【内附音频】中国电力行业碳达峰、碳中和路径研究
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2020年9月22日，中国首次在第七十五届联合国大会一般性辩论会宣布：中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。至2021年4月22日的领导人气候峰会，中国至少在9次国际会议、国内3次会议与视察福建讲话先后阐述了碳达峰与碳中和的目标、意义、政策、措施、行动等内容，受到国内外的广泛关注。
CO2排放的最大来源是化石能源的燃烧，据《世界能源统计年鉴2020》,中国煤炭、石油、天然气消费量分别占世界总量51.7%、14.5%、7.8%,可见中国控制CO2排放，首当其冲的是要控制煤炭消费。中国煤炭约一半用于燃烧发电，2018年中国火电(约90%是煤电)的CO2排放量占全国总排放量的43%,是CO2排放的最大单一来源。减少电力行业的煤炭消费确实是减少CO2排放的有效手段，但中国富煤贫油少气的资源禀赋,使得电力行业很难离开煤炭。针对碳达峰、碳中和约束下电力行业的发展路径，各种观点分歧很大，有的提出加快燃煤电厂退出，煤电清零;有的提出煤炭开发的绿色转型,因地制宜推进区域能源革命。随着经济社会的发展，电力行业面临着增加供应和减少碳排放的双重挑战，有必要从中国的国情出发，结合技术可靠性、减碳效果、成本等，探讨能够提供安全、环境友好、社会可承受的电力行业的发展路径。
1.2 电力行业碳达峰、碳中和的概念
1.3 电力行业碳达峰、碳中和的实现路径
世界各国由于资源禀赋、技术水平、经济水平、地域范围等各不相同，因此不同国家电力行业碳达峰、碳中和的路径也各不相同。需要指出的是发达国家的碳达峰过程一般都是经济社会发展的自然过程，如英国1973年就已实现碳达峰，法国、德国、瑞典1978年实现碳达峰，美国2007年实现碳达峰，这些早已实现碳达峰的国家，其共同点是早已完成工业化，进入了后工业化时代或信息时代，经济增长已不依赖能源消费的增长，电力装机容量或发电量多年维持在相对稳定的水平。
实现碳中和，促进低碳发展转型的各种国际规则、行业准则及企业标准层出不穷。世界范围内力推实现1.5℃温升控制目标，到21世纪中叶全球实现碳中和的呼声日益强烈。欧盟提出“欧洲绿色新政”,宣布2050年实现净零排放，成为首个碳中和欧洲大陆。全球已有121个国家提出2050年实现碳中和的目标和愿景，其中包括英国、新西兰等发达国家以及智利、埃塞俄比亚、大部分小岛屿国家等发展中国家。不少国家和城市也提出2030—2050年期间实现100%可再生能源目标，提出煤炭和煤电退出以及淘汰燃油汽车的时间表，并有114个国家表示将强化和更新国家自主贡献(National Determined Contributions, NDC)目标。
从表1中可以看出，化石能源电力，即煤电、石油和气电均为高碳排放电源(简称“高碳电源”),其中以煤电为最高，而其余所有的8种电源，均是低碳排放电源(简称“低碳电源”)。从各种电源的CO2排放强度可以看出，降低CO2的最简单方法就是大力发展低碳电源，抛弃高碳电源。如2019年11月新西兰通过《零碳法案》,2035年实现100%可再生能源发电。2020年7月，德国联邦议会通过了《燃煤电厂淘汰法案》,最迟到2038年年底，完全淘汰煤炭发电能力。
其次是燃煤发电的燃料替代，如用低碳、零碳燃料替代煤炭，欧洲有不少国家利用天然气、秸杆替代燃煤发电，如英国最大的燃煤电厂Drax拥有6台660MW机组，其中4台机组全部改燃生物质燃料，另外2台改烧天然气。美国则大量使用页岩气替代燃煤发电。
再次是燃煤电厂的CO2捕集利用，可分为燃烧前捕集、富氧燃烧和燃烧后捕集。从现阶段来看，燃烧前捕集技术主要是应用于整体煤气化联合循环(Intergrated Gasification Combined Cycle, IGCC)电厂，已有大规模工业应用的成功案例，但由于该技术工艺复杂，投资成本高，与现有工艺兼容性差，不适用于对现有工艺设备的改造，导致其发展较为缓慢。富氧燃烧仍处于中试验证阶段，没有商业规模项目开始实施建设，大型空分装置的高投资和高能耗，以及系统升压-降压-升压过程中的不可逆损失较大，是制约富氧燃烧技术成本降低的主要因素。燃烧后捕集技术是目前相对成熟的碳捕集技术，是现阶段实现CO2大规模捕集的重要途径，其主要研究方向是提高效率，降低运行成本。
2.1 中国与发达国家电力行业碳达峰、碳中和的路径异同
发达国家碳达峰是经济社会发展的自然过程，碳达峰时经济发展已度过工业化阶段，进入了后工业化阶段或信息化阶段，经济发展已不依赖能源消费的增长，电力长期处于相对稳定的状态，因此其碳中和主要是在保持现有电力供应的基础上，尽可能减少CO2排放。
中国GDP总量居全球第二，但人均GDP刚刚超过1万美元，2019年中国人均GDP仅占美国的16%,2020年末才消除贫困。中国2019年的人均GDP仅是16个国家碳达峰时人均GDP平均值的18.6%,中国计划在2035年左右基本实现代化，人均GDP达到中等发达国家水平。
