電力行業對“雙碳”目標的貢獻、問題及對策探討

毛俊杰，郜小芳

(中國電力工程顧問集團華北電力設計院有限公司，北京 100120)

0 引言

為應對全球氣候問題，2020年我國提出了“雙碳”目標，即二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和。“雙碳”目標的確定，給工業體系，尤其是CO2的排放量最大的電力行業，帶來嚴峻的挑戰。本文重點梳理了電力行業實現“雙碳”目標面臨的挑戰、貢獻和釋放減碳潛力存在的問題，提出電力行業釋放減碳潛力的對策和建議。

1 我國提出“雙碳”目標的國際背景和挑戰

全球變暖、冰川融化、海平面上升、霧霾天氣等一系列現象表明溫室效應帶來的氣候變化正嚴重影響著人類未來生存。自1995年起，聯合國每年召開氣候變化大會，在2015年的巴黎氣候大會上，全世界178個締約方達成《巴黎協定》，對2020年后全球應對氣候變化的行動做出安排：到本世紀末將全球溫度升幅控制在2℃以內，并尋求進一步控制在1.5℃以內。

據世界氣象組織的最新氣候預測報告顯示，2020年全球平均氣溫比工業化前水平約高出1.2℃，而到2024年前至少有20%的可能性會高出1.5℃。

全球氣候變暖形勢嚴峻。根據世界氣象組織的報告，全球需在2070年前后達到碳中和，才能實現升溫不超過2℃的目標；需在2050年前后達到碳中和，才能實現1.5℃的目標。

2020年9月，習近平總書記在第75屆聯合國大會一般性辯論中提出“中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和”。“雙碳”目標的提出，是我國積極應對氣候變化、兌現國際承諾的重要體現，彰顯了我國走綠色低碳發展道路的決心，體現了我國主動承擔應對氣候變化國際責任、推動構建人類命運共同體的大國擔當，為世界各國攜手應對全球性挑戰、共同保護好地球家園貢獻中國智慧和中國方案。

今年是《巴黎協定》簽署7周年，已有約137個國家和地區承諾到21世紀中葉前后實現碳中和，占全球碳排放總量的73%。其中，蘇里南和不丹已經實現了碳中和目標；以立法形式承諾碳中和的國家包括瑞典、法國、丹麥、德國、匈牙利、西班牙、英國、新西蘭等8個國家；加拿大、韓國以及歐盟等已提出立法提案；中國、日本和美國等國已將氣候目標寫入官方政策；另有98個國家的碳中和承諾尚未得到官方程序確認[1]。

烏拉圭承諾到2030年實現碳中和。芬蘭、奧地利、冰島、德國和瑞典承諾將于2035到2045年間實現碳中和。124個國家將碳中和目標設在2050年。中國、印度、俄羅斯等國承諾到2060年實現碳中和。2021年4月，拜登政府承諾美國將不遲于2050年實現凈零排放，帶領美國重新加入《巴黎協定》。

表1 部分國家和地區碳中和目標情況

我國的碳達峰、碳中和目標，完全符合《巴黎協定》目標要求，體現了最大的雄心力度。

“雙碳”目標承諾意味著承諾國需要通過減排或者負排放技術實現零排放，但是不同的國家面臨不一樣的挑戰。目前主要發達經濟體均已實現碳達峰。英、法、德以及歐盟在20世紀70年代已實現碳達峰，美、日分別于2007年、2013年實現碳達峰，且都是隨著發展階段演進和高碳產業轉移實現“自然達峰”。作為制造業大國，我國人均碳排放不及美國一半，人均歷史累計排放量更是僅有美國的1/8。作為最大發展中國家，我國工業化、城鎮化還在深入發展，能源消費仍將保持剛性增長。

我國碳中和之路更是異常困難，相比其他發達國家，例如歐盟規劃用70年的時間實現從碳達峰到碳中和，而我國實現2060年碳中和目標的時間已不到40年。我國的 碳中和行動，需要付出艱苦卓絕的努力。

