“双碳”目标下煤电产业科学发展的思考

王志轩

(中国电力企业联合会，北京市西城区，100761)

1 我国能源消费结构及先进的清洁煤电体系

1.1 我国及全球能源消费结构概述

2021年，我国全年能源消费总量52.4亿t标煤，其中煤炭消费比重56.0%[1]，煤炭仍是能源消费主体。能源消费总量近20年快速增加，煤炭消费比重持续下降，比2010年下降了14个百分点。2013年，煤炭消费总量达到峰值平台期，此后的能源消费增量主要由非化石能源逐步提供，如图1所示。

数据来源：根据中华人民共和国历年国民经济和社会发展统计公报的数据制作

根据《中国统计年鉴2021》“9-9按行业分能源消费量”计算，2019年，我国煤炭消费40.19亿t，其中，电力、热力生产和供应业、黑色冶炼和压延加工业、化学原料和化学制品制造业、非金属矿制品业用煤分别占50.2%、7.0%、5.5%、5.6%。另外，黑色冶炼和压延加工业消耗焦炭3.92亿t，占焦炭消费总量的84.5%。2001-2019年我国煤炭消费结构图，如图2所示。

资料来源：国家统计局《中国统计年鉴》

1.2 我国电力结构及先进的清洁煤电体系

根据中国电力企业联合会《2021-2022年度全国电力供需形势分析预测报告》[2]，截至2021年底，全国发电装机容量达23.8亿kW。其中，火电13.0亿kW(火电以煤电为主，煤电为11.1 kW)，常规水电3.5亿kW，核电0.53亿kW，并网风电3.3亿kW，并网太阳能3.28亿kW。非化石能源装机合计11.2亿kW(含生物质发电)，占比约47%。2021年，全国总发电量8.38万亿kW·h，非化石能源发电占比34.6%(其中，水电16%、核电4.86%、风电7.8%、太阳能发电3.9%)，煤电发电量占比60%。2020年，非化石能源发电装机及发电量比2005年分别提升了21和16个百分点，煤电装机容量和发电量比2010年分别下降18和22个百分点。

在低碳高效发展方面，近年来我国化石能源发电(主要指火电)装机占比持续下降，如图3所示。2021年化石能源发电装机首次低于非化石能源发电装机。同时，火电自身结构持续优化，大容量、高参数机组占比持续提升，单机30万kW及以上火电机组容量在火电机组总容量中的占比由2010年的72.7%上升到2020年的80.8%。火电发电效率不断提高的原因主要是通过淘汰落后机组、对现役机组进行节能提效改造、建设高参数大容量机组以及提高热电联产机组的占比等措施实现。图4为我国煤电纯凝机组发电热效率与国外机组的比较。

数据来源：根据历年中电联《中国电力行业年度发展报告》整理

数据来源：中国的数据根据历年中电联《中国电力行业年度发展报告》整理，其他国家的数据根据国网能源研究院《国际能源与电力统计手册》整理

从图4可以看出，20世纪90年代时，我国每千瓦时火电发电标准煤耗392 g，折合发电效率31.3%；2006年时达到36%，与美国水平相当；2017年时达42%，与日本水平相当，为世界最好水平。此后，我国能效指标继续提升，当前能源效率平均水平达到43%。

图5为我国和其他国家煤电供热机组综合热效率的比较。从图5可以看出，我国热电联产机组发电量占煤电发电量占比明显高于其他国家，但热电联产机组的平均效率低于德国，与发达国家持平。分析原因，主要是我国热电联产机组数量多但平均热电比较低，从图5的热电比曲线中可明显看出这一点。

数据来源：中国数据根据历年中电联《中国电力行业年度发展报告》整理，其他国家数据根据国网能源研究院《国际能源与电力统计手册》整理。

在常规大气污染物排放方面，2021年，全国电力烟尘、SO2、NOx排放量分别约为12.3万、 54.7万、86.2万t(合计153.2万t，比2010年的排放峰值约2 500万t降低了约93.9%)。火电单位发电量的烟尘(颗粒物)、SO2、NOx排放量分别为 22、 101、152 mg/kW·h。[3]

