电力工业减排潜力与机制研究<br/>——以四川为例

电力工业减排潜力与机制研究
——以四川为例

2013-06-05王艳红

江西社会科学 2013年5期

王艳红罗洎

电力工业减排潜力与机制研究
——以四川为例

王艳红罗洎

电力工业作为高能耗、高污染和高排放的行业，面临巨大的节能减排压力，发展低碳经济已经成为电力工业可持续发展的首要任务。本文通过计算四川电力工业CO2和SO2排放量，结果表明四川电力工业（火电）的节能减排任务仍然非常艰巨，依据GDP、总发电量、国家电力“十二五”规划以及四川省电力政策等，设计了3种情景，预测电力工业的减排潜力，以此提出相应的对策建议。

电力工业；减排潜力；减排机制；四川

王艳红，四川理工学院经济与管理学院讲师；

罗洎，四川理工学院经济与管理学院讲师，博士。（四川自贡 643000）

作为世界上最大的发展中国家，中国正值工业化快速发展时期，对能源有强劲的需求。在中国“多煤、少气、缺油”的能源结构中，煤的使用超过能源使用总量的70%，电力工业中煤电比重在75%左右。煤是经济发展的动力，但也是主要污染物尤其是大气污染物的主要来源[1]。电力工业是经济社会发展的基础性行业，具有投资大、产业链长、相关产业融合度高的特点，在生产生活中扮演着十分重要的角色，而以煤电为主的电力工业又是重点的高耗能、高污染、高排放的行业之一。《中国电力行业发展规划研究报告（2011）》指出，2009年我国电煤消费量约为煤炭消费总量的46%，电力工业 SO2排放占到全国排放总量的42.8%，温室气体排放接近全国总量的50%，电力工业节能减排的压力很大[2]。四川水电资源具备一定优势，但水电装机库容小，以径流式电站为主，供应出现丰水期富裕、枯水期电力贫乏的供应矛盾。煤电在全省的发电结构中占相当比例，电力工业中的燃煤是污染物排放的主要来源，对资源和环境带来巨大的影响。电力工业低碳发展的本质，就是在科学发展理念指导下，通过管理创新、技术创新、机制创新、政策创新、产业转型、新能源开发等多种手段，尽可能地减少能源消耗，减少温室气体排放，实现经济社会可持续发展与生态环境保护的双赢[3]。

一、文献综述

英国于2003年发布的《英国能源的未来：创建低碳经济》中，首次以官方的形式明确提出发展低碳经济。当前，有关低碳经济研究的主要内容有：能源生产、消费与碳排放；经济发展模式、阶段、速度与碳排放；农业生产与碳排放；碳减排的经济风险分析与减排对策等。电力部门低碳发展的研究，则主要包括碳交易、低碳技术经济分析、碳税等方面。如Murphy等提出三种碳交易机制，即排放交易（ET）、清洁发展机制（CDM）、联合实施（JI）机制，并分析了各机制对市场主体自身发展的影响[4]；Grubb等试图创建一个低碳电力部门，并评估了实现这一目标的主要手段，寻找低碳发电技术可能会增加足量的电力系统[5]；Hauch指出，电力排放交易可进一步降低边际减排成本，但由于目标不同，减排成本也不同，目前丹麦和挪威的边际减排成本比瑞典和芬兰高[6]；Wing利用一般均衡模型，对美国电力部门的碳税调整幅度进行分析，探讨一般均衡效应的技术细节，研究表明自下而上的模型不一定比自上而下的模型产生的减排成本低[7]；Gelmini分析了低碳电力技术在意大利电力工业中的运用情况，和相应的经济技术的可行性[8]。

