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二、电力行业碳排放提早达峰，“十四五”是关键 （一）电力行业碳排放空间预算 2015年由近200个国家参与的巴黎气候大会通过了《巴黎协定》，旨在控制全球平均气温升幅在2摄氏度以内，争取控制在1.5摄氏度以内，来应对能源与气候危机。此次我国提出2030年前实现碳排放达峰，2060年前实现碳中和，这对碳排放主要部门的电力行业来说无疑是一个巨大挑战，电力行业应在2025年左右提前实现碳排放达峰，才能确保2030年前碳排放达峰的实现。我国要实现低于2摄氏度的目标，需要控制2011～2050年期间累积二氧化碳排放量在2800亿～4000亿吨内。能源相关行业二氧化碳排放量占全国碳排放总量的比例一般在75%左右，在加速电气化的情况下，估算2020～2050年电力行业碳排放空间在600亿～900亿吨。 为实现我国电力行业2025年左右实现碳排放达峰，按照前文估算出的电力行业二氧化碳排放预算空间，设定基准情景、高碳情景和低碳情景来分析电力行业年度碳排放空间。 基准情景下我国电力行业二氧化碳排放预算为690亿吨，煤电行业的碳排放在2025年达到峰值45亿吨，2050年后实现净零排放，年排放估算如图1所示。 高碳情景下我国电力行业二氧化碳排放预算为900亿吨，煤电行业的碳排放在2025年为46.2亿吨，并将在2027年左右达到峰值47.1亿吨，2055年后煤电实现净零排放，年排放估算如图1所示。 低碳情景下中国煤电部门二氧化碳排放预算为560亿吨，煤电行业的碳排放在2023年达到峰值44亿吨，在2025年降为43.2亿吨，2045年后实现净零排放，年排放估算如图1所示。 图1 2020～2050年电力行业二氧化碳排放量
（二）“十四五”电力需求预测 若电力行业在2025年提早实现碳排放达峰，首先应确定“十四五”期间电力需求情况。新基建可以对冲新冠肺炎疫情对经济发展与电力消费的抑制作用，对电力消费拉动作用巨大。为实现2060年碳中和目标，我国积极推进电气化来降低一次能源利用。虽然新基建和电气化对电力消费有巨大的拉动作用，但规模有限。新基建的拉动作用从整体来看是优化经济产业结构，拉动作用并不会那么夸张，是一个长周期性、引领性的拉动。而电能替代和提升电气化率则会在短期内拉高用电需求，把未来终端消费要转为用电的部分能源需求提前释放或实现，因此从中长期来看并不会改变电力需求增速稳步放缓的大趋势。从人均GDP和人均电力消费的变化情况来看，2025年人均用电量可达6000～6200千瓦时/人，结合2025年人口14.2亿的预估，预计全社会用电量约为8.5～8.9万亿千瓦时，考虑能效技术进步、终端电气化提高等情况，“十四五”期间的年均增速约为3%～4%。 （三）碳排放情境下电力规划情景 在满足8.9万亿千瓦时的高电力需求前提下，对三种碳排放情景所对应电力供给进行设定：1.高碳情景：考虑到“十四五”期间煤电仍为提供电力供应的主力军，除正常机组退役淘汰以外，计划内的煤电项目继续新建。可再生能源装机保持匀速发展，2025年非化石能源装机占比50.5%；2.基准情景：根据“电改9号文”和“能源安全新战略”等，考虑“十四五”期间将引入现货市场、推动跨省区电力交易和实现可再生能源平价上网，不再新核准建设煤电项目，只续建“十三五”期间停缓建的项目，2025年非化石能源装机占比52.7%；3.低碳情景：为履行《巴黎协定》低于2摄氏度气候变化目标，电力行业在“十四五”期间进一步压缩煤炭消费，不再建设煤电项目，进一步优化跨省区电力调度，大力强化能源效率，2025年非化石能源装机占比达55.3%，详见表3。 在满足“十四五”期间电力需求、各类型资源可开发潜力、可再生能源发电竞争力、可调动的需求响应规模、系统灵活性及非化石能源发展目标等约束下，采用规划模型测算三种电力发展情景中2025年全国电源装机规模及发电量如下表3。三种电力发展情景中，2025年全国电源装机规模分别为27.28亿千瓦、27.71亿千瓦和27.75亿千瓦，非化石能源发电装机比重分别为50.5%、52.7%和55.3%，非化石能源发电量比重分别为41.2%、43.1%和45.3%，二氧化碳排放量分别为46.2亿吨、45亿吨和43.2亿吨。 表3 2025年全国电源装机规模及发电量