在CO2排放强度方面，全国单位火电发电量的CO2排放约为828 g/kW·h，比2005年降低21.0%；提高机组发电效率取得明显成效。与此同时，全国单位发电量(包括非化石能源发电和化石能源发电)CO2排放约为558 g/kW·h，比2005年降低了35.0%；充分体现了我国电力结构向非化石能源发电方向优化的结果。以2005年为基准年，2006 -2021年，通过发展非化石能源及降低供电煤耗等措施，电力行业累计减少CO2排放量约215.1亿t。我国人均GDP、火电发电量、颗粒物、SO2、NOx总排放量及单位发电量的碳排放强度如图6所示。由此可得出以下结论：一是我国煤电常规污染物控制与管理水平已经世界领先；二是平均除尘效率已达99.99%左右；三是脱硫机组装机容量达到100%，行业平均脱硫效率超过95%；四是废水治理遵循雨污分流、梯级利用、分类处理、充分回用；五是粉煤灰、脱硫石膏综合利用于建材、建工、筑路等，综合利用率超过70%。

数据来源：根据中电联历年《中国电力行业年度发展报告》整理

因此，就常规污染物控制以及能效水平而言，我国已建成世界上规模最大的清洁煤电体系，常规污染物的排放已不构成对煤电发展的制约(即污染排放与煤电发展脱钩)，但CO2排放成为首要的制约因素。

由于煤电在经济社会、能源转型、上下游产业、电力系统等体系中的功能不同，不能盲目大面积、非正常、一刀切、全面封堵和退出煤电发展，必须充分考虑新建任何一座煤电站的经济、产业、碳等方面的锁定效应。现阶段根据我国国情，应充分发挥好煤电机组支持整个能源系统低碳清洁转型的作用(不能片面追求利用率)，这是我国能源系统优化的核心任务和迫切任务。

因此，应积极推进能源互联网发展和电力需求侧响应机制，使煤电等多种能源优化利用与需求侧互动共同促进低碳发展。同时，煤电设备平均利用小时的降低会提高燃煤发电成本，本质上体现的是低碳发展成本和高质量供电成本。

2 碳达峰、碳中和形势下煤电发展政策要求

在煤电产业发展方面，要贯彻落实《中共中央 国务院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》的精神和国务院《2030年前碳达峰行动方案》(国发〔2021〕23号文)的要求，推进经济社会发展全面绿色转型，加快构建清洁低碳安全高效能源体系，对电力产业结构进行深度调整。

(1)要在构建清洁低碳安全高效的能源体系下推进煤炭消费替代和转型升级。一方面，必须大力发展新能源、积极安全有序发展核电、合理调控油气消费、加快建设新型电力系统。另一方面要加快煤炭减量步伐，“十四五”时期严控煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少。同时，要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。

(2)要立足以煤为主的基本国情，坚持先立后破，严格合理控制煤炭消费增长，抓好煤炭清洁高效利用。推进存量煤电机组节煤降耗改造、供热改造、灵活性改造“三改联动”。实施清洁电力和天然气替代。推广大型燃煤电厂热电联产改造，充分挖掘供热潜力，推动淘汰供热管网覆盖范围内的燃煤锅炉和散煤。加大落后燃煤锅炉和燃煤“小热电”的退出力度，推动工业余热、电厂余热等以及清洁能源替代煤炭供热(蒸汽)。

(3)在推动煤电机组节能提效升级和清洁化利用方面，要开展汽轮机通流改造、锅炉和汽轮机冷端余热深度利用改造、煤电机组能源梯级利用改造、探索高温亚临界综合升级改造、煤电机组清洁化利用。在开展煤电机组供热改造方面，要全力拓展集中式供热需求、推动具备条件的纯凝机组开展热电联产改造、对已投产的热电联产机组进行优化运行。在加快实施煤电机组灵活性制造和灵活性改造方面，新建机组全部实现灵活性改造、现役机组灵活性改造应改尽改。

(4)要建立煤电机组退出审核机制，承担支持电力系统运行和保供任务的煤电机组未经许可不得退出运行，可根据机组性能或经电力系统运行评估后转为应急备用机组。

3 煤电产业发展思考

3.1 正确处理煤电转型与能源安全、低碳发展的关系

习近平总书记指出：“近来在实际工作中出现一些问题，有的搞‘碳冲锋’，有的搞‘一刀切’、运动式‘减碳’，甚至出现‘拉闸限电’现象，这些都不符合党中央要求。绿色低碳发展是经济社会发展全面转型的复杂工程和长期任务，能源结构、产业结构调整不可能一蹴而就，更不能脱离实际。如果传统能源逐步退出不是建立在新能源安全可靠的替代基础上，就会对经济发展和社会稳定造成冲击。减污降碳是经济结构调整的有机组成部分，要先立后破、通盘谋划。”[4]