国内学者对于电力产业发展低碳经济的研究，主要是从低碳政策、排放强度、排放影响因素、基于节能减排的发电权交易、减排机制设计等角度展开。王诗乐等综述了中国电力行业的5类低碳政策，认为随着电力行业低碳政策的发展，电力行业的碳排放强度会不断下降，但由于缺乏实施细则和配套标准，低碳政策的执行力较低[9]。路路等总结电力行业低碳减排研究常用的模型和方法，认为要系统地对低碳经济的理论进行探讨，深入研究电力行业节能减排潜力的本质，关注电力技术减排的经济可行性[10]。王志轩等认为，现行控制火电厂SO2排放的政策还不完善，提出清理修订现行法规及政策，加快实施SO2在电力行业内的排放总量平衡和排放权交易制度，鼓励发电企业依法自主选择治理措施，出台火电厂 SO2治理优惠政策，规范脱硫产业化发展等建议[11]。陈晓科等分析了电力行业碳排放的结构及其影响因素，建立了基于增量分析法的电力系统碳排放结构辨识与评价方法，并提出了按照碳排放结构评价其低碳化贡献的方法[12]。吴疆指出，电力行业的产业链比较长，一次能源结构、燃烧转化效率、电厂管理、电网输送等不同环节均有一定的CO2减排空间，电力行业结构调整的需求与难度越来越高[13]。曾鸣等从并网规则、定价机制、发电容量、基础设施投资等4个方面，阐述了低碳电力系统所要解决的基本问题；考虑引入清洁电力并网对低碳电力市场设计提出的客观要求，分析了低碳技术选择、系统运行、供电可靠性和基础设施投资等4个方面低碳电力市场设计的关键问题；从碳减排限额、并网标准、清洁电力调度、长期性保护价格、输电网投资等方面作了政策分析，揭示了市场机制与低碳电力政策之间的相互影响作用关系[14]。谢传胜等根据我国 CO2排放的现状，预测了2015、2020年我国CO2的允许排放量，测定出电力行业的CO2排放控制目标，并将其分解到不同容量登记的发电机组中[15]。李莉设计了以市场和价格为导向的电力节能减排机制，从产业链的角度出发，研究了发电侧、供电侧和发供侧联合节能减排的设计模型和方法，提出了电力行业进一步挖掘减排潜力的对策[16]。

现有研究对电力工业节能的研究文献较多，但稀见基于能源结构调整与优化的分析，尤其缺乏系统分析火电、水电和核电等对碳减排的贡献测度、趋势预测以及情景分析。基于此，本文从四川电力工业排放情况出发，对电力工业的碳减排趋势进行情景分析，探讨电力工业的减排机制。

二、四川电力工业排放现状

四川水电资源具备相当的优势，水能资源理论蕴藏量达1.43亿千瓦，占全国的21.2%，但煤电在全省的发电结构中仍占32.51%。四川省电力工业的CO2排放主要来源于燃煤，2006—2010年燃煤排放CO2占排放总量的90%以上，水力发电、燃油发电和燃气发电排放CO2占比非常小，同期燃煤排放 SO2占排放总量的99%左右[17]。因此，调整火电的能源消费结构，主要是减少燃煤的消耗，减少 CO2和 SO2的排放，以缓解四川省火电工业的巨大减排压力。

（一）CO2排放

电力工业长期以来都是以煤炭为主要燃料，给资源和环境带来巨大的压力。根据《“十二五”主要污染物总量控制规划》，“十二五”期间四川火电行业需减排SO2的量为22.58万吨、NOx的量为8.51万吨。根据IPCC指导目录和其他方法测算可得到 CO2排放的数据。本文根据发电量、供电煤耗和碳强度3个驱动因子的变化来估算[18]：

CO2＝Q×E×δi（1）

式（1）中CO2为碳排放量；Q为发电量；E为供电煤耗；δi为标准煤的碳排放系数。根据陈诗一[19]采用的各类能源CO2排放系数，选取碳排放系数为2.763千克／千克标煤，计算得到的四川省 “十一五”期间电力工业CO2排放数据见表1。

表1 2006—2010年四川火电污染排放表

（二）SO2排放

《“十二五”主要污染物总量减排核算细则》指出，SO2的排放量采用物料衡算方法进行计算：

式（2）中，E代表核算期第i台机组SO2排放量；M代表核算期第i台机组发电（供热）煤炭（油）消耗量；S代表核算期第i台机组发电（供热）煤炭（油）平均硫份；α表示SO2释放系数，燃煤机组取1.7，燃油机组取2.0；η表示第i台机组的综合脱硫效率。

根据《工业企业节能减排主要指标解释》，标准煤的含硫率为1.2%。《华中区域电力监管报告》显示，近几年四川机组脱硫效率平均为90%，最高可到98%，本文选取90%为平均脱硫率，SO2排放量计算结果见表2。

