原標題:林伯強:中國龐大的煤電裝機可以爲碳中和進程保駕護航︱能源思考

建立清潔能源爲主體的電力系統是既定目標,會產生大量碳排放的煤電必須逐步退出。由於政府和公衆對安全穩定和保障供應的考慮,煤電退出的基本形式不是大規模“退役”,更可能是整體利用小時數逐漸降低,因此需要爲此做好相應的技術和價格機制的準備

2020年入冬以來,全國很多地區都出現了電力供應喫緊的現象,由此引發了各界比較激烈的討論,針對煤電在碳中和進程中的地位和作用。2021年4月政府明確表態:中國將嚴控煤電項目,“十四五”時期嚴控煤炭消費增長、“十五五”時期逐步減少。在經濟增長需求與排放約束目標之間,煤電未來路在何方成爲當下亟待解決的重要問題。

長期以來,煤炭在中國能源結構中佔據主要地位。中國的火電基本上是煤炭發電,2019年煤電發電量在全部火電發電量中佔比超過95%,其穩定持續的電力供給支持了中國40年快速增長的電力需求和系統的平穩運行。豐富的資源稟賦及相對低廉的使用成本,使煤炭成爲中國經濟發展的最大原動力。隨着應對氣候變化日益迫切,限制煤炭利用已經成爲共識,以煤炭爲原料的煤電也將面臨嚴峻挑戰。

煤電在碳中和進程中的地位和作用    

中國將建設以清潔能源爲主體的電力系統,未來風電光伏將成爲發電主力,煤電必須退出。近十年,風電光伏規模快速增長,根據中電聯數據,2020年中國風電總裝機容量達到2.8億千瓦,佔發電裝機總容量的13%;光伏總裝機容量達到2.5億千瓦,佔發電裝機總容量的11%。儘管風電光伏快速崛起,發電成本也已經下降到接近煤電,但煤電依然佔據電力結構的主導地位。2020年火電裝機容量達到12.5億千瓦,佔發電裝機總容量的57%,發電量佔總發電量的68%左右。且風光等可再生能源存在着利用小時數少、發電質量不高、受天氣影響大等缺點,使其上網受到很大阻礙。

近年來煤電的職能似乎已在悄然改變,顯現面向未來碳減排目標而調整職能的趨勢。此前,煤電以其低廉的成本、穩定的供應以及良好的可控性,擔任了電力供給的頂樑柱。未來煤電機組將爲清潔能源讓出電量空間,逐漸由主力供電轉向憑藉其可靠性和可控性作爲服務電源,更大幅度參與調峯,以及作爲備份電源來保障電力供給穩定和電網安全。今後四十年碳中和進程中,煤電可以通過靈活性改造、清潔化轉型及合理規劃,短中期可以在風光等可再生能源比例比較小的情況下滿足電力需求增長的需要;中長期大體量高效率的煤電機組可以在風電光伏大規模接入過程中成爲電力系統備份、調峯和系統安全保障,並且可以有效應對極端氣候災難。總的來看,煤電仍將是中國電力結構中重要且不可或缺的一部分,合理的規劃和利用將使煤電在碳中和進程中成爲寶貴的財富而非負擔。

短中期來看,煤電的退出速度既取決於清潔能源發展,也取決於電力需求增長。中國目前有實際應用的清潔能源主要包括水電、核電、風電、光伏、生物質、地熱等。水電雖然規模較大且成本低廉,目前全國裝機量達3.7億千瓦,佔總裝機容量的17%,但國內大水電資源開發已經基本完成,尚未開發的水電資源多爲西南地區小水電,隨着總量增長,水電開發邊際成本也會進一步提升,資源稟賦與成本的雙重因素限制了未來水電的大規模發展。核電作爲高技術含量電源,目前裝機容量0.5億千瓦,佔比2%,雖然穩定性和安全性已經得到驗證,但受限於安全和佈局問題,其發展“天花板”估計在140座,就是在2025年70座的基礎上再翻一倍。生物質與地熱則更是因爲技術和成本等多方面因素,難以對整體電力結構有影響。

從目前的技術路線、資源稟賦、成本收益等各方面綜合來看,清潔能源中有快速大規模增長可能性的只有風電光伏。目前二者對發電量的貢獻加起來只有9%左右,無法應對比較高的電力消費增長。且由於風電光伏對天氣依賴性和發電不穩定性帶來的各類上網問題,儲能雖然可以提供解決方案,但成本居高不下,短期內難以實現大規模的儲能配置。因此,短中期讓風電光伏擔任供電主力尚不現實,煤電仍然需要保障持續增長的用電需求。

因此,國內煤電需要做好整體規劃,政府需要嚴格控制新增煤電機組。煤電系統內部,也應繼續推進落後產能淘汰相關工作,關停技術水平落後、難以統一管理的小煤電機組,提高煤電產業整體效率,使煤電行業整體做好利用小時數逐漸降低,由供電主力轉向調峯備份的準備。

