叶春：碳中和目标下的煤电转型与重构

众所周知，1831年，英国科学家法拉第发现了电磁感应现象，并在此基础上制出第一台发电机。1866年德国人西门子发明可用实用的自激发电机。1882年，法国人德普勒发现远距离送电的方法，美国科学家爱迪生建立美国第一个火力发电站，电力生产和远距离输送成为可能；同年7月26日，我国上海第一台12千瓦机组发电。19世纪70年代，电动机问世。自此，电力获得广泛应用，人类历史从“蒸汽时代”跨入了“电气时代”。

（来源：微信公众号“电联新媒”  作者：叶春）

作为火力发电的主要方式之一，燃煤发电伴随着电力的发展不断增长，为我国经济社会发展和人民物质文化生活水平提高提供了重要保障。但多年来，尤其是近年来，围绕煤电的话题似乎没有停止过。电荒、煤荒、煤电亏损、煤电联营、煤电一体化、煤改气……煤电从蹒跚起步、艰难成长到快速发展历经百年，如今再一次站在历史的交汇点上，面临艰难的转型抉择。

煤电发展面临的挑战史无前例

一是碳达峰、碳中和目标要求煤电规模有效控制，功能加速转型。

从2020年9月到今年2月，习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上、联合国生物多样性峰会等7次重大国际场合就“中国力争于2030年前二氧化碳排放达到峰值、2060年前实现碳中和”发表重要讲话，并在气候雄心峰会上确立了2030年清洁转型的具体目标。今年3月，全国“两会”再次强调要“制定2030年前碳排放达峰行动方案，推动煤炭清洁高效利用”。中央财经委员会第九次会议上，习近平总书记首次提出要“构建以新能源为主体的新型电力系统”。占我国碳排放总量40%左右的电力行业，首当其冲地成为碳减排路上的主力军和先行者，煤电领域的减排更是成为社会各界舆论的焦点，煤电急刹车、煤电转型的呼声不绝于耳。

事实上，早在上世纪八十年代，我国已实施火电行业存量中的落后产能分批淘汰，“十三五”又开始进行火电增量控制。《电力发展“十三五”规划》指出，“十三五”期间取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦，淘汰落后煤电机组2000万千瓦，合计相当于计划新增容量的85%。“十二五”和“十三五”期间，煤电装机年均增速从6.8%降至3.7%，煤电投资年均增速从-5.7%降低至-18.5%，持续快速增长的态势得到抑制。

此外，“十三五”伊始，在国家供给侧结构性改革等因素影响下，煤炭供需骤然紧张，电煤价格大幅飙升。在燃料成本增加、电价降低、利用小时下降、供暖热价低、环保成本增加等多重重压之下，煤电企业生存艰难。2017年，华能等五大发电集团煤电板块亏损287亿元，整体亏损面在60%左右；2018年，火电企业亏损面仍达到43.8%，部分大型发电集团煤电和供热板块持续整体亏损；2019年，电煤价格虽有所回落，但总体仍居高位，电煤采购综合价仍超过国家核定的绿色区间上限。2019年，华能、大唐、华电、国家电投四家发电集团煤电板块亏损额接近150亿元，煤电企业亏损面接近50%。东北、西北、西南等地区情况更为突出，诸多电厂负债率超过100%，导致当年五大发电集团纷纷“转让”、“清算”旗下煤电厂，引起国家相关部门和社会舆论的高度关注。

客观上来讲，在宏观经济下行、供给侧结构性改革、电力市场化背景下，煤电从“十二五”开始就已踏上艰难的转型之路，碳达峰和碳中和时间表的提出只是吹响了进攻号角、加速了煤电转型步伐。目前，我国二氧化碳排放约100亿吨，其中，能源利用产生的二氧化碳约占80%，电力系统作为能源领域最大的碳排放行业，占我国碳排放总量的40%左右。要助力国家实现碳减排目标，为非能源二氧化碳排放争取更多空间，电力供应结构必须发生根本性变化，煤电必须严格控制规模，其定位与功能需相应转变。

二是“双循环”新发展格局要求煤电布局不断优化，结构加速升级。

在新冠肺炎疫情深刻冲击世界经济的背景下，世界逆全球化趋势增强，全球产业链、供应链脱节趋势凸显，我国实施“加快形成以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的发展新格局”大战略。国内大循环必将加速我国区域间尤其是长江三角洲、粤港澳、京津冀、长江经济带四大国家级区域的发展，以及省间特别是东、中、西部三个经济带内省份相互之间既协调发展又差异化互补，重塑我国产业结构和布局；国内国际双循环必将围绕国际市场需求，加速形成技术流、市场流和产品流，重构外向型产业链和供应链。能源电力作为社会发展基本要素，是推动经济增长的重要引擎。同时，经济和社会发展的量和质的变化，必然导致能源电力生产中心与消费中心的背离，相应地也需要重构与协同。因此，对能源提出更高的要求，一方面由于能源行业本身是重要的装备制造业产业，并属于战略性新兴产业范畴，是我国产业链重构的主要领域；另一方面，国内产业链重塑和区域产业格局调整对电力供应、电能质量提出了不同层次的需求。

