林伯强：中国庞大的煤电装机可以为碳中和进程保驾护航

原标题：林伯强：中国庞大的煤电装机可以为碳中和进程保驾护航︱能源思考

建立清洁能源为主体的电力系统是既定目标，会产生大量碳排放的煤电必须逐步退出。由于政府和公众对安全稳定和保障供应的考虑，煤电退出的基本形式不是大规模“退役”，更可能是整体利用小时数逐渐降低，因此需要为此做好相应的技术和价格机制的准备

2020年入冬以来，全国很多地区都出现了电力供应吃紧的现象，由此引发了各界比较激烈的讨论，针对煤电在碳中和进程中的地位和作用。2021年4月政府明确表态：中国将严控煤电项目，“十四五”时期严控煤炭消费增长、“十五五”时期逐步减少。在经济增长需求与排放约束目标之间，煤电未来路在何方成为当下亟待解决的重要问题。

长期以来，煤炭在中国能源结构中占据主要地位。中国的火电基本上是煤炭发电，2019年煤电发电量在全部火电发电量中占比超过95%，其稳定持续的电力供给支持了中国40年快速增长的电力需求和系统的平稳运行。丰富的资源禀赋及相对低廉的使用成本，使煤炭成为中国经济发展的最大原动力。随着应对气候变化日益迫切，限制煤炭利用已经成为共识，以煤炭为原料的煤电也将面临严峻挑战。

煤电在碳中和进程中的地位和作用

中国将建设以清洁能源为主体的电力系统，未来风电光伏将成为发电主力，煤电必须退出。近十年，风电光伏规模快速增长，根据中电联数据，2020年中国风电总装机容量达到2.8亿千瓦，占发电装机总容量的13%；光伏总装机容量达到2.5亿千瓦，占发电装机总容量的11%。尽管风电光伏快速崛起，发电成本也已经下降到接近煤电，但煤电依然占据电力结构的主导地位。2020年火电装机容量达到12.5亿千瓦，占发电装机总容量的57%，发电量占总发电量的68%左右。且风光等可再生能源存在着利用小时数少、发电质量不高、受天气影响大等缺点，使其上网受到很大阻碍。

近年来煤电的职能似乎已在悄然改变，显现面向未来碳减排目标而调整职能的趋势。此前，煤电以其低廉的成本、稳定的供应以及良好的可控性，担任了电力供给的顶梁柱。未来煤电机组将为清洁能源让出电量空间，逐渐由主力供电转向凭借其可靠性和可控性作为服务电源，更大幅度参与调峰，以及作为备份电源来保障电力供给稳定和电网安全。今后四十年碳中和进程中，煤电可以通过灵活性改造、清洁化转型及合理规划，短中期可以在风光等可再生能源比例比较小的情况下满足电力需求增长的需要；中长期大体量高效率的煤电机组可以在风电光伏大规模接入过程中成为电力系统备份、调峰和系统安全保障，并且可以有效应对极端气候灾难。总的来看，煤电仍将是中国电力结构中重要且不可或缺的一部分，合理的规划和利用将使煤电在碳中和进程中成为宝贵的财富而非负担。

短中期来看，煤电的退出速度既取决于清洁能源发展，也取决于电力需求增长。中国目前有实际应用的清洁能源主要包括水电、核电、风电、光伏、生物质、地热等。水电虽然规模较大且成本低廉，目前全国装机量达3.7亿千瓦，占总装机容量的17%，但国内大水电资源开发已经基本完成，尚未开发的水电资源多为西南地区小水电，随着总量增长，水电开发边际成本也会进一步提升，资源禀赋与成本的双重因素限制了未来水电的大规模发展。核电作为高技术含量电源，目前装机容量0.5亿千瓦，占比2%，虽然稳定性和安全性已经得到验证，但受限于安全和布局问题，其发展“天花板”估计在140座，就是在2025年70座的基础上再翻一倍。生物质与地热则更是因为技术和成本等多方面因素，难以对整体电力结构有影响。

从目前的技术路线、资源禀赋、成本收益等各方面综合来看，清洁能源中有快速大规模增长可能性的只有风电光伏。目前二者对发电量的贡献加起来只有9%左右，无法应对比较高的电力消费增长。且由于风电光伏对天气依赖性和发电不稳定性带来的各类上网问题，储能虽然可以提供解决方案，但成本居高不下，短期内难以实现大规模的储能配置。因此，短中期让风电光伏担任供电主力尚不现实，煤电仍然需要保障持续增长的用电需求。

因此，国内煤电需要做好整体规划，政府需要严格控制新增煤电机组。煤电系统内部，也应继续推进落后产能淘汰相关工作，关停技术水平落后、难以统一管理的小煤电机组，提高煤电产业整体效率，使煤电行业整体做好利用小时数逐渐降低，由供电主力转向调峰备份的准备。

