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低碳电力发展的目标和路径

电力低碳发展主要目标。根据已颁布的相关规划，未来电力低碳发展主要目标已基本明确。2016年12月，国家发改委、国家能源局颁布《电力发展“十三五”规划》，主要发展目标有：2020年全社会用电量6.8～7.2万亿千瓦时，年均增长3.6%～4.8%；全国发电装机容量20 亿千瓦，年均增长5.5%；电能占终端能源消费比重达到27%。到2020年，非化石能源发电装机达到7.7 亿千瓦左右，占比约39%，发电量占比提高到31%；气电装机增加5000 万千瓦，达到1.1 亿千瓦以上，占比超过5%；煤电装机力争控制在11 亿千瓦以内，占比降至约55%；新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300 克标煤/千瓦时，现役燃煤发电机组经改造平均供电煤耗低于310 克标煤/千瓦时。火电机组二氧化硫和氮氧化物年排放总量均力争下降50%以上。30 万千瓦级以上具备条件的燃煤机组全部实现超低排放，煤电机组二氧化碳排放强度下降到865 克/千瓦时左右等。

电力低碳发展路径分析。实现电力低碳发展目标路径包括两个层面：

一是社会层面。即改进社会终端用电需求的增长规模以及增长方式。首先，将低品位的可再生能源转换为高品位的电力，需要通过电力生产来实现；同时，通过电网与电源（包括分布式电源）的协调发展、各等级容量机组的合理配置，在更大范围内优化配置能源资源。其次，从区域循环经济角度看，由于电力企业往往是区域内产业链中资源流、能量流和资金流的中心，是生态工业的“心脏”，因此，以电力为中心，可以开创具有不同特点的煤、电、化、铁（铝）、热一体的、符合我国以煤为主的能源资源特点的区域循环经济发展模式。从需求侧看，电网作为实施主体，通过智能电网的发展和应用，可以促进用户节约用电、科学用电、经济用电，实现需求侧低碳消费的需要。以电力工业的平台，促进实现经济、社会、生态环境综合价值的最大化。

二是电力工业自身层面。按照电力适度超前发展的原则，加快推进水电、核电、风电、太阳能建设，提高非化石能源占一次能源比重；推进常规抽水蓄能作为重要储能手段的建设，开发利用新型储能技术，保证可再生能源发电大规模建设、接入和充分利用；加强新能源发电与调峰电源、消纳市场、电网发展相协调。提高能源转化效率，其主要途径是在具有经济效益条件下，对现有机组进一步挖潜增效；继续研究700摄氏度超超临界燃煤发电技术；在现有成熟材料技术的基础上，充分发挥材料的潜能，在安全的前提下进一步提高机组的参数和容量；通过热电联产等方式加大能源的梯级利用和资源的综合利用，提高煤炭能量和资源的利用率。因地制宜开发和使用二氧化碳捕集、封存、利用（CCUS）技术。CCUS技术是具有战略意义的温室气体控制技术，其发展和利用的步伐和程度，既取决于“CCUS”的能源消耗水平，也取决于二氧化碳利用技术发展和应用的规模化，还取决于新能源发电技术、储能技术的发展和经济性。预计在2030年之前CCUS技术在减排二氧化碳中发挥的作用有限，但仍可将其作为减少温室气体排放的战略性技术储备。要加快智能电网的建设，构建更加坚强的网架结构，加大电网自身的智能化硬件改造力度，同步建设以大数据为支撑的决策系统，推进发挥电网在低碳发展中的强大资源调配作用。