在构建“双循环”新发展格局和碳减排约束下，能源保障被赋予了双层含义：用上电和用好电。我国能源资源与负荷中心的空间错配，推动了大规模远距离输电的特高压电网快速发展。截至“十三五”末期，我国已累计建成投运“十四交十六直”30项特高压工程，在运在建线路总长度达4.7万余千米，为经济发展保驾护航。但由于网源规划不同步、交直流不平衡等因素，导致局部电网仍存在“强直弱交”、输电线路利用率不高、潮流穿越等系统安全问题。而煤电作为安全、可靠、稳定的电源，“十四五”期间应加快优化布局，一方面满足双循环下，经济发展对电能的要求，另一方面满足电网大规模消纳新能源及资源优化配置的要求，通过优化布局在新发展格局构建中发挥重要的作用。

三是“十四五”发展规划要求煤电继续发挥托底作用，质量加速提高。

2021年3月13日发布的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》强调，未来五年中国在转向高质量发展阶段的同时面临新的发展环境，包括国际环境日趋复杂，不稳定性、不确定性明显增加，世界经济、全球化、能源版图、国际经济政治格局都将发生重大变化，中国面临社会主要矛盾变化带来的新特征和新要求，以及国际环境带来的新矛盾和新挑战。同时，明确提出“单位GDP能源消耗和二氧化碳排放分别降低13.5%、18%”、“非化石能源占能源消费总量比重提高到20%左右”、“合理控制煤电建设规模和发展节奏”等目标。无疑，经济低碳转型、能源结构加速转型非常迫切。

“十四五”期间，我国经济仍将保持年均5%的增长速度，经济社会快速发展将带动能源电力需求持续增长，全国全社会用电量预计年均增长4.4%。在传统电网系统没有实现实质性的突破之前，仅靠新能源实现增量替代目前还存在一定的困难，这要求煤电还要发挥托底保供的作用。既满足经济发展需求，又符合减碳目标，要求煤电行业需以“精细化”的发展方式，从“重资本”转向“重管理、重创新”，不断提高运行质量和发电效率，实现煤电高质量转型。

煤电“十四五”发展路径选择

当前，能源及电力“十四五”规划制定进入尾声，煤电发展路径是业内关注的焦点。从“30·60”双碳目标，到“2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上”，再到“构建以新能源为主体的新型电力系统”，电力行业发展变革方向已浮出水面，煤电突围的路径选择尤为重要，尽快达峰、稳步保持、逐步下降可能是总体走势。在能源转型过程中，始终要把握以下原则和前提。

一是坚持以保障民生为第一要义。任何改革的出发点和终点都要落实到实现好、维护好、发展好最广大人民的根本利益上，落在满足人民日益增长的美好生活需求上。能源电力发展的最终目的就是保障和改善民生。美国得州发生的大规模停电事故，为即将出台的能源和专项“十四五”规划，以及碳减排下能源转型实现路径提供了警示和借鉴，合理的电源、电网结构，以及相适应的电力市场机制体制才能保障电力可靠供应。

二是坚持全社会成本最优。新能源的倍速发展，对大幅提高系统灵活性调节能力、兜底保障电源，以及适合高比例新能源电网的重构等提出了更高的要求，这些变革将带来整体供应成本和用能成本上涨。同时，上升成本将通过市场化的电价传导至全社会，将对产业、产品的竞争力形成一定程度的制约。因此，能源转型和新型电力系统的构建应以尽可能付出代价最小，控制转型成本在社会可承受可负担范围之内为原则。

三是坚持系统思维。以全社会碳排放总量为优化目标，科学设计碳排放阶段性目标，而非单一行业、单一企业、单一地区的碳排放。目前，煤炭用来发电仍然是其作为燃料最清洁的利用方式。2006年以来，我国通过对煤电清洁节能改造，减排二氧化碳约78.3亿吨。电力是能源消费和使用的最好的终端方式，部分行业的碳排放必然将通过电能替代等方式转移到电力行业。因此，碳达峰、碳减排目标不可“一刀切”，而需综合考虑不同行业性质、处于产业链位置、减碳难度、经济影响因子等，科学合理、安全有序制定各行业退煤时序表，而电力行业达峰将位于各行业之后，煤电退出也将持续较长一段时间，以保持经济平稳运行。