2 電力行業對“雙碳”目標的貢獻

2.1 “雙碳”目標的定義和內涵

“雙碳”目標指碳達峰和碳中和。根據聯合國政府間氣候變化專門委員會的定義，碳達峰指二氧化碳排放量達到歷史最高值，經歷平臺期后持續下降的過程，是二氧化碳排放量由增轉降的歷史拐點。碳中和是指在一定時間內產生的溫室氣體排放總量、通過節能減排、植樹造林、碳捕集等形式抵消，從而實現二氧化碳“零排放”的效果。碳達峰、碳中和有兩層含義，狹義指二氧化碳排放，廣義的可以指所有的溫室氣體排放。其中溫室氣體(greenhouse gas，GHG)包括：二氧化碳(CO2),甲烷(CH4)，氧化亞氮(N2O)，以及氫氟碳化物(HFCs)。

2.2 電力行業“雙碳”目標的內涵

電力行業的污染物排放除二氧化碳外，還有煙塵、二氧化硫、氮氧化物，都有排放達峰的過程，其中，二氧化硫在2011年達到峰值913萬t，此后逐年下降；氮氧化物在2012年達到峰值948萬t，此后逐年下降，如圖1所示。因此電力行業的溫室氣體的達峰和中和，即指二氧化碳的達峰和中和。

圖1 電力行業煙塵、二氧化硫和氮氧化物排放量的達峰及下降的過程[2]

2.3 我國的能源碳排放現狀及電力行業碳排放分析

我國是世界上最大的煤炭生產國與消費國，我國與能源有關的排放約有70%以上來自煤炭。2020年我國能源消費產生的碳排放總量為98.05億t。如圖2所示，煤炭、石油、天然氣和一次電力及其他能源消費量占我國能源消費總量的比重分別為56.8%、18.9%、8.4%和15.9%；對應的碳排放比重分別為76.7%、16.6%、6.7%和0%[3]。因此，實現“雙碳”戰略目標、減少煤炭消費總量、降低其消費占比是重中之重。

圖2 我國能源消費構成及能源消費碳排放構成

從各個行業碳排放來看，電力行業碳排放量占比最大。如圖3所示，2020年，電力行業的碳排放占比39.6%；工業領域、交通運輸和熱力占比分別為38.3%、6.6%和6.4%。我國富煤貧油少氣的資源稟賦，使得我國火電約90%都是煤電，因此，減少電力行業的碳排放，是我國實現“雙碳”目標的關鍵。

圖3 我國基于行業領域的碳排放構成

如圖4所示，我國近5年電力行業的碳排放量呈現緩慢增長的趨勢，但是煤電依然是我國電力消費的主體支撐。因此，電力行業的“雙碳”目標的實現，必須加大調整電力結構，減少煤電機組發電量占比，提高非化石能源占比。優化電力行業結構、構建綠色低碳電力系統。

圖4 近5 年電力行業碳排放總量

2.4 電力行業“雙碳”目標下的能源結構

2020年，全國單位火電發電量二氧化碳排放約832 g/kWh，比2005年下降20.6%，全國單位發電量二氧化碳約565 g/kWh，比2005年下降34.1%。 以2005年為基準年，從2006年到2020年，通過發展非化石能源、降低供電煤耗和線損率等措施，電力行業累計減少二氧化碳排放約185.3億t[4]。

實現“雙碳”目標，關鍵是實現能源結構轉變，嚴格合理控制煤炭消費增長，大力發展新能源。2020 年煤炭、石油和天然氣消費量分別約為28.2億t、9.4 億t和 4.0 億t標準煤，占比分別約為 56.8%、18.9%、8.4%， 到2030年，預計煤炭、石油和天然氣消費量變為26.3億t、10.9億t 和 6.8 億t標準煤，占比分別為 44%、18%和 11%。煤炭的占比降幅最為明顯，天然氣作為最清潔的化石能源占比還將提升。到2060年，煤炭和石油的能源消費幾乎為零，僅保留部分化工需求，天然氣或將作為能源應急響應需求少量存在。2030年碳達峰的目標既是時間的承諾，也隱含了峰值的約束。化石能源占比將從84.1%下降至74.0%，其中煤炭、石油和天然氣消耗總量分別于 2025 年、2030 年和2040 年達峰[4]。

