碳中和电力系统中 煤电还是“压舱石”吗？

当前，我国正将碳达峰、碳中和气候承诺纳入经济社会发展和生态文明建设整体布局。一方面，在电力发展政策方面，中央要求建设以新能源为主体的新型电力系统；习近平主席在美国总统拜登组织的气候领导人峰会上首次在国家元首层面上明确“十四五”期间将严控煤电项目的目标；另一方面，至少近中期内保障我国电力安全依然离不开煤电，2021年很多省区都已出现电力尖峰资源不足的问题。2021年电力增长大超预期，也进一步强化了“十四五”期间继续大建煤电的声音。

因此，关于煤电在未来电力系统中地位的争议不断。不少资深电力人士和能源专家，从电力安全和能源安全角度出发，坚持认为煤电的“压舱石”地位将长期不变。而也有不少声音认为，建设以新能源为主的新型电力系统要逐步摆脱对煤炭的依赖，未来随着终端电气化的大幅提升，煤炭在一次能源中的角色在碳中和的强约束下也必须大大弱化。

本文首先简要梳理了国内关于煤电的争议，然后分析了煤电退出的国际进展，再者介绍了电力系统脱碳前沿研究的发现与结论，最后剖析我国煤电在碳中和愿景下的长期去向。

国内争议：煤电在电力系统中的“压舱石”地位是否长期不变？

长期以来，煤电在我国占据主力电源地位，起着保供托底的“压舱石”作用。如图1所示，截至2020年底，我国煤电装机容量达到10.8亿千瓦，占全部电源装机的49.1%，在电力系统中占据着半壁江山，年新增装机维持在3000万千瓦左右，还有相当数量的煤电处于在建与规划状态。尽管“十三五”期间煤电年利用小时数已降至4100—4400小时区间内，但2020年煤电发电量比重依然高达60.7%。同时，煤电作为传统基建，机组单机容量大、投资体量达数十亿元、寿命期长达30年，而我国煤电的加权平均寿命仅15年左右，还有相当长的路要走。随着煤电装机比重首次降至50%以下，明确以新能源为主体的新型电力系统发展方向以及要实现“双碳”目标，我国煤电在电力系统中的角色地位要发生重大转变。

图1 2015—2020年我国各类电源装机情况

近中期煤电如何发展是电力系统转型的主要问题之一。表1梳理了各研究机构对“十四五”时期电力发展的展望。对煤电装机规模预计结果的不同，体现了各方在我国能源转型与碳中和承诺持续推进过程中，对煤电在电力系统中的角色认知的巨大差异。

一方认为，能源转型是发展的必然趋势，煤电退出应早做打算，寻求可持续发展的清洁新能源作为替代。在很多激进的电力转型方案里，2050年的情景里已没有了煤电的影子。体现在产业动向上，国家开发投资集团董事长王会生明确表示，新能源是未来发展的方向，集团在国内已不再投资火电厂。同样，中国华能集团董事长舒印彪对于减煤问题也是旗帜鲜明、态度明确，认为能源转型趋势不可逆转，一定要持续提高可再生能源装机比重，煤电必须加快结构调整和布局优化，实现高质量发展。

对立一方则认为，碳中和电力系统并不意味着零碳，重点是“减排”而不是“减煤”。中国工程院院士凌文认为，虽然要向新领域转型，但“污名化”煤炭的说法并不可取，“大力推进煤炭的清洁高效利用”才是明智的选择。中国工程院院士谢平和也指出，从美国、德国、日本等国家碳达峰后的经验来看，即使有可替代煤炭的能源，碳达峰后仍然会使用煤炭，只是煤炭的用途发展了变化。国电环境保护研究院院长朱法华则提出，我国应以节能与掺烧为引领，保留火电机组不少于8亿千瓦。

“十三五”期间，我国能源电力需求增速和投资规模整体下降，行业加速转型升级，规划目标完成度超过八成。“十四五”期间，将继续推进能源转型，新增能源需求主要由清洁能源满足，而煤电则需要把更多注意力放到现有的煤电系统如何发挥好在能源转型中的灵活性服务、热电联产供热、耦合新能源发电以及在区域或产业循环中的能量、物质、价值流的综合作用上，要严格限制单纯以提供电量为目的的煤电项目建设。同时，为煤电的有序退出做好法规、政策、规划、标准等方面的统筹研究和准备工作。