有了上述前提作为保障，煤电才能从主体性电源平稳过渡至调节性电源，才能为生产生活正常运转保驾护航；能源转型才能更好地兼顾发展与变革，才能助力国家在经济绿色复苏中掌握战略主动权。“十四五”期间，煤电转型升级发展的总体路径是：清洁、高效、安全、协同。

清洁发展

“十三五”以来，我国煤电装备技术水平不断提高，超超临界煤粉发电技术、大型空冷机组、循环硫化床锅炉机组应用达到世界先进水平，节能技术全面普及应用。截至2019年底，全国累计完成煤电节能改造超过6亿千瓦，火电机组平均供电煤耗由2015年的315克标准煤/千瓦时降至306克标准煤/千瓦时左右，以2015年为基准年，累计节约标准煤1.17亿吨以上，减排二氧化碳3.26亿吨。“十三五”以来累计完成超低排放改造8.9亿千瓦以上，截至2019年底，86%的煤电机组实现了超低排放。无论是从清洁技术还是排放来考虑，煤电都是利用煤炭的最好方式，煤电延续绿色发展路径对全社会碳减排是必要的也是必须的。

“十四五”期间，为满足系统运行和环保要求的煤电存量机组将继续延续超低排放、节能改造的技术路线，加快淘汰服役年限长和不符合能效、安全、质量等要求的煤电机组，推动高效清洁的煤电产业升级。同时，加快我国东中部煤电退出进程，或者根据当地负荷增长水平，对小容量机组进行产能替换。

高效发展

近年来，在能源“双控”约束下，我国能源弹性系数有所下降，但仍然超过世界平均水平，除了产业结构调整尚不到位外，能源粗放式的生产和利用方式也是主要原因。从电力行业看，除了加快对煤电等传统化石能源发电设备进行节能改造，还要从系统整体运行效率、可再生能源消纳水平等方面发力。目前，我国部分地区电源开发与电网发展不配套，多条特高压直流工程送端配套电源尚未落实，导致已投运输电通道利用率偏低。西南地区与“三北”地区电力外送通道建设滞后，制约了当地可再生能源在更大范围内高效配置。

“十四五”期间，应以安全为基础、需求为导向，合理控制煤电新增规模，新增煤电装机布局向西部、北部转移，煤电功能逐步由基荷电源转变为调节电源，发挥碳减排主体作用，为清洁能源发电提供空间。

安全发展

“十三五”以来，电力供给侧结构性改革不断推进，全国电力供需形势逐渐从宽松过渡到平衡。同时，随着可再生能源大规模并网，以及全社会电气化比例持续提高，从2019年开始局部地区局部时段存在电力缺口，并呈现扩大态势。2020年入冬以后，南方地区受大范围寒潮、疫情后工业生产快速恢复等因素影响，用电需求快速增长，部分地区短时间内电力供应偏紧，湖南由于供应出现硬缺口迅速引起各方关注。从“十三五”中后期开始，湖南省就未新增大型火电和水电装机，省内发电能力增速大幅落后于用电增速，一次能源资源匮乏，且地处全国能源输送通道末端，九成以上电煤需要从省外调入，运输成本较高，导致市场化形势下火电发展困难。当前，湖南火电装机约2200万千瓦，占比45.5%，远低于全国59.2%的平均水平，兜底保障能力不足。《湖南省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》提出，“十四五”时期，预计湖南最大电力缺口超过1000万千瓦，面临降碳和保障能源安全双重压力。除了加快可再生能源发展，以及利用特高压打开输送通道，短期内还需要化石能源进行结构性补充，增强电力系统调节能力，大力推进煤电灵活性改造。充分发挥煤电兜底作用，实现永州、平江、华容和怀化石煤4个电厂建成投产。

从社会可承受成本及系统运行考虑，相当一段时期内煤电仍要发挥基础性电源重要作用。“十四五”期间，在控制煤电总装机的前提下，根据不同区域的电力供需形势和经济发展需求，兼顾环境成本，通过市场价格信号引导合理的煤电投资建设，调整发电装机布局，优化结构，保证煤电、气电等可控性支撑电源容量与电力负荷规模匹配，保障多种情形下的生产生活用电，促进经济可持续发展，而不是简单地“一刀切”式停建。

