾滄江、金沙江上游來水同比偏枯影響，電站水位接近死水位，兩江水電日發電量比預期減少近2 000 萬kW·h，其他如紅河、李仙江流域來水也偏枯四成，中小水電站發電同比減少。受此影響，云南省部分電解鋁、硅材料企業已經出現壓產、減產情況。

在穩定性方面，和目前的“熱門替補”風能、光伏相比，煤電也有著難以比擬的巨大優勢。風、光發電都具有很強的間歇性和波動性，成為“主力”的先決條件是解決電量消納困局和儲能技術制約難題。因此，在諸多以清潔能源、新能源為主要電力來源的地區，冬季、夏季或者電力高峰負荷的特殊時段，目前仍要依靠煤電來保障高用電需求下的電力供應。另外，即使實現了“主力”和“替補”的合作，還有很多后續問題需要解決。以青海、山東等光伏裝機大省為例，目前已經出現了“中午電力供應充沛、晚間供應緊張”的現象。為了調峰，煤電需在午間配合光伏進行階段性停機直至下午再并網，這無疑會給企業帶來經濟損失，也給電力調配帶來極大壓力。此外，我國工業還需大量熱負荷，但風電和光伏無法實現供熱，為此，國家實施了大量煤改氣、煤改電工程，以保障工業生產。但這兩者成本很高，且煤改氣的氣源也非常匱乏，實施難度極大。

在效率方面，雖然“十四五”規劃提及了在氫能等產業變革領域進行布局的計劃，但氫能在產業鏈制氫、儲運、應用各環節都有較高的成本和技術要求。氫能作為二次能源，最穩定的來源是煤制氫，但無疑也會產生大量碳排放，與低碳發展趨勢背離，也抵消了其利用價值。至于其他制氫方法，經濟型難題都亟待攻克。

正是基于這些“無可替代”的因素，“十四五”期間，核電、水電、風、光的發展，或無法滿足電力需求的增長，煤電適當增加已成必然。在山西、陜西、內蒙古、寧夏、新疆等資源富集地區，還將投建大型煤炭項目，生產規模將繼續擴大。此外，在推動煤炭清潔高效利用和保證能源安全的雙重背景下，西部地區的煤化工產能也仍存增量空間。這些，看起來都與“去煤”和減碳目標無法兼容。

4 結束語

在碳中和的終極場景下，對于要逐步從“基荷電源”走向“調峰電源”的煤電而言，采用更加清潔的技術和更加清潔的燃煤規則，走出一條健康的“去”路，是通往實現“雙碳”目標的重要選擇。