国际镜鉴：欧洲和美国在电力系统减排进程中煤电角色的弱化

2017年，在德国波恩举行的联合国气候峰会上，全球助力淘汰煤炭联盟（Powering Past Coal Alliance）成立，成员包括丹麦、法国、芬兰等20多个国家。发达国家特别是欧洲国家制定了一系列脱碳政策和目标，并公布了逐步淘汰煤炭的时间表（见表2）。

欧洲“退煤”进展迅速，得益于可再生能源和天然气发电的快速发展，虽然天然气主要依赖进口，但稳定的燃气供应和较强的电价承受能力能够保证兼具基荷和调节功能的天然气发电顺利发展。据BP数据库统计[6]，2020年，欧洲煤电发电量比重已降至14.8%，而可再生能源发电（含水电）和气电发电量比重则分别达到了40.7%和19.6%。其中，德国的电力转型成效最为显著，为实现2016年气候保护计划中规定的目标，即到2030年能源行业二氧化碳排放量比2014年减少60%—62%，于2020年7月颁布了“退煤法案”，提出煤电发电量比重从2010年的43%降至2020年的23.6%，同时期可再生能源发电量比重则由16.6%增至44%。

美国煤电发电量也在逐年减少，2020年煤电首次成为继天然气发电和核电之后的第三大电源。但是，美国的“退煤”成效很大程度上是由于页岩气革命推动的气电竞争力提升和更为严格的环保标准，而非来自应对气候变化的压力，因为美国可再生能源发电量比重并不高，2020年含水电的可再生能源份额为19.6%。

国际经验表明，煤电在电力系统中的主导地位总体处于不断弱化态势，会应能源技术创新和气候变化的压力而持续改变。

研究前沿：高比例可再生电力系统的结构形态到底是怎样的？

构建新型电力系统是实现“双碳”目标的重要战略举措，其核心特征在于以风光等新能源为代表的可再生能源成为提供电量支撑的主体电源。未来随着可再生能源发电大规模集群并网和高渗透分散接入，风光等电源出力的波动性和不确定性将给电力系统带来更为复杂的安全稳定挑战。高比例可再生电力系统中电化学储能（如锂电池）是保障电力供应的重要一环，但受限于无法长时连续运行的特性，仅依靠锂电池（或其他具有类似特性的储能技术）来增加可再生发电容量并不是一种成本效益高的脱碳电力系统策略[7,8]。而即使可再生能源资源丰富、电化学储能成本降至较低水平，稳定的低碳发电资源依然不可或缺，这是因其不仅能够提供稳定可靠且可调节的电力输出，还可以显著降低深度脱碳的成本[7]。预计未来电力资源将构成“三分天下、互为补充”的格局（见图2），即可再生能源成为电量主体，并提供一定的电力支撑；大型可控电源，作为电力系统安全稳定的基石，并提供基础的调节服务；无所不在的短时电池储能与必要的长时储能互补构成全时间尺度的系统调节能力。

图2 新型电力系统电力资源架构体系

目前受到普遍关注的锂离子电池等电化学储能可提供小时级乃至超短时调节能力[9]，将满足日内调节需求；抽蓄、氢燃料电池、往复式热泵储能等储能技术可提供数天乃至跨季节长时调节能力[9]，将满足季节性波动或极端气候条件下负荷和可再生电源出力的大幅波动，但因受技术成熟度和高成本限制，电池储能和除抽蓄外的长时储能仍未实现商业化。

美国麻省理工学院、普林斯顿大学和英国帝国理工大学的电力系统脱碳路径研究均表明，低碳可控电源能持续降低脱碳电力系统成本，而如果没有这些资源，未来碳排放上限接近于零时，电力成本会迅速上升，且电池储能和需求侧灵活性不能完全替代稳定的可控电源。故在电池和长时储能技术商业化之前，可调节的水电（包括抽水蓄能）、核电、生物质能和CCS改造后的天然气发电等大型稳定可控电源是推动可再生能源规模化的关键[7]。在对未来零碳或低碳可控电源发展路径的前沿探讨中，尽管美国和欧洲对于核电的态度存有分歧，但无一例外地都关注CCS改造的气电，而煤电已被排除出零碳电力系统的情景中。