从全国整体煤电装机规模来看，假设“十四五”期间继续新增1亿千瓦煤电装机，正常退役3300万千瓦，则2025年煤电装机规模约为11.5亿千瓦。这是不考虑政策干预和需求响应削峰的基准结果，根据前文对“十四五”期间电力供需分析，在高需求（8.9万亿千瓦时）情况下三种电力供应模拟基本满足用电需求，且煤电年利用小时数保持在4068～4167小时（高于4000小时）区间，基准和低碳情景在可接受范围，高碳情境下12亿千瓦煤电装机产能过剩严重，且拖延电力行业碳排放达峰时间。在当前输电线路通道能力约束下，考虑需求响应削峰及系统可靠性，全国2025年煤电装机合理规模应保持在10.6～10.8亿千瓦左右，若需求响应削峰规模达不到预期目标（只形成最高用电负荷3%的需求响应规模），则煤电合理规模应保持在10.6～11.5亿千瓦（11.5亿千瓦中0.5亿千瓦为战略备用机组）。 三、“十四五”加速电力脱碳的路径：供给侧改革与市场化协同 截至2019年底，全国煤电装机10.4亿千瓦，占全国总装机比重达51.7%；2019年煤电发电量4.56万亿千瓦时，占全国发电量比重达63%。如此看来，在目前我国煤电碳减排潜力见底的形势下，“十四五”期间如何正确引导煤电定位、煤电退出是决定我国电力行业碳排放达峰的关键。 （一）严控煤电规模 2020年2月国家能源局发布的2023年煤电规划建设风险预警结果中，国内29个省份中仅3个省的煤电装机预警为红色。严控煤电规模，顺应新基建的清洁高效发展方向，为提升可再生能源消纳创造空间。我国目前各开发阶段（在建、缓建、停建、封存、核准、核准前开发和宣布）煤电项目的容量共计4.13亿千瓦。如若不加以控制，“十四五”期间煤电规模可达到14亿千瓦，不仅造成未来煤电产能进一步过剩，搁浅资产规模进一步扩大，还会推迟我国电力行业碳排放达峰。如若实现“十四五”期间电力行业碳排放达峰，煤电合理规模应严控在11亿千瓦以内。确保“十四五”期间煤电装机达峰、发电量达峰和碳排放达峰，并尽可能降低其峰值水平，是确保能源系统2060年实现碳中和的关键。 （二）优化煤电存量机组 优化煤电存量机组是实现我国煤电清洁高效发展的重要举措。节能减排改造、“上大压小”、淘汰落后机组仍是建立清洁高效煤电体系的关键路径。 2019年底我国共有8.9亿千瓦煤电机组实现了超低排放，占全部煤电机组的85%。“十四五”期间继续推进剩余具备条件的煤电机组超低排放和节能改造，对于不具备条件的煤电机组适当采取“上大压小”的方式进行替代，进一步降低煤电平均供电煤耗。 在保证电力、热力供应安全的前提下，继续淘汰关停排放、能效不达标的落后煤电机组。引导非供热亚临界煤电机组优先退出，控制煤电规模在11亿千瓦以内。 （三）推动煤电区域性功能定位调整 由于我国区域性资源和负荷差异较大，风电、光伏发电资源主要集中在东北、西北，水电资源主要集中在西南，而负荷主要集中在华北、华中、华南和华东等地区。针对区域性差异，煤电要从电量型电源向电力电量型电源转变，充分发挥自身基础电源的优势，保证电力安全的同时，通过提供灵活性服务来提升新能源消纳。 东北、西北、西南等新能源资源丰富的省份需要大规模、低成本储能技术商业化应用解决新能源电力可信容量不足的问题，引导原本充当尖峰负荷的煤电机组退出。华北、华南、华中等负荷较高、新能源发展潜力较大的省份，需要通过大力发展新能源和煤电灵活性改造，引导煤电由充当腰荷资源向充当尖峰负荷资源转变。华中、华东等负荷较大且煤电体量较大的省份，需要通过加强需求侧管理、重视储能、推进煤电灵活性改造等措施，引导煤电由充当基荷资源向充当腰荷资源转变。将煤电增量重点放在西部，支撑可再生能源外送；中部省市要加强对本地电力供应结构的优化，明确电源、负荷、储能等不同电力资源的系统功能定位；只有在出现基荷电力不足趋势的情况下，才可适度新建煤电。 面对未来高比例可再生能源并网，提升系统灵活性将成为“十四五”及中长期煤电发展的关键词，尤其是在电力市场竞争环境下，不具备发电成本优势的煤电机组需要提供灵活性辅助服务来获得更多的收益。引导煤电功能定位调整不仅可以改善煤电的利用效率，化解煤电生存困难的窘境，还可以提升可再生能源的消纳。从而可再生能源将逐步替代煤电在电力供给中的主导地位，以实现电力行业碳排放达峰，甚至碳中和的目标。 （四）碳市场和电力市场耦合，助力煤电退出 由于煤电技术进步和结构优化空间受限，加之可再生能源发电即将实现平价上网，继续采取行政导向的煤电退出效果将触底。在电力市场化改革加速推进的背景下，如要进一步有效控制电力行业碳排放，工作重心应转移到市场机制设计与配套政策完善上。 为实现碳排放达峰和碳中和目标，未来在电力市场基础上引入碳市场。充分发挥现货市场竞价规则的作用，碳市场将提升煤电发电成本，从而倒逼落后的低效煤电机组的竞争性淘汰。考虑碳排放成本时，燃煤机组出力有所减少，燃气机组出力有所增加。而水电机组出力调整快，套利能力强，基本不受影响。在电力系统调峰能力足够的基础上，风电和光伏出力也不会受到太大影响，储能设备一般在电价较低的低谷时充电，在电价较高的高峰时放电，两者的差额减小，其通过充放电的套利行为也将有所减少。碳市场和电力市场耦合下会拉高边际出清机组报价，这样也会发出价格信号，吸引更丰富的需求响应、储能等灵活性资源进入市场，系统发电的碳排放总量将不断减少，最终以市场为驱动力实现脱碳。接下来需要进一步完善省间交易机制，打破僵化的利益分配格局，做大跨区输电的 “盘子”，实现在更大范围内的资源调配与电力互济。 （编辑：逍遥客） |
