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碳中和電力系統中,煤電還是“壓艙石”嗎?
來源:中國能源報 時間:2021-08-03 字體:[ ]

當前,我國正將碳達峰、碳中和氣候承諾納入經濟社會發展和生態文明建設整體布局。一方面,在電力發展政策方面,中央要求建設以新能源為主體的新型電力系統;習近平主席在美國總統拜登組織的氣候領導人峰會上首次在國家元首層面上明確“十四五”期間將嚴控煤電項目的目標;另一方面,至少近中期內保障我國電力安全依然離不開煤電,2021年很多省區都已出現電力尖峰資源不足的問題。2021年電力增長大超預期,也進一步強化了“十四五”期間繼續大建煤電的聲音。

因此,關于煤電在未來電力系統中地位的爭議不斷。不少資深電力人士和能源專家,從電力安全和能源安全角度出發,堅持認為煤電的“壓艙石”地位將長期不變。而也有不少聲音認為,建設以新能源為主的新型電力系統要逐步擺脫對煤炭的依賴,未來隨著終端電氣化的大幅提升,煤炭在一次能源中的角色在碳中和的強約束下也必須大大弱化。

本文首先簡要梳理了國內關于煤電的爭議,然后分析了煤電退出的國際進展,再者介紹了電力系統脫碳前沿研究的發現與結論,最后剖析我國煤電在碳中和愿景下的長期去向。

(文丨袁家海 張浩楠)

國內爭議:煤電在電力系統中的“壓艙石”地位是否長期不變?

長期以來,煤電在我國占據主力電源地位,起著保供托底的“壓艙石”作用。如圖1所示,截至2020年底,我國煤電裝機容量達到10.8億千瓦,占全部電源裝機的49.1%,在電力系統中占據著半壁江山,年新增裝機維持在3000萬千瓦左右,還有相當數量的煤電處于在建與規劃狀態。盡管“十三五”期間煤電年利用小時數已降至4100—4400小時區間內,但2020年煤電發電量比重依然高達60.7%。同時,煤電作為傳統基建,機組單機容量大、投資體量達數十億元、壽命期長達30年,而我國煤電的加權平均壽命僅15年左右,還有相當長的路要走。隨著煤電裝機比重首次降至50%以下,明確以新能源為主體的新型電力系統發展方向以及要實現“雙碳”目標,我國煤電在電力系統中的角色地位要發生重大轉變。

近中期煤電如何發展是電力系統轉型的主要問題之一。表1梳理了各研究機構對“十四五”時期電力發展的展望。對煤電裝機規模預計結果的不同,體現了各方在我國能源轉型與碳中和承諾持續推進過程中,對煤電在電力系統中的角色認知的巨大差異。

一方認為,能源轉型是發展的必然趨勢,煤電退出應早做打算,尋求可持續發展的清潔新能源作為替代。在很多激進的電力轉型方案里,2050年的情景里已沒有了煤電的影子。體現在產業動向上,國家開發投資集團董事長王會生明確表示,新能源是未來發展的方向,集團在國內已不再投資火電廠。同樣,中國華能集團董事長舒印彪對于減煤問題也是旗幟鮮明、態度明確,認為能源轉型趨勢不可逆轉,一定要持續提高可再生能源裝機比重,煤電必須加快結構調整和布局優化,實現高質量發展。

對立一方則認為,碳中和電力系統并不意味著零碳,重點是“減排”而不是“減煤”。中國工程院院士凌文認為,雖然要向新領域轉型,但“污名化”煤炭的說法并不可取,“大力推進煤炭的清潔高效利用”才是明智的選擇。中國工程院院士謝平和也指出,從美國、德國、日本等國家碳達峰后的經驗來看,即使有可替代煤炭的能源,碳達峰后仍然會使用煤炭,只是煤炭的用途發展了變化。國電環境保護研究院院長朱法華則提出,我國應以節能與摻燒為引領,保留火電機組不少于8億千瓦。

“十三五”期間,我國能源電力需求增速和投資規模整體下降,行業加速轉型升級,規劃目標完成度超過八成。“十四五”期間,將繼續推進能源轉型,新增能源需求主要由清潔能源滿足,而煤電則需要把更多注意力放到現有的煤電系統如何發揮好在能源轉型中的靈活性服務、熱電聯產供熱、耦合新能源發電以及在區域或產業循環中的能量、物質、價值流的綜合作用上,要嚴格限制單純以提供電量為目的的煤電項目建設。同時,為煤電的有序退出做好法規、政策、規劃、標準等方面的統籌研究和準備工作。

