电力行业对“双碳”目标的贡献、问题及对策探讨

2022-06-06毛俊杰郜小芳

电力勘测设计 2022年5期

毛俊杰，郜小芳

(中国电力工程顾问集团华北电力设计院有限公司，北京 100120)

0 引言

为应对全球气候问题，2020年我国提出了“双碳”目标，即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。“双碳”目标的确定，给工业体系，尤其是CO2的排放量最大的电力行业，带来严峻的挑战。本文重点梳理了电力行业实现“双碳”目标面临的挑战、贡献和释放减碳潜力存在的问题，提出电力行业释放减碳潜力的对策和建议。

1 我国提出“双碳”目标的国际背景和挑战

全球变暖、冰川融化、海平面上升、雾霾天气等一系列现象表明温室效应带来的气候变化正严重影响着人类未来生存。自1995年起，联合国每年召开气候变化大会，在2015年的巴黎气候大会上，全世界178个缔约方达成《巴黎协定》，对2020年后全球应对气候变化的行动做出安排：到本世纪末将全球温度升幅控制在2℃以内，并寻求进一步控制在1.5℃以内。

据世界气象组织的最新气候预测报告显示，2020年全球平均气温比工业化前水平约高出1.2℃，而到2024年前至少有20%的可能性会高出1.5℃。

全球气候变暖形势严峻。根据世界气象组织的报告，全球需在2070年前后达到碳中和，才能实现升温不超过2℃的目标；需在2050年前后达到碳中和，才能实现1.5℃的目标。

2020年9月，习近平总书记在第75届联合国大会一般性辩论中提出“中国将提高国家自主贡献力度，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”。“双碳”目标的提出，是我国积极应对气候变化、兑现国际承诺的重要体现，彰显了我国走绿色低碳发展道路的决心，体现了我国主动承担应对气候变化国际责任、推动构建人类命运共同体的大国担当，为世界各国携手应对全球性挑战、共同保护好地球家园贡献中国智慧和中国方案。

今年是《巴黎协定》签署7周年，已有约137个国家和地区承诺到21世纪中叶前后实现碳中和，占全球碳排放总量的73%。其中，苏里南和不丹已经实现了碳中和目标；以立法形式承诺碳中和的国家包括瑞典、法国、丹麦、德国、匈牙利、西班牙、英国、新西兰等8个国家；加拿大、韩国以及欧盟等已提出立法提案；中国、日本和美国等国已将气候目标写入官方政策；另有98个国家的碳中和承诺尚未得到官方程序确认[1]。

乌拉圭承诺到2030年实现碳中和。芬兰、奥地利、冰岛、德国和瑞典承诺将于2035到2045年间实现碳中和。124个国家将碳中和目标设在2050年。中国、印度、俄罗斯等国承诺到2060年实现碳中和。2021年4月，拜登政府承诺美国将不迟于2050年实现净零排放，带领美国重新加入《巴黎协定》。

表1 部分国家和地区碳中和目标情况

我国的碳达峰、碳中和目标，完全符合《巴黎协定》目标要求，体现了最大的雄心力度。

“双碳”目标承诺意味着承诺国需要通过减排或者负排放技术实现零排放，但是不同的国家面临不一样的挑战。目前主要发达经济体均已实现碳达峰。英、法、德以及欧盟在20世纪70年代已实现碳达峰，美、日分别于2007年、2013年实现碳达峰，且都是随着发展阶段演进和高碳产业转移实现“自然达峰”。作为制造业大国，我国人均碳排放不及美国一半，人均历史累计排放量更是仅有美国的1/8。作为最大发展中国家，我国工业化、城镇化还在深入发展，能源消费仍将保持刚性增长。

我国碳中和之路更是异常困难，相比其他发达国家，例如欧盟规划用70年的时间实现从碳达峰到碳中和，而我国实现2060年碳中和目标的时间已不到40年。我国的碳中和行动，需要付出艰苦卓绝的努力。

2 电力行业对“双碳”目标的贡献

2.1 “双碳”目标的定义和内涵

“双碳”目标指碳达峰和碳中和。根据联合国政府间气候变化专门委员会的定义，碳达峰指二氧化碳排放量达到历史最高值，经历平台期后持续下降的过程，是二氧化碳排放量由增转降的历史拐点。碳中和是指在一定时间内产生的温室气体排放总量、通过节能减排、植树造林、碳捕集等形式抵消，从而实现二氧化碳“零排放”的效果。碳达峰、碳中和有两层含义，狭义指二氧化碳排放，广义的可以指所有的温室气体排放。其中温室气体(greenhouse gas，GHG)包括：二氧化碳(CO2),甲烷(CH4)，氧化亚氮(N2O)，以及氢氟碳化物(HFCs)。