中长期而言，建设以清洁能源为主体的电力供给系统，风电光伏将成为主力发电方式，但在这一过程中依然需要煤电为电力系统低碳转型保驾护航，确保电力系统安全稳定运行。特别是当极端天气出现或电力需求波动性较大的时段，煤电能够作为备份提供大量稳定可靠的高品质电力，保障正常生产和生活，降低电网调度调整成本，同时也能实现煤电机组的“沉没”成本的有效利用。未来随着风电光伏大规模接入，容量电价机制逐渐成熟，煤电灵活性改造铺展开来，煤电职能将从主力供电逐渐转向备份和辅助服务，继续担任电力系统安全稳定可靠供应的后盾。目前实现中长期煤电职能转型虽然有可选路径，但也存在亟待解决的问题，煤电的退出不会一蹴而就，更可能是整体年发电小时数逐渐降低，盈利方式由电量电价逐渐转向容量电价。

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煤电在碳中和进程中的职能改变面临的困难和挑战

技术方面是碳中和进程中煤电职能转换将面对的重要问题。大多数煤电机组的启停、改变参数都是一个复杂、高代价且时间跨度较长的过程。低负荷与变参数运行将会给燃烧室稳定燃烧和汽轮机稳定运转带来挑战，需要从设备硬件改造和控制系统软件改造双管齐下，对技术水平较低的煤电机组进行灵活性改造，使其能够担任备份和辅助服务的角色，用以对冲风电光伏带来的不稳定性和应对极端气候灾难，保障安全稳定供电。

在目前的技术水平下，大小规模煤电机组都有一定的灵活性改造潜力，大容量先进机组本身就具有一定的低负荷运行能力，可以在50%的负荷水平下稳定运行，经过灵活性改造后能进一步降低至40%左右；小容量机组虽然自身低负荷运行能力不足，但经过灵活性改造后可以显著降低最小稳定运行负荷，调峰能力提升50%以上。总体来说，在技术层面，中国现存煤电机组具备很大的灵活性改造潜力。

成本消纳是煤电转型需要解决的根本性问题。目前中国的大部分火电机组可以接受60%以上的负荷水平不会引起较大额外成本，当然收益会因发电量减少而减少。60万至100万等机组能够有更大的承受范围，但继续降低至50%负荷左右将进入深度调峰状态，机组损耗等额外成本出现，更低的负荷水平将大大提高运行成本。因此，通过技术改造煤电能够实现调峰调频等灵活运行方式，但相关成本如果没有比较好的消纳方式，在实际运行中将很难落实。

在现有的技术水平下，煤电机组的运行成本-负荷曲线大致呈U形，由满负荷开始，一开始的成本下降来自于降负荷减少的投煤，此阶段为基本调峰阶段，煤电机组能够保持稳定运行，电量收益也会随发电量减少而减少，但电量收益的减少要大于成本的降低，因此对煤电机组来说，没有调峰补偿和容量电价的前提下，此阶段整体净收益也在下降；负荷水平到达50%~60%后，煤电机组将进入深度调峰状态，此时运行工况将出现变化，机组将开始产生额外的调控成本和损耗折旧成本；随着负荷进一步下降到20%~30%，机组已经难以维持燃烧室及汽轮机的正常运转，需要进一步通过投油等辅助方式来维持运行，这将进一步产生额外的使用成本及排放成本。

通过灵活性改造及煤电机组整体利用的供需匹配及合理规划，可以一定程度上缓解成本消纳问题，将深度调峰临界负荷水平进一步降低，即U形曲线最低点左移，从而让煤电机组能够在成本上承受更低的负荷水平，但低利用小时数带来的不只是电量电价的收益降低，还会带来机组损耗和整体运行成本的提高，需要政府、电力部门、煤电企业、消费者多方共同努力才能实现成本消纳。企业需要开始灵活性改造和清洁性改造，降低灵活性运行的成本；政府需要改革电价，将单一电量电价营收方式转变为容量电价、辅助服务收益、碳市场收益等多维综合性的营收方式；电力部门和政府应当完善辅助服务补偿方案，建立并优化容量电价机制和全国碳交易市场，为煤电企业实现多维营收提供支持。

2020年中国煤电机组总容量1037.5 GW，整体技术水平较高，大规模机组占比较大。在运机组中，超超临界机组容量占比27%，超临界机组容量占比28%，可见中国煤电供给中过半来自于先进机组。从容量来看，30万千瓦以上的大容量先进机组占总装机容量超过90%，且机组服役年限普遍不长，平均运行年龄不到12年，60万千瓦以上的机组平均运行年龄更短，普遍低于10年。大容量先进机组本身即具备一定的灵活性，进一步的灵活性改造也较易推进，单位容量成本相对更低。同时也不能忽视中国现在仍然存在的小锅炉、散煤机组，由于这些单机组容量较小，技术水平低，排放因子高，且难以改造或者改造成本相对较高，应该是未来首先关停的对象。