中長期而言,建設以清潔能源爲主體的電力供給系統,風電光伏將成爲主力發電方式,但在這一過程中依然需要煤電爲電力系統低碳轉型保駕護航,確保電力系統安全穩定運行。特別是當極端天氣出現或電力需求波動性較大的時段,煤電能夠作爲備份提供大量穩定可靠的高品質電力,保障正常生產和生活,降低電網調度調整成本,同時也能實現煤電機組的“沉沒”成本的有效利用。未來隨着風電光伏大規模接入,容量電價機制逐漸成熟,煤電靈活性改造鋪展開來,煤電職能將從主力供電逐漸轉向備份和輔助服務,繼續擔任電力系統安全穩定可靠供應的後盾。目前實現中長期煤電職能轉型雖然有可選路徑,但也存在亟待解決的問題,煤電的退出不會一蹴而就,更可能是整體年發電小時數逐漸降低,盈利方式由電量電價逐漸轉向容量電價。

煤電在碳中和進程中的職能改變面臨的困難和挑戰

技術方面是碳中和進程中煤電職能轉換將面對的重要問題。大多數煤電機組的啓停、改變參數都是一個複雜、高代價且時間跨度較長的過程。低負荷與變參數運行將會給燃燒室穩定燃燒和汽輪機穩定運轉帶來挑戰,需要從設備硬件改造和控制系統軟件改造雙管齊下,對技術水平較低的煤電機組進行靈活性改造,使其能夠擔任備份和輔助服務的角色,用以對沖風電光伏帶來的不穩定性和應對極端氣候災難,保障安全穩定供電。

在目前的技術水平下,大小規模煤電機組都有一定的靈活性改造潛力,大容量先進機組本身就具有一定的低負荷運行能力,可以在50%的負荷水平下穩定運行,經過靈活性改造後能進一步降低至40%左右;小容量機組雖然自身低負荷運行能力不足,但經過靈活性改造後可以顯著降低最小穩定運行負荷,調峯能力提升50%以上。總體來說,在技術層面,中國現存煤電機組具備很大的靈活性改造潛力。

成本消納是煤電轉型需要解決的根本性問題。目前中國的大部分火電機組可以接受60%以上的負荷水平不會引起較大額外成本,當然收益會因發電量減少而減少。60萬至100萬等機組能夠有更大的承受範圍,但繼續降低至50%負荷左右將進入深度調峯狀態,機組損耗等額外成本出現,更低的負荷水平將大大提高運行成本。因此,通過技術改造煤電能夠實現調峯調頻等靈活運行方式,但相關成本如果沒有比較好的消納方式,在實際運行中將很難落實。

在現有的技術水平下,煤電機組的運行成本-負荷曲線大致呈U形,由滿負荷開始,一開始的成本下降來自於降負荷減少的投煤,此階段爲基本調峯階段,煤電機組能夠保持穩定運行,電量收益也會隨發電量減少而減少,但電量收益的減少要大於成本的降低,因此對煤電機組來說,沒有調峯補償和容量電價的前提下,此階段整體淨收益也在下降;負荷水平到達50%~60%後,煤電機組將進入深度調峯狀態,此時運行工況將出現變化,機組將開始產生額外的調控成本和損耗折舊成本;隨着負荷進一步下降到20%~30%,機組已經難以維持燃燒室及汽輪機的正常運轉,需要進一步通過投油等輔助方式來維持運行,這將進一步產生額外的使用成本及排放成本。

通過靈活性改造及煤電機組整體利用的供需匹配及合理規劃,可以一定程度上緩解成本消納問題,將深度調峯臨界負荷水平進一步降低,即U形曲線最低點左移,從而讓煤電機組能夠在成本上承受更低的負荷水平,但低利用小時數帶來的不只是電量電價的收益降低,還會帶來機組損耗和整體運行成本的提高,需要政府、電力部門、煤電企業、消費者多方共同努力才能實現成本消納。企業需要開始靈活性改造和清潔性改造,降低靈活性運行的成本;政府需要改革電價,將單一電量電價營收方式轉變爲容量電價、輔助服務收益、碳市場收益等多維綜合性的營收方式;電力部門和政府應當完善輔助服務補償方案,建立並優化容量電價機制和全國碳交易市場,爲煤電企業實現多維營收提供支持。

2020年中國煤電機組總容量1037.5 GW,整體技術水平較高,大規模機組佔比較大。在運機組中,超超臨界機組容量佔比27%,超臨界機組容量佔比28%,可見中國煤電供給中過半來自於先進機組。從容量來看,30萬千瓦以上的大容量先進機組佔總裝機容量超過90%,且機組服役年限普遍不長,平均運行年齡不到12年,60萬千瓦以上的機組平均運行年齡更短,普遍低於10年。大容量先進機組本身即具備一定的靈活性,進一步的靈活性改造也較易推進,單位容量成本相對更低。同時也不能忽視中國現在仍然存在的小鍋爐、散煤機組,由於這些單機組容量較小,技術水平低,排放因子高,且難以改造或者改造成本相對較高,應該是未來首先關停的對象。