2.2 电力行业“双碳”目标的内涵

电力行业的污染物排放除二氧化碳外，还有烟尘、二氧化硫、氮氧化物，都有排放达峰的过程，其中，二氧化硫在2011年达到峰值913万t，此后逐年下降；氮氧化物在2012年达到峰值948万t，此后逐年下降，如图1所示。因此电力行业的温室气体的达峰和中和，即指二氧化碳的达峰和中和。

图1 电力行业烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放量的达峰及下降的过程[2]

2.3 我国的能源碳排放现状及电力行业碳排放分析

我国是世界上最大的煤炭生产国与消费国，我国与能源有关的排放约有70%以上来自煤炭。2020年我国能源消费产生的碳排放总量为98.05亿t。如图2所示，煤炭、石油、天然气和一次电力及其他能源消费量占我国能源消费总量的比重分别为56.8%、18.9%、8.4%和15.9%；对应的碳排放比重分别为76.7%、16.6%、6.7%和0%[3]。因此，实现“双碳”战略目标、减少煤炭消费总量、降低其消费占比是重中之重。

图2 我国能源消费构成及能源消费碳排放构成

从各个行业碳排放来看，电力行业碳排放量占比最大。如图3所示，2020年，电力行业的碳排放占比39.6%；工业领域、交通运输和热力占比分别为38.3%、6.6%和6.4%。我国富煤贫油少气的资源禀赋，使得我国火电约90%都是煤电，因此，减少电力行业的碳排放，是我国实现“双碳”目标的关键。

图3 我国基于行业领域的碳排放构成

如图4所示，我国近5年电力行业的碳排放量呈现缓慢增长的趋势，但是煤电依然是我国电力消费的主体支撑。因此，电力行业的“双碳”目标的实现，必须加大调整电力结构，减少煤电机组发电量占比，提高非化石能源占比。优化电力行业结构、构建绿色低碳电力系统。

图4 近5 年电力行业碳排放总量

2.4 电力行业“双碳”目标下的能源结构

2020年，全国单位火电发电量二氧化碳排放约832 g/kWh，比2005年下降20.6%，全国单位发电量二氧化碳约565 g/kWh，比2005年下降34.1%。以2005年为基准年，从2006年到2020年，通过发展非化石能源、降低供电煤耗和线损率等措施，电力行业累计减少二氧化碳排放约185.3亿t[4]。

实现“双碳”目标，关键是实现能源结构转变，严格合理控制煤炭消费增长，大力发展新能源。2020 年煤炭、石油和天然气消费量分别约为28.2亿t、9.4 亿t和 4.0 亿t标准煤，占比分别约为 56.8%、18.9%、8.4%，到2030年，预计煤炭、石油和天然气消费量变为26.3亿t、10.9亿t 和 6.8 亿t标准煤，占比分别为 44%、18%和 11%。煤炭的占比降幅最为明显，天然气作为最清洁的化石能源占比还将提升。到2060年，煤炭和石油的能源消费几乎为零，仅保留部分化工需求，天然气或将作为能源应急响应需求少量存在。2030年碳达峰的目标既是时间的承诺，也隐含了峰值的约束。化石能源占比将从84.1%下降至74.0%，其中煤炭、石油和天然气消耗总量分别于 2025 年、2030 年和2040 年达峰[4]。

2020 年我国非化石能源占比约为15.9%。根据国务院《关于2030年前碳达峰行动方案的通知》，到2030年，非化石能源消费比重达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿kW以上，抽水蓄能电站装机容量达到1.2亿kW左右。

国家发改委能源研究所与美国马里兰大学全球可持续发展中心《加快中国燃煤电厂退出：通过逐厂评估探索可行的退役路径》报告得出的结论是：在气候目标的倒逼之下，中国应在2050年到2055年之间淘汰传统燃煤电厂，如果目标更为严苛，则需在2040年到2045年间淘汰传统燃煤电厂。该报告的执笔人之一、发改委能源研究所研究员姜克隽后来接受媒体采访时给出了进一步的说法，他预计，到2050年，煤电的发电量将趋近于零，装机总量将小于2亿kW。相较当前煤电装机的10.8亿kW，装机量将大量减少。预计到2060年碳中和状态下，我国能源结构中煤炭能源完全退出，太阳能占比47%，风能占比31%，分别占据我国能源结构前两位。

