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綠色低碳能源轉型已經成為全球共識，從全球范圍來看，目前已有超過130個國家和地區(qū)提出了“零碳”或碳中和的氣候目標，BP等能源巨頭也紛紛發(fā)布企業(yè)碳中和路線圖。2020年9月22日，國家主席習近平在第七十五屆聯合國大會一般性辯論上發(fā)表重要講話時提出，中國將采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和，為我國中長期能源發(fā)展指明了方向。2021年3月，國家主席習近平在中央財經委員會第九次會議上進一步強調，實現碳達峰、碳中和是一場廣泛而深刻的經濟社會系統(tǒng)性變革，要把碳達峰、碳中和納入生態(tài)文明建設整體布局，其中“十四五”“十五五”是碳達峰的關鍵期和窗口期，要構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)涉及發(fā)輸配售用協同創(chuàng)新，將重塑我國能源電力產業(yè)結構。目前我國火電仍是單一最大發(fā)電類型，煤電在新型電力系統(tǒng)中仍需發(fā)揮重要作用，因此需要從碳達峰、碳中和的大局，系統(tǒng)性思考火電，特別是煤電在新型電力系統(tǒng)中的作用和意義。

我國煤電發(fā)展現狀

目前火電仍是我國電力的基礎，特別是煤電。從“十三五”新增裝機看，火電裝機仍保持增長，年均新增超過4000萬千瓦，總量已達到12.5億千瓦；從電源裝機結構看，煤電裝機占比在50%左右，發(fā)電量占比在60%以上，并且還有相當數量的裝機處于建設與規(guī)劃中；從電源利用情況看，全國煤電機組整體利用率偏低，仍處于電量過剩狀態(tài)，2019年全國31個省市中，火電利用小時數高于4293小時的有14個，高于5000小時的僅有2個；2020年煤電收益所有提升，但在煤價和電價雙重擠壓下，虧損面仍在50%左右；從電源投資年限看，煤電的容量加權平均年齡約14歲，相比較30～60年的技術壽命，可以說還在青壯年時期；從電源規(guī)劃布局看，為支持“十四五”“十五五”新能源發(fā)展，華中、“三北”等地還需要適度布局若干火電為新能源提供支撐；從碳達峰和碳中和看，能源電力系統(tǒng)需要在未來40年或者更短時間逐步退出約11億千瓦煤電裝機，需從構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)中的角度，合理把握煤電退出節(jié)奏。

從碳達峰和碳中和看煤電發(fā)展趨勢

“十四五”“十五五”是可再生能源進入增量替代階段，但“存量替代”仍不具備現實可行性?！笆濉逼陂g我國能源需求年均增速3.1%左右，低于“十二五”的3.6%和“十一五”的6.7%，但呈現上行趨勢?？傮w來看，2013年以來，我國經濟進入高質量發(fā)展階段，經濟增長和化石能源消費增長逐步脫鉤，經濟增長對能源投入的依賴程度有較大幅度下降，兩者呈現“相對脫鉤”關系，但仍呈現同比正向增長。其中，2013年煤炭消費達到高點；2013～2016年化石能源需求保持平穩(wěn)，新增能源需求主要由核電、可再生能源提供；2017～2018年，煤炭需求企穩(wěn)回升，化石能源需求開始增長，核電、可再生能源增長無法滿足新增能源需求，近兩年缺口有擴大趨勢。高質量發(fā)展不代表能源需求下降，經濟增長與化石能源消費增長同步正向增長仍將持續(xù)，未來一段時間化石能源和非化石能源仍是新增能源需求的重要來源，2030年前我國平均能源消費彈性系數可控制在0.3～0.4之間，需要逐步提高非化石能源增量替代比重（見圖1、圖2）。

碳達峰、碳中和目標下我國各能源類型達峰分析及預測。2019年我國人均GDP突破1萬美元，未來10～15年全國各區(qū)域將逐步進入后工業(yè)化社會，全國能源消費逐步進入“總量增加，增速下降”的減速增長階段。根據預測，我國完全有可能實現到“十四五”末達到現行的高收入國家標準、到2035年實現經濟總量或人均收入翻一番，人均GDP超過2萬美元。充分考慮節(jié)能降耗在碳達峰、碳中和中的作用，假定2060年我國單位GDP能耗由2019年的4.1噸標準煤/萬美元下降到1.0噸標準煤/萬美元，基本達到目前德國、日本的水平，在GDP實現5.5倍增長的情況下，一次能源消耗總量維持在2017年水平。未來10～15年是我國能源轉型的關鍵時期，預計我國煤炭消費“十四五”進入峰值平臺期，石油消費在2025年左右達峰，天然氣消費仍處于快速增長期，工業(yè)燃料、城市燃氣、發(fā)電用氣呈現“三足鼎立”局面,LNG將成為主要增量來源，預計在2040年左右達峰；化石能源需求預計2025年達峰，峰值約為43億噸標煤；一次能源需求量在2035年左右達峰，峰值在58億噸標準煤左右；2035年前后電力需求進入增長飽和階段，增速逐步低于1%；風光等可再生能源持續(xù)保持增長，2030年前后風光可再生能源裝機超過火電，逐步成為最大能源主體類型（見圖3～圖5）。