协同发展

电力系统低碳转型的关键是消纳高比例可再生能源。可再生能源渗透率不断增加将大大降低同步大电网的惯性，并增加电能质量问题，对系统调峰能力、灵活性资源的需求均提出更高要求。同时，可再生能源的区域特性、季节特征，对备用电能量储备和跨越长时间维度的电能量调节也提出了需求。完全将可再生能源作为唯一的主力能源，目前的技术尚难做到，也未有相关经验可以借鉴。在以同步电网为主网架的传统电力系统中，失去转动惯量将极大地增加电网崩溃的风险。2020年8月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》明确，结合需求侧负荷特性、电源结构和调节能力，客观评估并发挥系统调节能力，因地制宜确定电源合理规模与配比，挖掘新能源消纳能力，加强送端“风光水火储一体化”和受端“源网荷储一体化”发展的协调配合，确保开发规模与消纳能力匹配。

“十四五”时期，需要根据不同资源情况、不同用户类型，用多元互补的思路，解决各类电源互补互济不足的矛盾，优化电力生产端的结构和布局，实现清洁电力大规模消纳。

煤电在新型电力系统中的重新定位

2021年3月15日，习近平总书记在主持召开中央财经委员会第九次会议时首次提出，构建以新能源为主体的新型电力系统。在可预见的未来，以及目前技术范围内的认知，新型电力系统将是与数字化、智能化、信息化深度融合的能源互联网，具有主体多元、结构交错、感知敏锐、互动高效、灵活柔性等特征，这要求“重发轻供”的传统电力系统切换到源网荷储一体化运行的新型电力系统，从而推动整个能源电力工业的产业、结构、体制、技术发生深刻变革，现有电力结构、发展模式、利益格局将全面重构，煤电将改变当前主力电源角色，在新型电力系统中重新定位。

第一，统筹发展与减排，充分发挥煤电产能调蓄作用。

目前，我国煤电装机容量比重达49.1%，化石能源发电量比重超过一半，高达64.0%。按照“双碳”目标要求和减排时间表，应在保证能源电力行业总体稳定发展的同时，合理控制和压缩煤电新增规模，尽早实现煤电发电量达峰，然后有计划、有步骤地逐步退出，其历程延续数十年。在此过程中，应根据我国经济发展趋势和能源资源的客观实际，统筹发展与减排，科学设计路径与幅度，协同煤电与新能源发展一退一进的节奏，促使煤电最大限度地为新能源发展拓展电力和电量空间，发挥辅助性电源作用；最大限度地为碳排放压缩数量和减排时间，发挥主力军作用。

第二，统筹安全与减排，充分发挥煤电调节电源作用。

可再生能源实现增量替代后的新型电力系统，需要系统提供更多煤电等灵活性电源以平抑风电、光伏带来的波动以保障电能质量。实现规模化存量替代后的新型电力系统，其同步电网惯性水平降低，从根本上影响电网稳定能力，需要煤电、气电、抽蓄、储能依照各自在空间维度和时间维度的优势，共同承担这一功能，为系统平稳运行提供重要支撑。因此，煤电在严控规模、为减排做贡献的同时，还要发挥好调节性电源作用，确保电力系统安全稳定运行。

第三，统筹保供与减排，充分发挥煤电基础托底作用。

我国提出到2035年基本实现社会主义现代化的远景目标，经济实力、科技实力、综合国力将大幅跃升。同时，碳排放达峰后稳中有降，生态环境根本好转，美丽中国建设目标基本实现。未来面临“一增一减”，既要为经济发展不断增加能源电力供应，又要为实现“双碳”目标持续减少碳排放，在剪刀差压力下，行业发展必须加大转型力度。较长一段时间内，煤电在基本负荷保底、热力可靠供应、低耗高效、可靠备用等方面仍具有无可比拟的技术优势和经济优势，煤电的“压舱石”和“稳定器”作用不可替代。无论是以化石能源为主的传统电力系统，还是高比例新能源的新型电力系统，保障电力供应都是首要前提。因此，煤电必将担当保供和减排双重角色，在新型电力系统中发挥重要的基础性电源作用。

实现碳达峰和碳中和目标，是推动经济高质量发展的重大战略决策，必须推进经济体系、产业体系和能源体系绿色低碳转型。煤电和新能源从来不是也不会是零和博弈，在储能技术、氢能甚至是更高阶能源尚未发展到可以颠覆传统电力系统本质时，二者在能源体系中的位置不可相互替代，反而缺一不可。未来40年，尤其是“十四五”时期，煤电唯有转型和重构，方可实现自身凤凰涅槃，为确保如期实现碳达峰和碳中和作出历史性的贡献。

版权声明

本文刊载于《中国电力企业管理》（上旬刊）2021年3期，作者单位：中国电力企业联合会。