國際鏡鑒:歐洲和美國在電力系統減排進程中煤電角色的弱化

2017年,在德國波恩舉行的聯合國氣候峰會上,全球助力淘汰煤炭聯盟(Powering Past Coal Alliance)成立,成員包括丹麥、法國、芬蘭等20多個國家。發達國家特別是歐洲國家制定了一系列脫碳政策和目標,并公布了逐步淘汰煤炭的時間表(見表2)。

歐洲“退煤”進展迅速,得益于可再生能源和天然氣發電的快速發展,雖然天然氣主要依賴進口,但穩定的燃氣供應和較強的電價承受能力能夠保證兼具基荷和調節功能的天然氣發電順利發展。據BP數據庫統計[6],2020年,歐洲煤電發電量比重已降至14.8%,而可再生能源發電(含水電)和氣電發電量比重則分別達到了40.7%和19.6%。其中,德國的電力轉型成效最為顯著,為實現2016年氣候保護計劃中規定的目標,即到2030年能源行業二氧化碳排放量比2014年減少60%—62%,于2020年7月頒布了“退煤法案”,提出煤電發電量比重從2010年的43%降至2020年的23.6%,同時期可再生能源發電量比重則由16.6%增至44%。

美國煤電發電量也在逐年減少,2020年煤電首次成為繼天然氣發電和核電之后的第三大電源。但是,美國的“退煤”成效很大程度上是由于頁巖氣革命推動的氣電競爭力提升和更為嚴格的環保標準,而非來自應對氣候變化的壓力,因為美國可再生能源發電量比重并不高,2020年含水電的可再生能源份額為19.6%。

國際經驗表明,煤電在電力系統中的主導地位總體處于不斷弱化態勢,會應能源技術創新和氣候變化的壓力而持續改變。

研究前沿:高比例可再生電力系統的結構形態到底是怎樣的?

構建新型電力系統是實現“雙碳”目標的重要戰略舉措,其核心特征在于以風光等新能源為代表的可再生能源成為提供電量支撐的主體電源。未來隨著可再生能源發電大規模集群并網和高滲透分散接入,風光等電源出力的波動性和不確定性將給電力系統帶來更為復雜的安全穩定挑戰。高比例可再生電力系統中電化學儲能(如鋰電池)是保障電力供應的重要一環,但受限于無法長時連續運行的特性,僅依靠鋰電池(或其他具有類似特性的儲能技術)來增加可再生發電容量并不是一種成本效益高的脫碳電力系統策略[7,8]。而即使可再生能源資源豐富、電化學儲能成本降至較低水平,穩定的低碳發電資源依然不可或缺,這是因其不僅能夠提供穩定可靠且可調節的電力輸出,還可以顯著降低深度脫碳的成本[7]。預計未來電力資源將構成“三分天下、互為補充”的格局,即可再生能源成為電量主體,并提供一定的電力支撐;大型可控電源,作為電力系統安全穩定的基石,并提供基礎的調節服務;無所不在的短時電池儲能與必要的長時儲能互補構成全時間尺度的系統調節能力。 

目前受到普遍關注的鋰離子電池等電化學儲能可提供小時級乃至超短時調節能力[9],將滿足日內調節需求;抽蓄、氫燃料電池、往復式熱泵儲能等儲能技術可提供數天乃至跨季節長時調節能力[9],將滿足季節性波動或極端氣候條件下負荷和可再生電源出力的大幅波動,但因受技術成熟度和高成本限制,電池儲能和除抽蓄外的長時儲能仍未實現商業化。

美國麻省理工學院、普林斯頓大學和英國帝國理工大學的電力系統脫碳路徑研究均表明,低碳可控電源能持續降低脫碳電力系統成本,而如果沒有這些資源,未來碳排放上限接近于零時,電力成本會迅速上升,且電池儲能和需求側靈活性不能完全替代穩定的可控電源。故在電池和長時儲能技術商業化之前,可調節的水電(包括抽水蓄能)、核電、生物質能和CCS改造后的天然氣發電等大型穩定可控電源是推動可再生能源規模化的關鍵[7]。在對未來零碳或低碳可控電源發展路徑的前沿探討中,盡管美國和歐洲對于核電的態度存有分歧,但無一例外地都關注CCS改造的氣電,而煤電已被排除出零碳電力系統的情景中。