表2 2006—2010年四川火电能源消耗及SO2排放表

（三）四川省火电排放情况分析

根据表 1和表 2的数据，可以得到图 1所示的2006—2010年四川省火电SO2和CO2排放情况，其中2006—2008年CO2和SO2排放呈下降趋势，且2008年达到最低点，下降的原因可能是火电采取了一定的技术改造，关停小火电等措施，也可能与2008年“5·12”地震以及国际金融危机有关。2008—2009年SO2排放又开始增长，2009—2010年SO2排放下降，说明电力工业脱硫效果已经取得成效；2008—2010年CO2排放持续增长，一方面可能与灾后重建有一定的关系，另一方面也可能是随着火电的发展，节能减排工作存在一定的反复。总体看来，2006—2010年四川省火电SO2排放大致呈现下降的趋势，而CO2排放呈现增长的趋势。可以认为，四川省火电的节能减排工作已经取得了一定的成效，但是节能减排工作还会出现反复。因此，火电的节能减排任务仍然非常艰巨，必须采取有效措施控制和减少CO2和SO2等的排放。

图1 2006—2010年四川省火电CO2和SO2排放

三、四川电力工业减排潜力情景分析

要实现四川省 “十二五”单位 GDP二氧化碳排放（GDP碳强度）比2010年下降17.5%、二氧化硫排放比2010年降低 9.0%的目标，需要通过火力发电技术创新，调整与优化电力工业结构，推动能源生产和利用方式变革，大力提高非化石能源和低碳清洁能源的比重等途径，来挖掘电力工业节能减排的潜力，在为确保和实现经济社会发展目标提供经济、安全、高效、清洁的可持续能源的同时，实现能源节约、结构优化、污染减排和应对气候变化的局面。

（一）情景设计

表3 情景设置

根据四川省电力工业的技术和政策情况，设定3个情景（表3）。一是基准情景，考虑四川省当前主要政策及规划下的情景；二是考虑技术进步情景，优先考虑新型发电技术提高发电厂效率；三是考虑增加可再生能源的比重，即能源结构优化情景。本文以2010年为基准年，时间跨度为5年进行四川电力工业的情景分析。假定3种情景在基准年的发电结构及基本参数比例相同，其后从基准情景、技术进步到能源结构优化情景，对提高火电效率、引进先进发电技术、发展可再生能源、天然气发电及核电等方面的力度逐渐加强。

《四川省国民经济和社会发展第十二个五年规划》指出，“十二五”期间，GDP年均增长率为12%，预测到2015年四川省GDP将达到30000亿元。根据《四川省能源“十二五”发展规划》，要大力优先发展水电，优化火电发展，到2015年全省用电量可达到2800亿千瓦时，供电煤耗为345克／千瓦时。依据2010—2015经济增长速度和电力增长速度维持不变的情景，构建2010—2020年电能结构情景预测，见表4。其中，四川省电力交易（输入与输出电量）占比很小，此处忽略不计。

（二）火电减排潜力

火电工业二氧化碳的排放量可以采用式（1）计算，其结果与基准情景下的结果进行比较，即可得到不同情景下的减排潜力（碳强度下降百分比），结果如表5所示。

按照《“十二五”控制温室气体排放工作方案》（国发〔2011〕41号）的要求，四川省“十二五”单位GDP二氧化碳排放（GDP碳强度）需比2010年下降17.5%。由表5可知，2015年在基准情景下，火电比例为33.0%时，GDP碳强度比2010年下降10.6%，无法达到四川省和国家的减排要求；在技术进步情景下，火电比例为30.5%时，GDP碳强度比2010年下降17.3%，基本能达到四川省和国家的减排要求；在能源结构优化情景下，GDP碳强度完全符合四川省和国家的减排要求。在三种情景下，2020年火电工业GDP碳强度下降60.7% ～79.3%，对实现 2020年单位 GDP二氧化碳强度比 2005年下降45%的目标，有极大的促进作用。

因此，四川省要对电力工业发展做好中长期规划，对电力工业实施政策上的扶持，尤其是对节能减排项目要大力扶持。电力工业也要进行技术创新，调整能源结构，这样才能缓解2010—2020年巨大的减排压力，有利于实现远期的节能减排目标。对于国家来说，要对四川电力工业发展实行政策倾斜，加大技术投入，加大扶持四川电力工业的重大项目以及重点项目的力度，在促进四川省电力工业发展的同时，也可以缓解巨大的减排压力。

表4 2010—2020年电能结构情景预测

表5 四川省火电工业CO2排放量预测及减排潜力

四、电力工业的减排机制

电力工业低碳发展问题涉及政府、行业、市场等主体，电力工业发展低碳经济必须以政府为主导、以电力企业为主体、以节能减排为主题，强调政府积极引导、企业主动参与，进而实现产业部门节约能源、提高能源效率、获取经济环境社会效益、推动地区之间的均衡发展和代际之间的公平。本文借鉴曾绍伦[20]设计的盐化产业低碳发展机制，对电力工业低碳发展机制进行设计。