2020 年我國非化石能源占比約為15.9%。根據國務院《關于2030年前碳達峰行動方案的通知》，到2030年，非化石能源消費比重達到25%左右，風電、太陽能發電總裝機容量達到12億kW以上，抽水蓄能電站裝機容量達到1.2億kW左右。

國家發改委能源研究所與美國馬里蘭大學全球可持續發展中心《加快中國燃煤電廠退出：通過逐廠評估探索可行的退役路徑》報告得出的結論是：在氣候目標的倒逼之下，中國應在2050年到2055年之間淘汰傳統燃煤電廠，如果目標更為嚴苛，則需在2040年到2045年間淘汰傳統燃煤電廠。該報告的執筆人之一、發改委能源研究所研究員姜克雋后來接受媒體采訪時給出了進一步的說法，他預計，到2050年，煤電的發電量將趨近于零，裝機總量將小于2億kW。相較當前煤電裝機的10.8億kW，裝機量將大量減少。預計到2060年碳中和狀態下，我國能源結構中煤炭能源完全退出，太陽能占比47%，風能占比31%，分別占據我國能源結構前兩位。

3 電力行業釋放減碳潛力存在的問題

3.1 火電機組碳減排形勢嚴峻

我國以煤炭發電機組為主的發電格局減排形勢嚴峻。2020年，全國全口徑發電量為76 261億kWh，其中火電51 770億kWh，水電13 553億kWh，核電3 662億kWh，并網風電4 665億kWh，并網太陽能2 611億kWh。火電的發電量占總發電量的比重高達67.9%，相較于2016年，火電的占比下降了3.7%，但仍是占比最高的發電模式。2016—2020年我國各能源發電量見表2所列。

表2 2016—2020年我國各能源發電量[2] 億 kWh

我國從“十一五”起，開始大規模建設煤電項目，每年新增煤電裝機容量約5000萬kWh，截至2019年底，我國煤電裝機容量高達10.4億kW，占全球煤電裝機的50%，煤電占據了我國約54%的煤炭使用量。我國擁有世界上數量最多的吉瓦級超超臨界燃煤發電機組，這些煤電機組存在著一定鎖定效應，難以淘汰或轉型。

首先，新建煤電項目的使用壽命至少30 a左右。至2021年，我國煤電機組平均運行年齡才為14 a，而發達國家的煤電機組平均運行年齡約為40 a。從設計與成本角度考慮，我國煤電機組大多數還遠未達到退役時期。

其次，從煤電機組的運行壽命來看，煤電裝機的年運行時數設計標準為5 500 h，實際運行過程中，由于效率、煤耗、性能、穩定性等方面因素，目前各地煤電年小時數低,這就造成了超過近2億煤電裝機產能過剩[5]。

最后，我國仍處于工業化和城市化發展階段的中后期，仍需要新增火電機組以滿足新的用電需求和維護電網的可靠性。新能源發電對火力發電的高比例替代尚需一定的過渡期，未來一段時間內，能源供給的主力仍將來自傳統火電機組，煤電承擔著托底保供和重要負荷中心支撐性電源的作用，在促進新能源發展的同時，要發揮煤電靈活調節的主力電源作用，現在大規模淘汰煤電還為時尚早。因此，針對這些煤電機組的減碳、控碳任務依然較為繁重。

3.2 新能源發電的不確定性及其對電網運行的挑戰

在“雙碳”目標下，電力系統需要在發電側對能源結構進行改革，加大對風能、太陽能、水能、核能等清潔能源的投資和開發，使新能源機組大規模替代傳統的煤電機組。在現有技術水平下，新能源發電的不確定性及其對于電網帶來的沖擊，也將會給電力系統的穩定運行帶來較大沖擊。