3 电力行业释放减碳潜力存在的问题

3.1 火电机组碳减排形势严峻

我国以煤炭发电机组为主的发电格局减排形势严峻。2020年，全国全口径发电量为76 261亿kWh，其中火电51 770亿kWh，水电13 553亿kWh，核电3 662亿kWh，并网风电4 665亿kWh，并网太阳能2 611亿kWh。火电的发电量占总发电量的比重高达67.9%，相较于2016年，火电的占比下降了3.7%，但仍是占比最高的发电模式。2016—2020年我国各能源发电量见表2所列。

表2 2016—2020年我国各能源发电量[2] 亿 kWh

我国从“十一五”起，开始大规模建设煤电项目，每年新增煤电装机容量约5000万kWh，截至2019年底，我国煤电装机容量高达10.4亿kW，占全球煤电装机的50%，煤电占据了我国约54%的煤炭使用量。我国拥有世界上数量最多的吉瓦级超超临界燃煤发电机组，这些煤电机组存在着一定锁定效应，难以淘汰或转型。

首先，新建煤电项目的使用寿命至少30 a左右。至2021年，我国煤电机组平均运行年龄才为14 a，而发达国家的煤电机组平均运行年龄约为40 a。从设计与成本角度考虑，我国煤电机组大多数还远未达到退役时期。

其次，从煤电机组的运行寿命来看，煤电装机的年运行时数设计标准为5 500 h，实际运行过程中，由于效率、煤耗、性能、稳定性等方面因素，目前各地煤电年小时数低,这就造成了超过近2亿煤电装机产能过剩[5]。

最后，我国仍处于工业化和城市化发展阶段的中后期，仍需要新增火电机组以满足新的用电需求和维护电网的可靠性。新能源发电对火力发电的高比例替代尚需一定的过渡期，未来一段时间内，能源供给的主力仍将来自传统火电机组，煤电承担着托底保供和重要负荷中心支撑性电源的作用，在促进新能源发展的同时，要发挥煤电灵活调节的主力电源作用，现在大规模淘汰煤电还为时尚早。因此，针对这些煤电机组的减碳、控碳任务依然较为繁重。

3.2 新能源发电的不确定性及其对电网运行的挑战

在“双碳”目标下，电力系统需要在发电侧对能源结构进行改革，加大对风能、太阳能、水能、核能等清洁能源的投资和开发，使新能源机组大规模替代传统的煤电机组。在现有技术水平下，新能源发电的不确定性及其对于电网带来的冲击，也将会给电力系统的稳定运行带来较大冲击。

首先，从自身技术特性来看，风与光易受气候及地域影响；生物质供应源头分散，原料收集困难；核电存在燃料资源闲置和核安全问题等。新能源发电出力具有极强的不确定性、间歇性和波动性等特点。

其次，新能源消纳技术直接影响电网中电力平衡的特性，现阶段，大规模、高比例的新能源发电并网存在一定的技术瓶颈，影响其消纳和利用。因此在输电网规划方面，需要考虑不确定性和随机性带来的影响，以及电网的形态和安全性。

最后，我国可再生能源的资源分布与主要的电力需求呈逆向分布。70%的陆上风电、太阳能分布在西北地区，而70%以上的能源需求集中在东、中部经济发达地区。跨省跨区配置能力不足，严重制约了新能源大范围优化配置。如何将可再生能源通过远距离跨区输电网络“集中式”输送到东、中部地区，同时在本地“分布式”消纳，对智能电网的发展和配电网运行方式提出了更大挑战。

3.3 低碳技术前景难测

科技支撑是实现“双碳”目标的关键和基础，近些年，我国的关键减排技术体系、电力系统负排放技术不断完善且初见成效，数字化、智能化管理技术水平显著提高。然而，低碳、零碳、负碳技术的发展尚不成熟，各类技术系统集成难，环节构成复杂，技术种类多，成本昂贵，亟需系统性技术创新。被寄予期望的碳捕集利用与封存(CCUS)技术，成本高昂，动辄数亿甚至数十亿的投资和运行成本以及收益不足，制约了CCUS项目的顺利建设。

据研究表明，可再生能源电力可为我国最初约50%的人类活动温室气体排放低成本脱碳，年度减排成本估算值约为2 200亿美元。可再生能源电力的发展对诸多行业(包括发电和其他需要电气化的行业)减排提供支撑，而且在中长期内对于制备“绿色”氢能十分关键。在达到75%脱碳后，将进入“高成本脱碳”区间，实现90%脱碳的年成本可能高达约1.8万亿美元。如果仅延续当前政策、投资和碳减排目标等，现有低碳、零碳和负排放技术难以支撑我国到2060年实现碳中和[6]。