在碳中和進程中,需要儘可能合理規劃區域性煤電機組配置,最大化利用現有高技術水平大容量機組,推進機組靈活性改造進程,將現存的大量煤電機組容量轉化爲能夠滿足調峯及備份需求的靈活電源容量,保證煤電機組運行小時數的逐年穩步下降,助推煤電身份的轉變。同時進一步落實小鍋爐淘汰和散煤整治等相關政策及計劃,保證煤電能夠提供穩定電力的同時,提高整體技術水平和清潔性,更新內部結構,降低整體運行成本,爲最終的電力系統深度脫碳做準備。

煤電靈活性改造潛力從層級上可以分爲資源潛力、技術潛力、經濟潛力與市場潛力。資源潛力爲已有及在建火電機組能提供最大可能調節容量;技術潛力爲根據各火電機組的特徵和現有技術條件能夠提供的調節容量增量;經濟潛力爲根據各類補償標準、具備經濟性的調節容量增量;市場潛力爲在各類市場容量,特別是調峯輔助服務市場容量下可以支撐的調節容量增量。前文內容已經體現出中國煤電靈活性改造具有巨大的資源潛力和技術潛力,在經濟潛力和市場潛力方面目前也一直在向好發展。

目前國內很多地區都已出臺了針對煤電參與深度調峯和輔助服務市場的相應補貼政策,且隨着政策試點時間越來越長,其合理性也不斷得到優化。東北地區走在全國火電靈活性改造市場機制優化的前列,近年來東北地區煤電機組調峯輔助服務費用逐年上漲,到2019年總規模已超過30億元。具體到電站,根據機組情況和需求側情況,機組能夠得到的調峯及輔助服務補償費也能夠達到0.4~1元/千瓦時不等,相較於常規發電的電量電價,已經能夠很好地滿足火電營收需求。

現有外部技術與煤電職能轉變的關係和比較

除了靈活性改造和容量電價、輔助服務補償等系統內部轉型措施外,一些外部技術的加入也能爲煤電在碳中和背景下的發展帶來新的可能和出路。CCUS(碳捕集、利用和封存)技術近年來已經逐漸由實驗室和試點工程走向大規模商業化應用,根據相關報告中的數據,2019年中國共有18個捕集項目在運行,二氧化碳捕集量約170萬噸;12個地質利用項目運行中,地質利用量約100萬噸,化工利用量約25萬噸,生物利用量約6萬噸。CCUS技術能夠從根本上解決煤電的排放問題,幫助煤電擺脫碳排放目標的約束。

目前CCUS相關技術逐漸成熟,單位成本也在逐漸下降至能夠大規模商業化部署的水平,目前在運碳捕集項目的成本水平已經能夠低至200~300元/噸。但現在CCUS產業的主要問題是國內乃至全球都缺少成型的規模產業鏈和相應的扶持政策,因爲產業鏈不順暢而產生的自身成本之外的額外成本無法支持CCUS的大規模商業運用。煤電企業在進行自身靈活性改造的同時也可以同時關注CCUS相關技術的發展,煤電+CCUS的源匯匹配思路也能夠幫助煤電在未來清潔能源爲主的電力系統中保留一席之地。

儲能同CCUS一樣也是可以在未來以清潔能源爲主體的電力結構中起到重要作用的技術。除了配合分佈式能源發展,儲能也可以保障電力安全穩定運行。目前相比於煤電在備份調峯上仍然缺乏競爭力,同煤電機組靈活性改造的作用機制類似,通過在發電、輸配、需求側配置儲能可以有效解決風光的不穩定性,也能起到電網的調峯備份作用。從目前技術看,未來具有大規模應用潛力的儲能技術類型主要是電化學儲能。目前儲能總裝機僅不到40GW,佔比約爲電力總裝機的2%,其中超過98%都是抽水蓄能。如果想要通過配置儲能的方式幫助可再生能源大規模上網,需要新建龐大的儲能設施,如果煤電機組成本已經“沉沒”,相比於對現存煤電機組的靈活性改造和運行成本,新建儲能系統是否具有經濟性優勢?

總之,火電(煤電)爲中國經濟快速增長立下了汗馬功勞。建立清潔能源爲主體的電力系統是既定目標,會產生大量碳排放的煤電必須逐步退出。由於政府和公衆對安全穩定和保障供應的考慮,煤電退出的基本形式不是大規模“退役”,更可能是整體利用小時數逐漸降低,因此需要爲此做好相應的技術和價格機制的準備。CCUS技術的突破,在很大程度上決定了未來煤電規模和利用小時。

未來各級政府及相關部門和企業應該嚴格控制新建煤電機組,近年來整體煤電利用小時數只有4000多小時,且逐年走低,說明煤電產能足夠,應該採用其他方式解決局部地區的供應偏緊和短暫缺電而非新建煤電機組。畢竟煤電整體利用小時數逐漸降低是個大趨勢,新建煤電既無必要,也對投資者沒有好處。

林伯強(作者系嘉庚創新實驗室研究員、廈門大學中國能源政策研究院院長)

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