高煤價、低電價、低利用小時數……“十三五”以來，煤電行業的生存、發展壓力持續至今。據不完全統計，截至2020年底，全國發電裝機超過21.3億千瓦，其中非化石能源發電裝機占比超過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，煤電企業提質、降本、增效訴求愈加迫切。

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

（文丨本報記者 盧彬）

碳減排

技術瓶頸仍需突破

碳減排，是煤電行業“十四五”面臨的最現實挑戰。由于資源稟賦以及煤炭的物質特性，煤炭生產、加工、利用等環節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，更占據了我國碳排放的“大頭”，是我國實現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。”全球能源互聯網發展合作組織經濟技術研究院院長周原冰直言，要實現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技術目前尚未展現出足夠的商業化可行性。“根據目前情況測算，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%，綜合發電成本增加70%以上。”周原冰指出，CCUS在實現碳移除、碳中和中不可或缺，但在煤電領域難有大規模應用可能。“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。”

但業內對于CCUS的研究探索仍在繼續。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的我國首套1000噸/年“相變型”二氧化碳捕集工業裝置成功實現72小時連續穩定運行。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節碳排放強度，通過控制煤電裝機規模來控制碳排放總量，是更切實有效的方案。“十三五”期間，國家發改委、國家能源局先后印發一系列政策文件，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，仍有必要繼續實施，優化存量，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電行業的“風險源”，煤電要實現脫困、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”規劃制定時應防止出現“兩個傾向”。“一個是為實現碳中和遠景目標，幾乎全部只發展新能源；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，調研發現一些煤炭資源大省仍抱持著以煤電及其他煤炭相關產業鏈為主導方向的傳統發展思路。“如果按2060年前實現‘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。而現在新建的煤電機組，其服役期限可能將延續至2060年以后，這與目前碳減排的中長期發展目標之間存在矛盾。地方有必要在經濟發展、能源轉型和應對氣候變化三者之間做好統籌，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安全運行的關鍵措施。然而，“十三五”期間，我國三北地區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”規劃改造目標的2.1%、3.3%、2.4%和4.1%。

中電聯專職副理事長王志軒直言：“目前電力行業對靈活性資源的系統價值認識不足，導致針對電力系統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，目前電力系統的靈活性提升問題主要在于機制未理順。“現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、政策執行力度和連續性不足、政策制定與實施未充分考慮地區實際情況等問題，導致煤電企業已實施的靈活性改造項目收益不及預期。”

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

“要讓市場主體知道，為系統靈活性做貢獻可以受益，同時還要建立利益兌現機制。”陳政表示，“一方面，建立小時級別的電力現貨市場，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；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，并實現系統調節能力總量目標引導和市場化配置。”

碳市場

減煤需統籌考量

近日，生態環境部公布《碳排放權交易管理辦法（試行）》，并印發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，全國碳市場發電行業第一個履約周期正式啟動，2225家發電企業將分到碳排放份額。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運行。

中電聯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一的市場中確定，煤價也將在全國層面形成產業鏈價格市場傳導。但目前，電力價格并非全國統一市場形成，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。”

“現在各省都在研究制定碳達峰、碳中和的規劃，但對于一些為其他地區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、資源輸出型地區可能無法單獨實現碳達峰和碳中和。“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，需要從國家層面統籌考量。山西省要作為后援，提供實現向碳減排、碳中和目標過渡過程中的電力安全并保證供應。”