实现碳达峰需电力先行 预计2050年电力行业可减少用煤21亿吨
“我国电力系统转型过程中，克服其巨大体量带来的惯性是一大挑战。”中国能源研究会学术顾问、国家发改委能源研究所原所长周大地表示，过去30年，中国电力系统一直保持高速增长，目前在电力装机、发电总量、电力输送系统建设和规模以及常规发电技术、电网运行技术和可靠性等方面均位居世界前列。
他坦言，要从这种大规模集中型、以化石燃料为基础的电力系统转化成低碳电力系统，过去的很多优势在某种程度上也成为一种阻力。
“好的方面是，目前我国在核电、水电、新能源发电技术和装机以及新能源消纳等方面，均处于国际先进地位。特别是光伏、储能电池等技术已处于世界最前列，可以说正在引领新能源发展。”周大地说，由于光伏、风电及储能系统的技术快速进步和大规模制造能力的提升，我国具备了低碳转型的巨大潜力。
周大地表示，全国电力装机容量近23亿千瓦，其中可再生能源发电装机占比超过40%。中国实现碳达峰，需要电力先行。今后能源系统实现碳中和，必须要建立以新能源为核心的新型电力系统，加快非化石能源电力发展速度。
能源基金会低碳转型项目主任、战略规划主任傅莎表示，在碳中和情景下，到2050年，电力行业实现低碳转型预计可减少用煤21亿吨。
傅莎对上述判断作出分析：从需求端来讲，由于工艺、交通、建筑等行业加速电气化，预计实现碳中和情景下，估算2050年用电量在12.3-14.3万亿千瓦时。从供应端来讲，电力结构以可再生能源为主，核电逐步成为基荷电源，预计至2050年煤电整体装机容量将小于10%，主要用于电网调峰使用，并应用CCUS（碳捕获、利用与封存）实现低碳排放。
具体实施路线是怎样的？傅莎指出，“一方面，‘十四五’期间要严控煤电新增。各省市应严控新增产能的核准和审批，部分高效运行机组延寿缓解用电缺口；煤电资产整合，提升发电小时数及机组运行效率。另一方面，需推进落后产能加快退出，重点关注30万千瓦以下包括工业自备电厂以及小型供热、供电机组。”
此外，在加速推进技术孵化方面，傅莎强调，要推进CCUS技术在燃煤电厂的规模化应用。在激发市场活力方面，具体来说：一要提升可再生能源装机比例，因地制宜发展光伏和风电项目；二要全面提升电网灵活性，包括发展电网级储能、源网荷储技术提升就地消纳等；三要推动储能技术突破取得显著成本下降；四要推动电力市场改革，同时完善燃煤电厂碳排放的激励及约束机制。
煤电将由高碳电源向低碳电源转变 工业余热可逐步替代燃煤供热
“在协调保供和减排双重约束下，煤电将由高碳电源向低碳电源转变，由主体基荷电源向调节型电源转变，不同区域煤电转型策略不同。”华北电力大学经济与管理学院教授袁家海提出如上观点。
袁家海表示，8月底以来的大面积限电，凸显了近中期煤电在电力保供中的主力位置。他认为，“十四五”期间煤电有一定发展空间。“2021年煤电升级改造方案目标为：优化产业结构，推动高质量发展，向调峰和供热服务转变；到2025年，全国火电平均供电煤耗降至300克标准煤/千瓦时以下。”
袁家海分析：“在协调保供和减排双重约束下，煤电的转型有三个方向。首先是由高碳电源向低碳电源转变。煤电将发展重点从提供电量电力转向灵活性服务、热电联产供热、耦合新能源发电。”
其次是由主体基荷电源向调节型电源转变。近中期煤电主导地位缓慢弱化，煤电以稳定基荷为前提，从电量型电源转变为电力型电源，逐步实现新能源对煤电发电增量的替代。
最后，是分区域设计煤电转型。由于我国地区间经济社会发展、电力资源禀赋的极大不均衡性，煤电转型还应考虑区域电力发展的差异化特征，制定区域化的煤电转型策略，以保障全国和各区域的电力供应安全和经济平稳发展。
“在能源转型过程中，工业余热可逐步替代燃煤供热，并且这一过程应该是循序渐进的。”清华大学建筑学院建筑节能研究中心教授、博士生导师付林表示。
付林指出，当前，燃煤锅炉和燃煤热电联产在中国北方地区还普遍存在，这会造成北方地区的供热碳排放。改变这一现状关键之一，在于利用电厂余热。
“当前中国清洁供热离‘双碳’目标仍有较大差距，”付林介绍，大量实践表明，电厂余热利用有利于大幅度节能减碳，同时又是确保供热的最佳途径之一。因此，在能源转型过程中，要充分利用工业余热逐步减少城市里的燃煤使用。
在他看来，传统燃煤供热的退出应循序渐进，用大型电厂排放的余热去替代城市里的燃煤锅炉和小热电。要让燃煤锅炉和小热电逐步退出，在城市形成无碳无煤供热。为加快这一进程，他建议进一步明确有关政策机制，并对此加以保障实施。
付林称，利用工业余热是一种既经济又环保的方式，也是易于实施的一种途径。他建议，可先将小机组和燃煤锅炉在十年之内逐步关停，未来在二十年之内将30万千瓦级的电厂机组逐步退出，在此基础上保留60万千瓦和100万千瓦的机组作为季节性调峰，为“双碳”目标作出贡献。
作者丨莫非