习近平总书记的指示是处理好煤电转型与能源安全、低碳发展的关系的根本遵循。一是要明确目标坚定信心，确保实现经济社会发展、能源转型、“双碳”目标实现；二是要认识到“双碳”工作的长期性、复杂性、艰巨性；三是要树牢能源安全的底线思维和转型的基本前提；四是要坚持统筹兼顾、系统优化的指导原则；五是要坚持实事求是、区别对待、因地制宜的原则方法。

3.2 煤电发展的三大关键性约束

(1)温室气体排放控制要求构成硬约束。温室气体指大气中自然或人为产生的气体成分，能够吸收并释放地表、大气和云发出的地面辐射光谱特定波长辐射。但法定(国际公约)控制排放的温室气体包括CO2、CH4、N2O 、SF6、氢氟碳化物(HFC)、全氟化碳(PFC)、三氟化氮(NF3)7种。对于发展中国家，温室气体的减排目标将由相对量的减排(强度减排)逐步过渡到相对量减排与绝对量减排(总量减排)并重、再到绝对减排为主和碳中和阶段。无论是相对减排、绝对减排还是碳中和阶段都对煤电发展形成硬约束。

(2)能源独立要求将成为硬约束。我国经济社会发展中需要一个以能源独立为主导、以广泛国际能源合作为补充、“把能源的饭碗牢牢端在自己手里”[5]的能源安全保障系统，并实现能源强国目标。对能源独立程度和进程的判断决定着煤电发展的战略。

(3)我国燃气资源开发进程是煤电发展的关键不确定性制约因素。富煤贫油少气是我国国情[6]，但我国页岩气、煤层气、致密油气等非常规油气的发展对煤电虽然不直接构成发展的硬约束条件，但却直接影响煤电的规模、布局、功能和利用率等。由于燃煤电厂常规污染物排放已有最佳技术使其受到了严格控制，已经不构成煤电发展的关键制约因素。从保障能源电力安全、构建以可再生能源为主体的新型电力系统的视角审视煤电的定位可知，没有强有力的煤电作为电力安全保证和灵活性调节，就不可能有新能源发电的大规模应用，在现阶段，放弃或者忽视煤电的发展将是有害的、甚至是危险的。

3.3 以底线思维和系统思维确定煤电发展的原则

坚持底线思维：电力安全保供所需最低限度的煤电装机和发电量要由下而上，由上而下反复论证。

由于煤电在能源电力系统中的功能定位发生了变化，我国煤电装机容量多少与煤电发电量大小，和CO2排放大小并无直接关系。为保障电力系统的战略安全，一些必要的煤电机组可能长期处于备用状态。因此，煤电发展要坚持以下3个基本原则。

(1)系统性原则：煤电装机增减要系统考虑电力供需平衡、热力供需平衡、电力系统安全稳定运行(如灵活性电源的比重)、煤电机组运行年龄、经济性等5个维度。

(2)全局性原则：煤电装机增减要系统考虑投资者利益、资金链、产业链、供应链(煤矿、运输)、地方经济、社会(就业)发展等的关系。

(3)因地制宜原则：一个煤电项目是否建设，要从优先发展新能源、项目所在地或所在电网中的作用(是不是负荷中心的主力电源或重要的备用电源)等方面综合考虑。

3.4 “十四五”期间煤电产生发展需要注意的几个重要问题

(1)煤电在一段时期内要继续发挥好电力、电量的主体作用。前已述及，煤电的定位和功能发生了变化，即由电力、电量的主体作用逐步向灵活性调节过渡。但这个过渡不是一蹴而就，而是一个一二十年甚至更长时间的过渡。这是因为，煤电作为单一能源品种的发电量仍然占60%，处于绝对主导地位，而且不论从资源保障还是系统成本看，我国煤电与天然气发电在当前仍然有显著优势。近年来我国一些地方出现的缺电现象，并不仅仅是缺灵活性资源引起的，而是缺少刚性的、稳定的电力、电量资源。无论从全局电力系统看、还是从区域电力系统看，仍然需要新建部分煤电机组来解决能源电力安全供应问题。同时需要特别注意的是，在“双碳”目标下要坚持在保障能源安全条件下优先发展新能源发电这一既定目标。但由于新能源发展更多地受到自然、社会、技术、电力系统特性等方面的制约，这就对电力规划提出了更严格的要求，需要把“双碳”目标、能源电力安全、经济性多目标平衡的账算清楚。这一要求使得煤电装机规模具有很大的不确定性，需要结合当地实际慎重决策新上煤电项目。在一定意义上讲，“十四五”规划中煤电实际上是发挥“补缺”的作用；对具体供电地区，要依据经济社会和能源电力变化的形势确定具体项目。考虑到燃煤电厂建设厂址条件也是稀缺资源，既需要考虑在已有厂址上进行扩建，也要开展必要的新建煤电项目的前期工作。