促进我国电力低碳发展的政策建议

从理念上牢固树立电力在推进能源和经济发展中对建设低碳社会的重要作用。要坚持以电力为中心，对中国能源系统进行优化。一是要大力但要有序促进非化石能源发电，积极创造条件消纳可再生能源的电量，同时不断通过技术进步提高电能质量。二是更加注重更大范围的各种电能与各种资源的优势互补，更加重视煤电与气电、核电、可再生能源发电、抽水蓄能之间的优势互补，更加重视大电网、更大能源资源的优化配置与分布式能源发电的互补，更加重视“互联网+”带来的需求侧响应的重大变化与智能电网的联动协调。三是要创新性发展能量与资源互补和系统优化，如智能化工厂和工艺可以将电解铝这样的高载能（而不宜称为“高耗能”）产品生产转化为一种电量“物质化”产品，从而在客观上起到蓄电的作用，也可以将此种功能称为准蓄能。再如科学有序的煤炭多联产工艺也可以做到能量与物质的联合梯级利用，更加重视科学的循环经济的发展。

建立以低碳发展为目标导向的能源电力法规政策框架体系。以低碳发展为统领全面梳理能源、电力与节能减排的法律法规政策，建立统一完整、协调配套的法规政策和制度体系，再由各地方根据国家政策法规制定适宜的地方法规。对电力行业而言，应加快把工作重点从煤电常规污染物控制、能效控制转移到二氧化碳为主体的控制思路上来，应当将二氧化碳作为煤电的核心问题加以管理。如在常规污染物控制方面统筹协调节能、减碳、节水、控制常规污染物的各种关系，综合推进满足环境质量的低成本、低物耗、少产生二次污染的减排技术。

研究新常态下新的电力发展评价指标体系和标准。即以能源革命的价值导向为指导，与国际经验相结合，建立新的评价体系。从历史和发展眼光看，指标体系和评价标准都是与时俱进的。在新常态下，电力弹性系数、年装机容量、年发电量、设备利用小时数、备用率、效率、常规污染排放总量、绩效等需要完善或重新定义。如把年利用小时数可达8000小时的核电装机容量与年利用小时数约1000多小时的光伏装机相加来说明装机的多少，没有太大意义。再如，对电力常规污染物排放总量考核也即将失去意义，而碳排放、耗水量等指标将成为重要指标。

把成本效益分析作为低碳政策制定的必备环节。能源转型中各种能源的比例大小即竞争力大小，关键还是取决于在考虑了全生命周期内的环境影响、生态保护、能源安全、二氧化碳控制等要求后的经济性。在2016年苏州国际能源论坛上，不论是国际组织代表还是丹麦能源部门官员，在演讲中都强调了新能源发展的经济性问题，如丹麦的官员介绍，之所以丹麦的风电比例高是因为风电便宜。因此，无论是煤炭的清洁、高效利用，还是天然气燃机发电的发展，还是新能源的发展等，在政策制订中都应把阶段性碳目标与成本效益分析结合起来进行全面优化。

强化市场机制加强各方协调。一方面我国已经明确了采取市场机制推进生态文明建设、推进电力体制改革、推进能源革命、推进应对气候变化等；另一方面，由于电力工业具有公用性质和基础产业性质，需要充分发挥政府宏观调控和监管的作用。因此协调好政府和市场的关系，中央政府和地方政府的关系，中央政府能源、电力、环保、低碳、节能各主管部门的关系，企业和社会的关系，央企和民企的关系，厂网关系等都是非常重要的。这些关系都是电力低碳发展道路上的“关口”，任何一个“关口”不畅都影响低碳发展的速度和质量。当前存在的最主要的问题是打着推进低碳发展的旗帜，依据各自的职能出台从单方面看似乎都正确的市场机制政策或强制性要求。

但综合起来看却重叠、交叉，这样的弊端在火电厂污染控制上正在通过“一证式”排污许可管理的改革解决。类似的情况在低碳发展、清洁发展方面依然存在，如节能调度、环保调度、碳市场、电力市场、新能源补贴、环保电价、排污权交易、排污权有偿使用、环境税、强制性淘汰及各种形形色色的政策之间缺乏协调。因此，要通过市场机制让企业自主选择电力低碳发展的道路，减少对企业的行政干预，该监管的要依法严格监管，并向排污许可“一证式”管理改革一样，对电力低碳发展的管理也采取“一证式”，加强部门间的协调，减少政出多门，将解决问题的钥匙掌握在企业手中。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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