首先，從自身技術特性來看，風與光易受氣候及地域影響；生物質供應源頭分散，原料收集困難；核電存在燃料資源閑置和核安全問題等。新能源發電出力具有極強的不確定性、間歇性和波動性等特點。

其次，新能源消納技術直接影響電網中電力平衡的特性，現階段，大規模、高比例的新能源發電并網存在一定的技術瓶頸，影響其消納和利用。因此在輸電網規劃方面，需要考慮不確定性和隨機性帶來的影響，以及電網的形態和安全性。

最后，我國可再生能源的資源分布與主要的電力需求呈逆向分布。70%的陸上風電、太陽能分布在西北地區，而70%以上的能源需求集中在東、中部經濟發達地區。跨省跨區配置能力不足，嚴重制約了新能源大范圍優化配置。如何將可再生能源通過遠距離跨區輸電網絡“集中式”輸送到東、中部地區，同時在本地“分布式”消納，對智能電網的發展和配電網運行方式提出了更大挑戰。

3.3 低碳技術前景難測

科技支撐是實現“雙碳”目標的關鍵和基礎，近些年，我國的關鍵減排技術體系、電力系統負排放技術不斷完善且初見成效，數字化、智能化管理技術水平顯著提高。然而，低碳、零碳、負碳技術的發展尚不成熟，各類技術系統集成難，環節構成復雜，技術種類多，成本昂貴，亟需系統性技術創新。被寄予期望的碳捕集利用與封存(CCUS)技術，成本高昂，動輒數億甚至數十億的投資和運行成本以及收益不足，制約了CCUS項目的順利建設。

據研究表明，可再生能源電力可為我國最初約50%的人類活動溫室氣體排放低成本脫碳，年度減排成本估算值約為2 200億美元。可再生能源電力的發展對諸多行業(包括發電和其他需要電氣化的行業)減排提供支撐，而且在中長期內對于制備“綠色”氫能十分關鍵。在達到75%脫碳后，將進入“高成本脫碳”區間，實現90%脫碳的年成本可能高達約1.8萬億美元。如果僅延續當前政策、投資和碳減排目標等，現有低碳、零碳和負排放技術難以支撐我國到2060年實現碳中和[6]。

4 電力行業釋放減碳潛力的對策和建議

2021年全國兩會期間的政府工作報告中指出：制定2030年前碳排放達峰行動方案，優化產業結構和能源結構；推動煤炭清潔高效利用，大力發展新能源，在確保安全的前提下積極有序發展核電；加快建設全國用能權、碳排放權交易市場，完善能源消費雙控制度；實施金融支持綠色低碳發展專項政策，設立碳減排支持工具。為電力行業“雙碳”目標的實現指明了方向。

4.1 推動煤炭清潔高效利用

降低煤電供應、加快煤電裝機升級改造。在我國能源消費中，煤炭產生的碳排放占總碳排放的76.7%，而煤炭最大的消費端在火力發電。我國運行年齡為20 a以下的煤電機組占比高達85%，而美國、歐盟只有10%、20%左右。這意味著，我國煤電機組與發達國家在低碳轉型中面臨著巨大差異，需要有更針對性的措施。

從“十四五”開始，嚴格控制煤電裝機規模，不再新建燃煤發電機組；優化現有煤電機組產能，充分挖掘現役燃煤發電機組節能潛力，充分利用現有低碳技術，對燃料所產生的二氧化碳進行回收和封存，降低煤電機組的碳排放量，實現燃煤發電機組的零排放或者負排放，同時做好機組改造、延壽與退役工作。

傳統火電應加大適應“雙碳”需要的多種新技術開發，根據電廠的情況進行技術耦合應用，同時結合儲能、化工、CCUS等新技術構建火電新型產業鏈。

4.2 大力發展新能源

發展綠色可再生能源、調整能源供給結構是解決能源問題、實現“雙碳”目標的根本途徑。風能、太陽能、水能、核能等可再生能源都是綠色低碳能源，最大程度利用可再生能源是實現碳達峰、碳中和目標的根本出路。