煤電預計2025年達峰后逐步退出，隨著儲能、電動汽車等逐步成為電力系統(tǒng)靈活性資源主體，2035年煤電進入加速退出期。根據國際能源署研究，當可再生能源滲透率超過15%，電力系統(tǒng)靈活性運行成為首要關鍵問題；當超過25%，電力系統(tǒng)整體穩(wěn)定性意義重大，需要系統(tǒng)整體具備抗干擾能力。2019年我國風光可再生能源發(fā)電量接近9%，個別省份已超過15%，隨著可再生能源進入更快速發(fā)展階段，“十四五”“十五五”期間新型電力系統(tǒng)需要大量靈活性資源作為支撐。根據預測，“十四五”“十五五”儲能仍處于成本下降周期中，預計2030年用于大規(guī)模儲能系統(tǒng)的鋰離子電池成本有望較現階段進一步下降50%以上，逐步具備大規(guī)模商業(yè)化推廣價值，抽蓄、調峰氣電、儲能、光熱及需求響應逐步成為電力系統(tǒng)靈活性運行的資源主體，火電將加速退出?；痣娫?035年之前仍是電力系統(tǒng)的重要支撐，但在電力系統(tǒng)中的地位和作用將發(fā)生重大轉變，需要通過技術改造適應能源轉型大趨勢。

我國存量煤電轉型升級路徑

我國存量煤電需要從碳達峰、碳中和大局出發(fā)，積極融入區(qū)域經濟社會和生態(tài)文明發(fā)展，適應并助力新能源主體地位建設，實現與新能源協調發(fā)展，成為新型電力系統(tǒng)的重要組成。

余熱利用集中供暖改造。我國常住人口城鎮(zhèn)化率已經達到60%，仍處于快速發(fā)展期，“十四五”期間常住人口城鎮(zhèn)化率將由2020年的60%提升到2025年的65.5%，2030年接近70%，新型城鎮(zhèn)化建設更加強調以人為核心，存量煤電需要因地制宜推進供熱改造、余熱利用，提高能源利用效率，實現周邊郊區(qū)新城、中小縣城集中供熱，深度推進散煤替代，滿足人民冬季供暖需求。典型方案如：煤電+熱泵，利用燃煤機組的循環(huán)水作為熱泵的低溫熱源，根據具體情況，可以將水源熱泵布置在源端或者用戶側，據測算，熱泵與低真空耦合回收循環(huán)水余熱，總熱效率和總效率分別為91.16%、44.50%，節(jié)煤量達到32.69噸/小時；華電靈武電廠百萬千瓦機組空冷乏汽換熱與汽輪機抽汽聯合加熱技術，通過46千米長管線工程，給市區(qū)50萬戶7000萬平方米居民集中供熱。

煤電的綜合能源站改造。主要體現為風光水火儲一體化和源網荷儲一體化，充分利用存量火電灰場、熱網等廠區(qū)布置，因地制宜，改造升級，新增布置風光可再生能源、儲能、制氫、熱泵等，為周邊工業(yè)園區(qū)、產業(yè)園區(qū)等提供冷熱電氣水等綜合能源服務，并結合技術改造，促進可再生能源融合消納，提升火電機組經濟運行和靈活運行水平，提升火電機組市場競爭力，為火電機組供給側結構性改革提供可行方案。推薦應用場景為“存量火電+光伏發(fā)電、制氫、儲能、富氧燃燒”等，典型方案為：光伏模塊接入廠用電系統(tǒng)，降低廠用電率，并參與電網一次調頻等輔助服務；儲能模塊參與機組的一次調頻和功率跟蹤，提高機組AGC和一次調頻的響應速度；電解制氫根據機組的調頻和出力要求，快速改變功率，達到整個機組功率的快速調節(jié)；富氧燃燒利用電解制氫產生的氧氣，實現鍋爐低負荷下穩(wěn)燃，實現機組靈活調峰。經測算，該模式具有較好的經濟性，項目回收周期在3～5年左右（見圖6）。