(2)在推进“三改联动”时要充分论证，技术措施与政策措施要相互配套，在清洁、低碳、高效、安全的基础上向适应性方面发展。不能片面、极端地追求高参数、大容量和高效率、极低排放等目标，而是要“以功能和目的确定改造参数”，防止“一刀切”和盲目改造。

(3)污染治理和综合利用措施要向精准、协同的方向拓展。要高度重视煤电机组调节性能变化对污染控制措施的影响，重视污染控制设备稳定性、可靠性、经济性和低碳要求之间的协调，重视一次污染物与二次污染物控制之间的协调，重视高架点源污染控制与无组织排放污染源控制之间的协调，重视固体废物持续大比例排放和其高附加值利用等问题。

(4)煤电要发挥好调整煤炭消费结构的重要作用，促进全社会煤炭消费污染问题和碳排放问题的解决。发电用煤在煤炭消费结构中比例较大，如果煤电污染物问题和碳减排问题解决得好，对煤炭消费产生的污染及其碳排放问题都将发挥重大作用。燃煤发电技术应继续以高效超超临界技术和更低的污染排放技术为主攻方向，以二次再热超超临界燃煤技术、超超临界机组的高低位错落布置技术、650℃蒸汽参数甚至更高温度参数的机组技术以及以污染物系统治理技术作为主要研发和示范的重点，继续提高机组效率；同时，煤电要加快碳捕集改造和加装CCUS装置，以推动电力系统近零碳排放，同时可以避免已经投产的机组提前退役，降低实现“双碳”目标的经济成本。

3.5 要有与煤电使命相适应的政策环境

在思想认识上要让煤电有合理的、承担历史使命的经营环境，高度防范煤电生产经营困境演变为系统性风险。一个长期、全面、深度亏损的煤电产业，一个被过早唱衰的支柱性行业，一个靠改造设备性能、拼设备寿命、饮鸩止渴维持生产和员工队伍稳定的产业，不仅支撑不了能源电力加快转型，而且会成为电力、能源、经济运行中的严重风险[7]。

4 “十四五”煤电节能环保低碳目标预计

火电中占比最大的是煤电。预计2025年，火电平均供电煤耗低于300 g标煤/ kW·h；电网综合线路损失率控制在5.50%以内。电力常规大气污染物排放控制在超低水平，确保火电发电烟尘、SO2、NOx排放浓度控制在10、35、50 mg/m3以内。单位发电量碳排放强度降至约510 g/kW·h，单位火电发电量碳排放强度降至约790 g/kW·h。2020年火电厂实际节能减排指标与2025年中国电力企业联合会预期的指标比较，见表3。

表3 2020年火电厂节能减排指标与2025年预期性指标比较

5 结语

煤电的定位是托底保供、系统调节(能量、功率、频率)、热电联供、综合利用、战略备用。煤电问题在能源电力转型中将会持续深化，需要不断进行政策引导，但是真正能够成为有价值的政策机制，必须建立在客观规律的基础上，建立在系统优化的基础上。

目前，就煤电产业发展必须有一个清醒的认识，投资者主动建设煤电的冲动已基本不复存在，各级政府对煤电也极其慎重，现在重要的是如何在保障电力系统安全稳定前提下，使煤电机组更好地为可再生能源发展服务，同时使煤电投资者有正常的回报。为实现碳中和，煤电大规模退出历史舞台具有必然性，但现在不是大规模退出的时机，也不是持续打击煤电企业的时候，而是正确引导，让其发挥更大作用的时候。

从政策机制来讲，应充分发挥市场机制的作用，通过容量电价、可调性电价等机制设计，让煤电在新的定位和功能条件下发挥正常作用。目前，政府有关部门已经明确不会进行煤电产业的大规模拆除式转型，但随着低碳发展约束条件下煤电定位及运行模式的变革，新形势下的淘汰式转型和功能改变型转型(战略备用)会持续进行。