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在碳中和进程中，需要尽可能合理规划区域性煤电机组配置，最大化利用现有高技术水平大容量机组，推进机组灵活性改造进程，将现存的大量煤电机组容量转化为能够满足调峰及备份需求的灵活电源容量，保证煤电机组运行小时数的逐年稳步下降，助推煤电身份的转变。同时进一步落实小锅炉淘汰和散煤整治等相关政策及计划，保证煤电能够提供稳定电力的同时，提高整体技术水平和清洁性，更新内部结构，降低整体运行成本，为最终的电力系统深度脱碳做准备。

煤电灵活性改造潜力从层级上可以分为资源潜力、技术潜力、经济潜力与市场潜力。资源潜力为已有及在建火电机组能提供最大可能调节容量；技术潜力为根据各火电机组的特征和现有技术条件能够提供的调节容量增量；经济潜力为根据各类补偿标准、具备经济性的调节容量增量；市场潜力为在各类市场容量，特别是调峰辅助服务市场容量下可以支撑的调节容量增量。前文内容已经体现出中国煤电灵活性改造具有巨大的资源潜力和技术潜力，在经济潜力和市场潜力方面目前也一直在向好发展。

目前国内很多地区都已出台了针对煤电参与深度调峰和辅助服务市场的相应补贴政策，且随着政策试点时间越来越长，其合理性也不断得到优化。东北地区走在全国火电灵活性改造市场机制优化的前列，近年来东北地区煤电机组调峰辅助服务费用逐年上涨，到2019年总规模已超过30亿元。具体到电站，根据机组情况和需求侧情况，机组能够得到的调峰及辅助服务补偿费也能够达到0.4~1元/千瓦时不等，相较于常规发电的电量电价，已经能够很好地满足火电营收需求。

现有外部技术与煤电职能转变的关系和比较

除了灵活性改造和容量电价、辅助服务补偿等系统内部转型措施外，一些外部技术的加入也能为煤电在碳中和背景下的发展带来新的可能和出路。CCUS（碳捕集、利用和封存）技术近年来已经逐渐由实验室和试点工程走向大规模商业化应用，根据相关报告中的数据，2019年中国共有18个捕集项目在运行，二氧化碳捕集量约170万吨；12个地质利用项目运行中，地质利用量约100万吨，化工利用量约25万吨，生物利用量约6万吨。CCUS技术能够从根本上解决煤电的排放问题，帮助煤电摆脱碳排放目标的约束。

目前CCUS相关技术逐渐成熟，单位成本也在逐渐下降至能够大规模商业化部署的水平，目前在运碳捕集项目的成本水平已经能够低至200~300元/吨。但现在CCUS产业的主要问题是国内乃至全球都缺少成型的规模产业链和相应的扶持政策，因为产业链不顺畅而产生的自身成本之外的额外成本无法支持CCUS的大规模商业运用。煤电企业在进行自身灵活性改造的同时也可以同时关注CCUS相关技术的发展，煤电+CCUS的源汇匹配思路也能够帮助煤电在未来清洁能源为主的电力系统中保留一席之地。

储能同CCUS一样也是可以在未来以清洁能源为主体的电力结构中起到重要作用的技术。除了配合分布式能源发展，储能也可以保障电力安全稳定运行。目前相比于煤电在备份调峰上仍然缺乏竞争力，同煤电机组灵活性改造的作用机制类似，通过在发电、输配、需求侧配置储能可以有效解决风光的不稳定性，也能起到电网的调峰备份作用。从目前技术看，未来具有大规模应用潜力的储能技术类型主要是电化学储能。目前储能总装机仅不到40GW，占比约为电力总装机的2%，其中超过98%都是抽水蓄能。如果想要通过配置储能的方式帮助可再生能源大规模上网，需要新建庞大的储能设施，如果煤电机组成本已经“沉没”，相比于对现存煤电机组的灵活性改造和运行成本，新建储能系统是否具有经济性优势？

总之，火电（煤电）为中国经济快速增长立下了汗马功劳。建立清洁能源为主体的电力系统是既定目标，会产生大量碳排放的煤电必须逐步退出。由于政府和公众对安全稳定和保障供应的考虑，煤电退出的基本形式不是大规模“退役”，更可能是整体利用小时数逐渐降低，因此需要为此做好相应的技术和价格机制的准备。CCUS技术的突破，在很大程度上决定了未来煤电规模和利用小时。

未来各级政府及相关部门和企业应该严格控制新建煤电机组，近年来整体煤电利用小时数只有4000多小时，且逐年走低，说明煤电产能足够，应该采用其他方式解决局部地区的供应偏紧和短暂缺电而非新建煤电机组。毕竟煤电整体利用小时数逐渐降低是个大趋势，新建煤电既无必要，也对投资者没有好处。

林伯强（作者系嘉庚创新实验室研究员、厦门大学中国能源政策研究院院长）

责任编辑：邓健