4 电力行业释放减碳潜力的对策和建议

2021年全国两会期间的政府工作报告中指出：制定2030年前碳排放达峰行动方案，优化产业结构和能源结构；推动煤炭清洁高效利用，大力发展新能源，在确保安全的前提下积极有序发展核电；加快建设全国用能权、碳排放权交易市场，完善能源消费双控制度；实施金融支持绿色低碳发展专项政策，设立碳减排支持工具。为电力行业“双碳”目标的实现指明了方向。

4.1 推动煤炭清洁高效利用

降低煤电供应、加快煤电装机升级改造。在我国能源消费中，煤炭产生的碳排放占总碳排放的76.7%，而煤炭最大的消费端在火力发电。我国运行年龄为20 a以下的煤电机组占比高达85%，而美国、欧盟只有10%、20%左右。这意味着，我国煤电机组与发达国家在低碳转型中面临着巨大差异，需要有更针对性的措施。

从“十四五”开始，严格控制煤电装机规模，不再新建燃煤发电机组；优化现有煤电机组产能，充分挖掘现役燃煤发电机组节能潜力，充分利用现有低碳技术，对燃料所产生的二氧化碳进行回收和封存，降低煤电机组的碳排放量，实现燃煤发电机组的零排放或者负排放，同时做好机组改造、延寿与退役工作。

传统火电应加大适应“双碳”需要的多种新技术开发，根据电厂的情况进行技术耦合应用，同时结合储能、化工、CCUS等新技术构建火电新型产业链。

4.2 大力发展新能源

发展绿色可再生能源、调整能源供给结构是解决能源问题、实现“双碳”目标的根本途径。风能、太阳能、水能、核能等可再生能源都是绿色低碳能源，最大程度利用可再生能源是实现碳达峰、碳中和目标的根本出路。

近些年新能源产业的迅猛发展，发电成本大幅下降，目前度电成本已与煤电持平甚至更低，新能源发电在全球已成为清洁、低碳、具有价格优势的能源形式。加大对风能、太阳能、水能、核能等清洁能源的投资和开发，构建适应大规模新能源发展的电力产供储销体系、提升电力系统的灵活调节能力、推动源网荷储的互动融合将成为解决新能源大规模发展的关键措施。

另外，大力发展储能产业也将是促进可再生能源消纳的重要途径。

4.3 推进智能电网建设

新能源通过逆变器并入电网，系统的电力电子化程度高，增加了系统失稳的风险。为应对风、光等新能源出力的不确定性，提高可再生能源并网发电的技术水平，在保证满足系统负荷及安全稳定运行的前提下，应尽可能多地消纳新能源，有效节省系统的运行成本，需加快智能电网的建设速度，比如特高压技术、低压柔性配电网技术，提升电网的响应速度和综合调节，充分发挥智能电网优化配置资源的功能，为大规模间歇性新能源并网提供关键的平台。

4.4 加快建设用能权、碳排放权交易市场

我国的碳排放权交易已于2021年7月启动全国市场上线交易，采用挂牌协议转让、大宗协议转让以及单向竞价三种交易方式。第一个履约周期纳入重点排放单位2000余家，年覆盖约45亿t二氧化碳排放量。以2025年纳入碳交易市场比重30%～40%测算，未来我国碳排放配额交易市场规模将在30亿t以上。碳交易通过市场的方式给各方碳减排以额外的收益激励，是实现碳达峰碳中和的重要政策工具。

碳交易市场下的碳资产是继现金资产、实物资产、无形资产之后的第四类新型资产，将成为我国各类企业和金融机构资产配置的重要组成成分。

4.5 加大低碳减排技术的研发及规模化应用

加大对低碳减排技术研发投入和创新力度。积极推进清洁高效的重型燃气轮机技术、二氧化碳碳捕集、利用、封存和输送等火电改造技术的开发和利用；完善大功率的风电机组的整机设计技术，发展生物能源与碳捕获和储存技术；加快第三代核电机组技术模型优化和第四代反应堆的开发利用技术；提高基于柔性直流的风电场组网技术，加强对风力发电机组运行维护以及故障诊断的能力；综合利用好能源技术中的多梯级利用、高效转换以及互联网技术；加快推进电化学储能的高效集成应用技术，电池的状态评估、安全技术以及梯级利用技术等先进的储能技术的研究[7]。

4.6 提升网源协调技术和能力

高占比新能源的持续接入给电网安全平稳运行带来不稳定因素，例如, 新能源电力的抗扰动能力、宽频带振荡等问题，需要创新技术与管理，提高网源协调技术和能力，从技术、市场、体制机制等方面完善新形势下源网协调体系，实现源网荷储的互联互动，提升电网协调运行控制能力，以支撑能源转型发展，减少化石电力消费，进而有利于碳排放。