高煤價、低電價、低利用小時數(shù)……“十三五”以來，煤電行業(yè)的生存、發(fā)展壓力持續(xù)至今。據(jù)不完全統(tǒng)計，截至2020年底，全國發(fā)電裝機超過21.3億千瓦，其中非化石能源發(fā)電裝機占比超過43%。隨著碳達峰和碳中和目標提出，煤電市場份額或將進一步收縮，煤電角色轉變已成定勢，煤電企業(yè)提質、降本、增效訴求愈加迫切。

　　作為保障電力系統(tǒng)運行的“壓艙石”，煤電的一舉一動牽動著整個電力系統(tǒng)的運行狀態(tài)，因此改革轉型并非朝夕之功。煤電行業(yè)想要走好轉軌之路，仍面臨很多關鍵抉擇。

　　碳減排：技術瓶頸仍需突破

　　碳減排，是煤電行業(yè)“十四五”面臨的最現(xiàn)實挑戰(zhàn)。由于資源稟賦以及煤炭的物質特性，煤炭生產、加工、利用等環(huán)節(jié)產生的碳排放是我國碳排放的主要構成部分，占煤炭消費量一半以上的煤電，更占據(jù)了我國碳排放的“大頭”，是我國實現(xiàn)脫碳目標的關鍵所在。

　　“對應碳中和目標，意味著單位供電碳排放必須從600克/千瓦時下降到100克/千瓦時，甚至50克/千瓦時。”全球能源互聯(lián)網發(fā)展合作組織經濟技術研究院院長周原冰直言，要實現(xiàn)2030年碳達峰、2060年碳中和目標，我國煤電裝機必須在“十四五”達峰，并在2030年后快速下降。

　　作為目前乃至中長期我國電力供應的主力，煤電的生產方式決定了其必然會產生大量二氧化碳，而碳捕獲、利用與封存(CCUS)二氧化碳被視為解決這一短板的關鍵技術。不過，CCUS技術目前尚未展現(xiàn)出足夠的商業(yè)化可行性。“根據(jù)目前情況測算，煤電應用CCUS將使能耗增加24%到40%，投資增加20%到30%，效率損失8%到15%，綜合發(fā)電成本增加70%以上。”周原冰指出，CCUS在實現(xiàn)碳移除、碳中和中不可或缺，但在煤電領域難有大規(guī)模應用可能。“即便沒有CCUS，煤電未來的競爭力都將大大減弱，難以承受CCUS帶來的成本高企。”

　　但業(yè)內對于CCUS的研究探索仍在繼續(xù)。華潤電力海豐公司建設了年產2萬噸的碳捕集項目，希望找到更經濟的材料和技術路線。2020年11月，華能清潔能源技術研究院開發(fā)的我國首套1000噸/年“相變型”二氧化碳捕集工業(yè)裝置成功實現(xiàn)72小時連續(xù)穩(wěn)定運行。專家測算，該技術可使碳捕集所需再生溶液量減少40%-50%，可顯著降低CCUS成本。

　　控總量：轉變思路避免極端

　　相比花費高昂成本降低煤電生產環(huán)節(jié)碳排放強度，通過控制煤電裝機規(guī)模來控制碳排放總量，是更切實有效的方案。“十三五”期間，國家發(fā)改委、國家能源局先后印發(fā)一系列政策文件，嚴控煤電產能擴張，全國停建、緩建煤電產能1.5億千瓦，淘汰落后產能0.2億千瓦。

　　“煤電供給側改革近年取得了顯著成效，仍有必要繼續(xù)實施，優(yōu)化存量，主動減少無效供給。”華電集團副總法律顧問陳宗法指出，煤電產能過剩仍是發(fā)電行業(yè)的“風險源”，煤電要實現(xiàn)脫困、轉型，增量要嚴格控制，存量要先完成淘汰關停與重組整合，再分類實施升級改造。“從企業(yè)角度，希望國家能建立起幫助煤電退出、促進能源清潔轉型的公平長效機制。”

　　此外，陳宗法強調，“十四五”規(guī)劃制定時應防止出現(xiàn)“兩個傾向”。“一個是為實現(xiàn)碳中和遠景目標，幾乎全部只發(fā)展新能源;另一個是把‘十三五’末安排的煤電進度照單全收，不加以限制。兩者都不可取。”

　　對地方政府而言，由于煤電項目審批權已下放，一些煤炭大省能否扭轉“靠煤吃煤”發(fā)展思路，成為煤電產能控制的關鍵因素。山西省能源局一級調研員高道平表示：“山西正努力調整‘一煤獨大’格局，著力調整電力結構，加強電網配套建設，合理布局外送通道建設，擴大晉電外送能力。預計‘十四五’新能源和可再生能源裝機占比達到40%左右，外送電能力達到5200萬千瓦左右。”

