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在中国西北地区的风光大基地,新建煤电的名义多为打捆新能源、平滑负荷曲线的“调节性电源”。内蒙古正在建设四个大型“沙戈荒”清洁能源基地,每个基地配备8GW光伏和4GW风电,并拟建4GW煤电厂作为配套电源。根据内蒙古8GW光伏和4GW风电项目的典型小时发电曲线,作为支撑电源的可调度燃煤电厂可能需要在中午关闭,并在下午晚些时候、傍晚和夜间快速启停并调节出力。然而,煤电的运行特性并不适合这种频繁启停的操作模式。经过灵活性改造的煤电机组年启停次数约在100次左右,而过于频繁的启停会对煤电核心设备造成严重的热应力和机械磨损,从而缩短机组寿命,增加维护成本,甚至影响机组安全性。考虑到日内波动是主要挑战(而非季节性波动),最适合的调节手段是储能系统和需求侧响应,而非燃煤电厂。此外,应从当地电网和外送省份的角度考虑如何应对清洁能源发电的间歇性问题,在清洁能源电力外送中更多地采用高压直流输电技术和电压源换流器技术,同时研究如何利用省内现有的输电线路充分对现有的煤电资源进行调度,是更为经济的解决方式。
2022年以来,地方政府核准的大多数煤电并不符合“支撑性”和“调节性”电源的定位。在核准煤电最多的几个省份,例如内蒙古、安徽等省(区),煤电已经是其发电主体电源,足以满足省内电量需求,以及调节省内已有的和计划中的可再生能源发电电源。地方政府近两年新核准的煤电项目里,仍有很大一部分是“单纯以发电为目的”的,并未深刻思考过其在经济社会绿色转型中的角色。
中期能源转型不及预期
2023年12月,国家发展改革委发布的《十四五规划实施的中期评估报告》显示,在“十四五”规划前半段,单位GDP能源消耗和单位GDP二氧化碳排放两项指标的进展落后于预期。十四五规划中,能耗强度和碳排放强度较2020年分别下降13.5%和18%均为约束性指标,凸显了政府的责任,具有极强的严肃性乃至问责性,不能随意调整。
自2020年以来,能耗强度年均降幅仅为0.6%,低于十二五期间的4%。在中期评估报告发布前,发改委就能耗强度目标落后约谈了八个相关直辖市和省份,其中重庆、广东、浙江、安徽、陕西在近几年新增火电装机占比中均位于前列。
根据国家统计局数据,2023年中国能源消费增长速度快于GDP增长速度,然而单位GDP能源消耗却降低了0.5%。这个数据看似矛盾,实则因为政府改变了对“能耗强度”的定义,能源消费总量的统计口径仅涵盖化石能源消费,不再包括可再生能源和核能。这一调整将鼓励地方政府对非化石能源的消费,意味着如果更多地使用可再生能源和核能,则更容易实现能耗强度的下降目标。但若此前核准的煤电全部投产并运行,则没有可能实现此前制定的能耗强度下降目标。
根据能源与清洁空气研究中心(CREA)的测算,2021—2023年,中国碳排放年均增长为3.8%,高于十二五期间的年均增长0.9%。要实现2025年的碳强度下降18%的目标,就必须在2024年和2025年达到年均7%的降幅。此外,中国在提交给联合国气候变化秘书处的《国家自主贡献目标》中指出,到2030年,碳排放强度比2005年下降65%以上。这就意味着如果中国年均GDP增长率为5%左右或者低于5%,从2023—2030年,能源部门的碳排放必须保持零增长。而煤电装机的高速增长,则对能源部门的减碳构成了巨大的挑战,危及2025和2030碳强度下降目标。
长期气候目标面临挑战
2022年电力行业碳排放量约为51亿吨,占全国碳排放总量的46%。作为国民经济和社会发展的重要基础产业,电力行业是中国碳排放的主要来源。根据中电联《中国电力行业年度发展报告》,2022年我国电力碳强度为541gCO2/kWh,同年全球平均水平为436gCO2/kWh。中国电力碳排放强度虽呈现逐年下降的趋势,但总体下降速度较为缓慢,与碳中和愿景仍存在较大的差距。从发电方式来看,国家能源局数据显示,2022年全国火电(主要是煤电)的碳排放强度约为832gCO2/kWh,远高于电力行业总体碳排放强度。
目前中国各阶段煤电机组数量庞大,在运机组约为1170GW,从长期来看,煤电发展具有不确定性。根据华北电力大学最新研究《统筹安全保供和双碳目标的煤电转型路径研究》,若重点考虑通过化石能源满足国家的电力保供需求,将现阶段在建、核准的煤电机组全部建设投运,预计煤电规模将持续增长,到2030年达到约1650GW的峰值。届时,2060年电力系统仍有3亿吨碳排放,中国将无法实现碳中和目标。
根据华北电力大学的研究,如果能够综合发展化石能源和低碳能源,在确保电力安全稳定供应的前提下,将煤电峰值控制在1400GW左右(统筹协调保供情景),或主要通过低碳能源实现电力保供,严控现阶段核准和在建的煤电项目投运,将煤电峰值控制在1250GW左右(低碳资源保供情景),这两种情境下电力系统均可在2060年实现净零排放,区别是前者需要成本高昂的碳捕集与封存工程作为减排技术的支持。
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