本文观点：远期常规煤电必须退出，BECCS改造煤电为电力系统贡献负碳

为顺利实现碳中和目标，大规模发展非化石能源是必然选择。

要积极发展水电，挖掘水能资源潜力，重视抽水蓄能电站的发展布局。安全高效发展核电，在沿海适宜厂址建设大型先进核电项目，并示范检验多用途小堆核电项目在园区综合能源、供热、海水淡化等应用场景的安全经济适用性（如中核集团“玲龙一号”项目已在海南开工），待验证后可有序在北方采暖地区甚至内陆地区推广；具有更高安全水平、满足内陆建设条件的四代核电技术经示范后也应有序部署。风电和太阳能发电具有较高的资源容量上限，是我国未来发电量的主要贡献者，但其发展需要大量的灵活性资源与之配套。我国天然气发电受资源供应能力限制，并不能发展成为类似欧美国家那般的过渡电源。但天然气发电作为优质的灵活性电源，对未来一段时期内建立以新能源为主体的新型电力系统将发挥积极作用，而基荷天然气机组只能因地制宜、以地方可负担为前提适度发展。

本文认为，2020—2030年期间，煤电装机规模仍可能有小幅增长，期间煤电政策的核心关键词是“严控规模”和“大力转型”，因此煤电的电量支撑、灵活服务和电力保障的基础地位不会发生根本性变化，期间要解决好其他稳定可控电源的大力发展，煤电灵活性改造与抽蓄、气电、储能和需求响应等灵活性资源的多元系统发展问题。而展望2035年后，在碳排放深度减排的约束下，新能源开始逐步替代存量煤电电量，煤电的电量支撑角色会逐步弱化直至最终退出。在此进程中，其他稳定可控电源的有效供给将成为很大的挑战。可能的解决方案如下：部分应退役的煤电机组可封存为战略备用机组，部分适宜改造的机组进行碳捕获改造，并与掺烧生物质燃料协同；可再生能源转向就地开发、就地消纳和转化模式为主，电网运行从大容量、远距离输电转向就地平衡为主、大电网提供备用支撑为辅，这种电源开发和电网运行模式的转变也将适度降低对稳定调节型电源的需求；在生态优先的原则下积极开发大型可调节水电资源，利用非常规选址资源（如废弃的煤矿矿井）继续大力发展抽水蓄能电站；因地制宜发展天然气发电，特别是调节性能好的调峰气电；大型三代核电、多用途小堆和四代核电的有序部署、示范与应用；可再生制氢与氢作为载能体提供长时储能能力，和其他长时储能技术共同示范与部署。2035年以后，随着交通电气化的深度提升，无处不在的电池储能在灵活的商业模式和有效的经济激励引导下，将极大提升短时和日内尺度的系统调节能力。

对碳中和目标内涵的不同理解下，即便是狭义的二氧化碳中和，电力系统也要实现零碳；而广义的温室气体中和则要求电力系统贡献负碳。日前，中国气候变化事务特使解振华明确表示中国2060年前要实现全部温室体系碳中和，不只是二氧化碳。因此，2060年仍保留大量的高碳排放的常规煤电机组显然与碳中和目标相悖。长期来看，常规煤电的压舱石地位不再，将在新型电力系统构建过程中逐渐转变为调节电源、补充电源、备用电源、直至完全退出。考虑到仅是煤电加CCS只能变成低排放电源，而BECCS改造则成为远期适度留存煤电和实现电力负碳的可行选择。根据生物质资源量和要求实现的负碳规模，远期BECCS改造机组可考虑为2—3亿千瓦规模，按照50%的掺烧率（实物量单位）和90%的捕获率，贡献2.2—3亿吨二氧化碳当量的负碳规模。考虑到2060年航空与远洋货运、化工和工业工程和农业生产“不得不排放”的二氧化碳体量约在15—20亿吨，而森林碳汇的合理贡献估值在10亿吨左右，因此煤电BECCS贡献的负碳很可能成为保障整个能源系统脱碳的“压舱石”。

如果关于远期煤电角色的判断方向不错的话，考虑到煤电不少于30年的服役期，“十四五”的煤电政策空间其实已非常有限。“十四五”时期是我国落实“双碳”目标的起步阶段，也是实现经济绿色转型、参与国际气候博弈的关键时期，仅出于短期供电安全考虑，大规模增加煤电项目将带来多方面不利影响。无论是从可能引发的产能过剩风险，还是长期电力转型中的煤电资产搁置风险和转型成本角度看，都不应继续大建煤电。从气候政策的角度看，习近平主席在国家领导人层面上明确要严控煤电项目，充分说明了在全球气候政策博弈的进程中，煤电问题已不是单纯国内能源政策和电力供应问题，继续兴建煤电显然不利于我国在新时期引领国际气候进程和参与国际合作。