　　華北電力大學教授袁家海指出，調研發(fā)現(xiàn)一些煤炭資源大省仍抱持著以煤電及其他煤炭相關產業(yè)鏈為主導方向的傳統(tǒng)發(fā)展思路。“如果按2060年前實現(xiàn)‘碳中和’的目標，到2050年，沒有加裝CCUS設備的煤電機組可能將失去市場空間。而現(xiàn)在新建的煤電機組，其服役期限可能將延續(xù)至2060年以后，這與目前碳減排的中長期發(fā)展目標之間存在矛盾。地方有必要在經濟發(fā)展、能源轉型和應對氣候變化三者之間做好統(tǒng)籌，盡快推進能源清潔轉型。”

　　轉角色：靈活性改造亟待機制保障

　　控制煤電總量的同時，提升煤電機組靈活性是保障高比例清潔能源電力系統(tǒng)安全運行的關鍵措施。然而，“十三五”期間，我國三北地區(qū)煤電靈活性改造完成率不足27%，其中內蒙古、山西、新疆、甘肅僅完成“十三五”規(guī)劃改造目標的2.1%、3.3%、2.4%和4.1%。

　　中電聯(lián)專職副理事長王志軒直言：“目前電力行業(yè)對靈活性資源的系統(tǒng)價值認識不足，導致針對電力系統(tǒng)靈活性的政策設計存在瑕疵。例如有觀點認為，所有電源都有義務為系統(tǒng)提供靈活性，所以未盡義務的電源就應該為靈活性付費，這種邏輯實際上并不清晰。”

　　王志軒認為，目前電力系統(tǒng)的靈活性提升問題主要在于機制未理順。“現(xiàn)在煤電靈活性改造在技術層面不存在障礙，有些電廠的鍋爐最低穩(wěn)燃負荷可以達到額定出力的20%。但是，目前深度調峰輔助服務補償標準偏低、政策執(zhí)行力度和連續(xù)性不足、政策制定與實施未充分考慮地區(qū)實際情況等問題，導致煤電企業(yè)已實施的靈活性改造項目收益不及預期。”

　　“提高電力系統(tǒng)靈活性，或許并不需列出具體技術路線圖，也不需要具體實施方案。”南方電網能源發(fā)展研究院能源戰(zhàn)略與政策研究所所長陳政認為，理順市場機制后，電力系統(tǒng)靈活性提升的路徑自然能夠走通。

　　“要讓市場主體知道，為系統(tǒng)靈活性做貢獻可以受益，同時還要建立利益兌現(xiàn)機制。”陳政表示，“一方面，建立小時級別的電力現(xiàn)貨市場，以反映實時供需情況的分時段價格信號激勵市場主體主動參與調節(jié);另一方面，要建立容量補償、容量市場等機制，幫助靈活性資源回收投資建設成本，并實現(xiàn)系統(tǒng)調節(jié)能力總量目標引導和市場化配置。”

　　碳市場：減煤需統(tǒng)籌考量

　　近日，生態(tài)環(huán)境部公布《碳排放權交易管理辦法(試行)》，并印發(fā)配套配額分配方案和重點排放單位名單，意味著自今年開始，全國碳市場發(fā)電行業(yè)第一個履約周期正式啟動，2225家發(fā)電企業(yè)將分到碳排放份額。不僅如此，《碳排放權交易管理辦法(試行)》也已審議通過，將自2月1日起施行，石化、化工、建材、鋼鐵、有色、造紙、航空也將加快納入市場主體，碳交易市場也將走向平穩(wěn)運行。

　　中電聯(lián)原部門主任薛靜表示：“2021年碳交易市場建設很可能取得較大進展，這意味著碳資產的價值將在統(tǒng)一的市場中確定，煤價也將在全國層面形成產業(yè)鏈價格市場傳導。但目前，電力價格并非全國統(tǒng)一市場形成，如何設計各省及省間的電價特別是煤電電價機制，將成為電力市場建設需要思考和突破的問題。”

　　“現(xiàn)在各省都在研究制定碳達峰、碳中和的規(guī)劃，但對于一些為其他地區(qū)承擔能源供應的省份，在探索清潔能源轉型的同時，減煤、減碳不能盲目。”薛靜直言，一些能源、資源輸出型地區(qū)可能無法單獨實現(xiàn)碳達峰和碳中和。“例如，山西的煤炭、電力不只屬于山西，還要供應全國其他省份，這是山西作為資源型省份必然的特點，需要從國家層面統(tǒng)籌考量。山西省要作為后援，提供實現(xiàn)向碳減排、碳中和目標過渡過程中的電力安全并保證供應。”