（一）与政府有关的电力低碳发展机制

政府在电力工业低碳发展过程中主要扮演制度供给者和创新激励者的角色[21][22]。政府部门首先要做好电力建设规划和电网规划，保证电力建设和电力市场健康发展。其次，政府部门应该完善脱硫、脱硝的相关技术规范，完善相关经济政策，全面跟踪有关发电企业脱硫治理工作进度，引导脱硫、脱硝、固体废弃物综合利用产业化、规模化发展。再次，政府有关部门要严格执行电力市场准入管理职能，对市场主体资格进行严格审核。而且，政府相关部门应该及时公布市场交易信息，协调电力企业生产经营过程中存在的问题，开展电力交易和市场秩序的评价工作，以此规范电力市场秩序。另外，政府相关部门要因地制宜，调整电价水平，例如合理制定脱硫电价、脱硝电价、可再生能源电价，协调电价政策，国家应该考虑出台脱硝装备投入上网电网加价政策或其他方面的激励政策。

（二）市场机制

电力工业低碳发展需要充分运用市场机制来推动，开展发电权交易、排放权交易。2009年，我国首次实现了跨省发电权交易，根据2010年及 “十一五”电力企业节能减排情况通报，截至2010年底，国家电网公司经营区域内各单位（除西藏）全部开展发电权交易工作，经营区域内累计完成发电权交易电量4383亿千瓦时，相当于节约标煤4026万吨，减排二氧化碳10466万吨、二氧化硫116万吨。2010、2011年四川省没有开展发电权交易。四川省电力工业相关部门要完善脱硫电价补偿机制，进一步明确关停小火电机组的补偿机制，规范关停机组电量转让及交易行为，完善二氧化硫排污权交易政策，利用市场机制充分发挥四川水电、火电的互济作用，节约化石燃料，减少污染排放。电力工业要建立竞争型的电力市场，充分体现市场经济原则，明确排放权交易与现行法律、法规的关系，鼓励工业大用户积极参与电力市场竞争。此外，四川省电力工业也要充分挖掘自身潜力，开发自愿减排项目，为今后碳排放权交易市场积累经验，奠定技术和规则基础。

（三）电力行业低碳发展机制

在行业内打造产业集群，形成以煤炭、电力工业为主导，以煤化工和煤—电—高载能产业为后盾，以天然气、可再生能源发电为补充的产业链。建设生态工业园区、发展循环经济、推行能效标杆管理、推进能源结构调整，构建电力工业低碳发展的竞标机制、集群机制、协调机制和认证机制，加大电力工业对四川经济发展的支撑能力。电力工业按生产环节可分为燃料、发电、输电、配电和用户等部分，只有各部系统、协作、协调发展才能有效地促进电力工业低碳发展。在燃料供应环节，四川电力工业应该大力配备水电机，提高电煤质量，改造或更换大型燃煤机组，如增加60万千瓦机组的占比，降低燃煤机组供电、发电煤耗，扩大天然气和可再生能源发电装机容量，增加余热、尾气等资源综合利用机组。通过燃料环节，提高清洁能源装机容量，增加清洁能源机组的发电量，有效地促进电力工业的低碳发展。在发电环节，应积极关停小火电机组，降低工厂用电率，利用技术创新，改造发电机组，加快脱硫、脱硝机组的配置，减少发电产生的S02、CO2和烟尘等污染物的排放，实现节约能源、减少酸雨形成，减低环境污染。在输电和配电环节，四川省电力工业应优化水电、火电调度，减少机组开停的次数，提高机组负荷率，研究降低线损的办法，强化网架结构，加强电力外送通道建设，合理安排电网系统运行方式。在用户环节，对企业用电要限制高耗能企业发展，降低能源消耗，并加大宣传教育力度，提高用户节约用电、节约能源的自觉性。

（四）电力企业低碳发展机制

电力企业应高度重视电力低碳发展的工作，认真学习国家节能减排政策、法规，探索建立企业低碳发展的长效机制。构建激励机制、创新机制和协作机制，以挖掘节能减排潜力为出发点，在企业内部建立节能减排的激励与自律机制，推进清洁生产和循环经济，加强上下游企业的协作，以技术创新、管理创新，提高电力生产过程的能源利用和转化效率，推进企业的节能减排工作。

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