煤電的靈活性運行改造。就綜合調節(jié)能力和經濟性而言，火電靈活性改造屬于現階段提升電力系統(tǒng)靈活性的可行性舉措，長期來看，電力系統(tǒng)靈活性需要著重發(fā)展氣電、儲能、需求響應等靈活性資源，發(fā)揮系統(tǒng)調節(jié)能力。從目前技術看，煤電靈活性運行負荷50%具有可行性和現實性，最低不能低于40%，當煤電機組負荷率由50%降低至40%時，機組的供電煤耗驟升，不同類型機組單位供電煤耗增加10～27克/千瓦時,并且高參數、高容量機組增加幅度更大。此外，煤電低負荷運行導致NOx、SO2等污染物排放濃度增大。目前我國超臨界機組，甚至超超臨界機組大幅度參與調峰，長期處于低負荷運行狀態(tài)，導致技術效率的優(yōu)勢難以發(fā)揮。但從發(fā)展趨勢看，煤電作為“十四五”“十五五”可行的規(guī)模化調峰手段之一，為實現2030年風光發(fā)電裝機達到12億千瓦以上，煤電平均負荷將會進一步下降到25%左右，煤電企業(yè)需要加強技術創(chuàng)新，研究新型靈活性運行技術并加大推廣應用（見表）。

煤電耦合生物質、垃圾、污泥等改造。世界銀行報告顯示，人均垃圾產生量與人均GDP有較好的相關性，我國城市垃圾處于快速增長期，處于大中城市周邊的煤電廠可以充分發(fā)揮自身優(yōu)勢實現低成本、大規(guī)模、高清潔的綜合處置城市污染物，因地制宜推進煤電機組成為城市污染物處理中心；生物質能合理充分利用是實現碳達峰、碳中和的重要途徑，燃煤耦合生物質發(fā)電可成為我國煤電低碳轉型發(fā)展的新路徑，因地制宜推進燃煤火電耦合發(fā)電供熱技術，在提高能源利用效率的同時，有效降低燃煤火電碳排放水平。2019年底我國煤電裝機10.4億千瓦，如果50%與生物質摻燒，那么燃煤耦合生物質發(fā)電機組總容量可以達到5.2億千瓦，按平均摻燒量為10%估算，則折算生物質發(fā)電裝機容量可達到5200萬千瓦。

相關政策建議

加強頂層設計，明確中長期煤電退出路線圖。從碳達峰、碳中和的角度進一步明確煤電在能源系統(tǒng)及電力系統(tǒng)中的定位和作用，從降低實體經濟用能成本構建現代經濟體系的角度和系統(tǒng)建設自平衡新型電力系統(tǒng)的角度，統(tǒng)籌煤電增量和存量發(fā)展，明確未來煤電技改路線，明確煤電合理退出節(jié)奏，減少煤電不必要的投資。

完善電力市場建設，推進煤電分級分類管理。進一步完善優(yōu)化輔助服務市場建設，完善煤電調峰調頻運行補償機制，建立包含調峰、調頻、黑啟動、備用等體系化輔助服務市場機制，不建議鼓勵煤電過度深度調峰，不鼓勵調峰“一刀切”，在調峰壓力較大時，建議停運部分火電機組，以保證煤電50%左右負荷運行，推進煤電分級分類管理，大容量、高參數煤電機組應側重電量市場，提高機組利用率，為電力系統(tǒng)提供電量基礎；30萬千瓦及以下煤電機組應側重電力市場，為電力系統(tǒng)提供靈活性。

從發(fā)輸配售用各環(huán)節(jié)系統(tǒng)性推動電力系統(tǒng)靈活性。在源端推進火電靈活性改造，確保火電適度調峰，完善調峰價格機制；明確氣電定位，加強天然氣調峰電源建設；加快抽水蓄能建設；加快儲能技術模式和商業(yè)模式創(chuàng)新應用；在網側，加強跨省跨區(qū)區(qū)域協調和調度，實現更大范圍內的資源調度優(yōu)化；在用電端，完善階梯電價，推動電動汽車發(fā)揮儲能作用，加大需求響應，降低尖峰負荷。

發(fā)電企業(yè)需充分利用碳配額市場爭取實現創(chuàng)收創(chuàng)效?！毒G色產業(yè)指導目錄（2019年版）》仍包含傳統(tǒng)能源清潔高效利用，但2021年4月新版《綠色債券支持項目目錄（2021年版）》發(fā)布，煤炭等化石能源清潔利用等高碳排放項目不再納入支持范圍。我國綠色標準對接國際主流綠色分類標準成為趨勢，傳統(tǒng)能源項目獲得投資支持越來越困難，壽命較短的煤電機組需加大技術創(chuàng)新和優(yōu)化運行力度，在減碳上下工夫，充分利用碳配額、國家核證自愿減排量等碳資產運用，加大創(chuàng)收發(fā)展支持力度。