本文觀點:遠期常規煤電必須退出,BECCS改造煤電為電力系統貢獻負碳

為順利實現碳中和目標,大規模發展非化石能源是必然選擇。

要積極發展水電,挖掘水能資源潛力,重視抽水蓄能電站的發展布局。安全高效發展核電,在沿海適宜廠址建設大型先進核電項目,并示范檢驗多用途小堆核電項目在園區綜合能源、供熱、海水淡化等應用場景的安全經濟適用性(如中核集團“玲龍一號”項目已在海南開工),待驗證后可有序在北方采暖地區甚至內陸地區推廣;具有更高安全水平、滿足內陸建設條件的四代核電技術經示范后也應有序部署。風電和太陽能發電具有較高的資源容量上限,是我國未來發電量的主要貢獻者,但其發展需要大量的靈活性資源與之配套。我國天然氣發電受資源供應能力限制,并不能發展成為類似歐美國家那般的過渡電源。但天然氣發電作為優質的靈活性電源,對未來一段時期內建立以新能源為主體的新型電力系統將發揮積極作用,而基荷天然氣機組只能因地制宜、以地方可負擔為前提適度發展。 

本文認為,2020—2030年期間,煤電裝機規模仍可能有小幅增長,期間煤電政策的核心關鍵詞是“嚴控規模”和“大力轉型”,因此煤電的電量支撐、靈活服務和電力保障的基礎地位不會發生根本性變化,期間要解決好其他穩定可控電源的大力發展,煤電靈活性改造與抽蓄、氣電、儲能和需求響應等靈活性資源的多元系統發展問題。而展望2035年后,在碳排放深度減排的約束下,新能源開始逐步替代存量煤電電量,煤電的電量支撐角色會逐步弱化直至最終退出。在此進程中,其他穩定可控電源的有效供給將成為很大的挑戰。可能的解決方案如下:部分應退役的煤電機組可封存為戰略備用機組,部分適宜改造的機組進行碳捕獲改造,并與摻燒生物質燃料協同;可再生能源轉向就地開發、就地消納和轉化模式為主,電網運行從大容量、遠距離輸電轉向就地平衡為主、大電網提供備用支撐為輔,這種電源開發和電網運行模式的轉變也將適度降低對穩定調節型電源的需求;在生態優先的原則下積極開發大型可調節水電資源,利用非常規選址資源(如廢棄的煤礦礦井)繼續大力發展抽水蓄能電站;因地制宜發展天然氣發電,特別是調節性能好的調峰氣電;大型三代核電、多用途小堆和四代核電的有序部署、示范與應用;可再生制氫與氫作為載能體提供長時儲能能力,和其他長時儲能技術共同示范與部署。2035年以后,隨著交通電氣化的深度提升,無處不在的電池儲能在靈活的商業模式和有效的經濟激勵引導下,將極大提升短時和日內尺度的系統調節能力。 

對碳中和目標內涵的不同理解下,即便是狹義的二氧化碳中和,電力系統也要實現零碳;而廣義的溫室氣體中和則要求電力系統貢獻負碳。日前,中國氣候變化事務特使解振華明確表示中國2060年前要實現全部溫室體系碳中和,不只是二氧化碳。因此,2060年仍保留大量的高碳排放的常規煤電機組顯然與碳中和目標相悖。長期來看,常規煤電的壓艙石地位不再,將在新型電力系統構建過程中逐漸轉變為調節電源、補充電源、備用電源、直至完全退出。考慮到僅是煤電加CCS只能變成低排放電源,而BECCS改造則成為遠期適度留存煤電和實現電力負碳的可行選擇。根據生物質資源量和要求實現的負碳規模,遠期BECCS改造機組可考慮為2—3億千瓦規模,按照50%的摻燒率(實物量單位)和90%的捕獲率,貢獻2.2—3億噸二氧化碳當量的負碳規模。考慮到2060年航空與遠洋貨運、化工和工業工程和農業生產“不得不排放”的二氧化碳體量約在15—20億噸,而森林碳匯的合理貢獻估值在10億噸左右,因此煤電BECCS貢獻的負碳很可能成為保障整個能源系統脫碳的“壓艙石”。

如果關于遠期煤電角色的判斷方向不錯的話,考慮到煤電不少于30年的服役期,“十四五”的煤電政策空間其實已非常有限。“十四五”時期是我國落實“雙碳”目標的起步階段,也是實現經濟綠色轉型、參與國際氣候博弈的關鍵時期,僅出于短期供電安全考慮,大規模增加煤電項目將帶來多方面不利影響。無論是從可能引發的產能過剩風險,還是長期電力轉型中的煤電資產擱置風險和轉型成本角度看,都不應繼續大建煤電。從氣候政策的角度看,習近平主席在國家領導人層面上明確要嚴控煤電項目,充分說明了在全球氣候政策博弈的進程中,煤電問題已不是單純國內能源政策和電力供應問題,繼續興建煤電顯然不利于我國在新時期引領國際氣候進程和參與國際合作。

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