近些年新能源產業的迅猛發展，發電成本大幅下降，目前度電成本已與煤電持平甚至更低，新能源發電在全球已成為清潔、低碳、具有價格優勢的能源形式。加大對風能、太陽能、水能、核能等清潔能源的投資和開發，構建適應大規模新能源發展的電力產供儲銷體系、提升電力系統的靈活調節能力、推動源網荷儲的互動融合將成為解決新能源大規模發展的關鍵措施。

另外，大力發展儲能產業也將是促進可再生能源消納的重要途徑。

4.3 推進智能電網建設

新能源通過逆變器并入電網，系統的電力電子化程度高，增加了系統失穩的風險。為應對風、光等新能源出力的不確定性，提高可再生能源并網發電的技術水平，在保證滿足系統負荷及安全穩定運行的前提下，應盡可能多地消納新能源，有效節省系統的運行成本，需加快智能電網的建設速度，比如特高壓技術、低壓柔性配電網技術，提升電網的響應速度和綜合調節，充分發揮智能電網優化配置資源的功能，為大規模間歇性新能源并網提供關鍵的平臺。

4.4 加快建設用能權、碳排放權交易市場

我國的碳排放權交易已于2021年7月啟動全國市場上線交易，采用掛牌協議轉讓、大宗協議轉讓以及單向競價三種交易方式。第一個履約周期納入重點排放單位2000余家，年覆蓋約45億t二氧化碳排放量。以2025年納入碳交易市場比重30%～40%測算，未來我國碳排放配額交易市場規模將在30億t以上。碳交易通過市場的方式給各方碳減排以額外的收益激勵，是實現碳達峰碳中和的重要政策工具。

碳交易市場下的碳資產是繼現金資產、實物資產、無形資產之后的第四類新型資產，將成為我國各類企業和金融機構資產配置的重要組成成分。

4.5 加大低碳減排技術的研發及規模化應用

加大對低碳減排技術研發投入和創新力度。積極推進清潔高效的重型燃氣輪機技術、二氧化碳碳捕集、利用、封存和輸送等火電改造技術的開發和利用；完善大功率的風電機組的整機設計技術，發展生物能源與碳捕獲和儲存技術；加快第三代核電機組技術模型優化和第四代反應堆的開發利用技術；提高基于柔性直流的風電場組網技術，加強對風力發電機組運行維護以及故障診斷的能力；綜合利用好能源技術中的多梯級利用、高效轉換以及互聯網技術；加快推進電化學儲能的高效集成應用技術，電池的狀態評估、安全技術以及梯級利用技術等先進的儲能技術的研究[7]。

4.6 提升網源協調技術和能力

高占比新能源的持續接入給電網安全平穩運行帶來不穩定因素，例如, 新能源電力的抗擾動能力、寬頻帶振蕩等問題，需要創新技術與管理，提高網源協調技術和能力，從技術、市場、體制機制等方面完善新形勢下源網協調體系，實現源網荷儲的互聯互動，提升電網協調運行控制能力，以支撐能源轉型發展，減少化石電力消費，進而有利于碳排放。

5 結語

本文從電力行業實現“雙碳”目標的挑戰、貢獻和釋放減碳潛力存在的問題等方面進行闡述，提出了電力行業釋放減碳潛力的對策和建議。“十四五”期間，我國的用電還將持續增長，電力行業面臨自身達峰和中和的艱巨任務，也要支撐全社會盡早實現“雙碳”目標。

能源行業清潔低碳是大勢所趨，“雙碳”目標也是電力行業實現轉型升級、走向低碳之路的機遇。電力行業轉型，必須在確保經濟增長和能源安全同時，結合自身的能源資源稟賦和技術，探索符合我國國情的電力行業“雙碳”的發展路徑和保障體系。