中国目前尚未完成工业化，GDP的增长仍依赖能源消费的增长，因此中国电力行业的碳中和不仅要减少CO2排放，而且要满足电力需求的持续增长。据解振华等人的研究预测，中国全社会用电量将从2020年的7.5亿(kW·h)增长到2050年的11.91～14.27亿(kW·h),增长率高达58.8%～90.3%。可见，中国电力行业碳中和的难度要远高于任何发达国家。
中国电力行业碳中和的另一难度在于中国的资源禀赋，据《中国矿产资源报告2019》的数据测算，中国已查明的化石能源储量中煤炭、石油、天然气分别占99%、0.4%、0.6%,因此欧美国家普遍采用的用天然气、页岩气等替代燃煤发电，在中国是行不通的。尽管中国目前的燃气电厂比例很低，但2019年中国天然气的进口依存度43%,石油的进口依存度则高达71%,远超国际公认的安全警戒线。可见，在中国完全淘汰燃煤电厂是不现实的。
2.2 以节能与掺烧为引领，保留火电机组装机不少于8亿kW
2.2.1 实施煤电节能改造，降低单位煤电发电量的碳排放
2014年9月发展改革委、环境保护部、能源局印发了《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》,与节能改造前的2013年相比，2019年全国火电行业平均供电煤耗从321g/(kW·h)降低到306.4g/(kW·h),下降14.6g/(kW·h),相当于2019年节约标煤7368万t,仅此就可减少CO2排放近2亿t。
2019年全国火电机组容量118957万kW,其中燃煤发电104063万kW(占87.5%),燃气发电9024万kW,生物质发电2361万kW,余温、余压、余气发电3272万kW,燃油发电175万kW。
60万kW及以上的大机组容量占比为45.0%;30～60万kW等级的机组容量占比35.4%,其中亚临界机组约3.5亿kW,近1000台，容量占比超过30%;单机容量小于30万kW的老小机组容量占比19.6%。这说明全国火电装机容量中近一半的是效率低、煤耗高、性能差的亚临界及以下参数的机组和热电联产小机组，如表2所示。
在实现碳中和过程中，国家应出台政策首先淘汰关停效率低、煤耗高、役龄长的落后老小机组。2019年的统计数据表明，小于10万kW的小机组容量11657.8万kW,占火电总容量的9.8%,年利用小时数4431h, 比全国火电机组的平均利用小时4365h高出66h,小于30万kW的机组容量超过2.3亿kW,应逐一分析这些机组的实际情况，该淘汰的坚决淘汰；其次应该对占煤电容量30%的近1000台亚临界机组进行升级改造。将亚临界机组的效率和煤耗提升到超超临界的水平，以大幅度地降低其煤耗，同时大力改善其低负荷调节的灵活性，以大大提高其消纳风电和光伏发电量的能力，尤其是亚临界机组均是汽包锅炉，具有良好的水动力学的稳定性，因而更加适应电网的负荷调节。徐州华润电厂于2019年7月完成了对32万kW亚临界燃煤机组的改造，额定负荷下的供电煤耗从改造前的318g/(kW·h)降低到282g/(kW·h),每度电降低标准煤耗36g, 按年利用小时4500h计，相当于每年节约标煤5.2万t, 减少CO2排放约14万t。改造后机组不但具有稳定的100%～20%范围内的调峰调频性能，而且在19.39%的低负荷下仍然实现了超低排放，达到了大幅降低煤耗，显著提高灵活性的目标。
2020年12月并网发电的安徽平山电厂二期工程设计供电煤耗251g/(kW·h),厂用电率按5%考虑，发电煤耗仅为238.45g/(kW·h),折算单位发电量的CO2排放量为643.8g/(kW·h),介于IPCC公布的油电与气电CO2排放强度之间。
2.2.2 掺烧非煤燃料，进一步降低煤电碳排放
煤电的另一个低碳发展的方向是煤与生物质、污泥、生活垃圾等耦合混烧。煤与生物质耦合混烧发电主要的突出优点是：利用固体生物质燃料部分或全部代替煤炭，显著降低原有燃煤电厂的CO2排放量；利用大容量高参数燃煤发电机组发电效率高的优势，大幅度提高生物质发电效率，节约生物质燃料资源；利用已有的燃煤发电机组设备，只对燃料制备系统和锅炉燃烧设备进行必要的改造，可以大大降低生物质发电的投资成本；参与混烧的生物质燃料比例可调节范围大(通常为5%～20%),调节的灵活性强，对生物质燃料供应链的波动性变化有很强的适应性。
燃煤电厂掺烧生物质燃料，在国内外均有成熟经验。掺烧污水处理厂污泥，在国内也有不少电厂投运，如广东深圳某电厂300MW燃煤机组、江苏常熟某电厂600MW燃煤机组、江苏常州某电厂600MW燃煤机组。掺烧生活垃圾的主要是循环流化床锅炉的燃煤电厂，也有先将垃圾气化再掺入煤粉炉燃烧的电厂。
2.2.3 碳中和时中国火电机组的保留规模
2020年12月到2021年1月自湖南省通知有序用电之后，浙江、江西、陕西等多地都发出了限电的通知，全国多地出现拉闸限电。2021年1月7日当天晚高峰创出了全社会用电高点，达到了11.89亿kW,全国的发电装机容量为22亿kW,为何不能保证11.89亿kW的用电负荷呢?这就需要区分发电装机容量与保供装机容量。
2020年底中国发电装机容量达到22亿kW,但并不意味着这些机组能够同时发电。2021年1月7日11.89亿kW的用电负荷高峰出现在晚上，太阳能就是光伏发电没有出力。刚好1月7日全国大面积没有什么风，风力发电的装机出力大概10%左右，全国5.3亿kW风电和光伏的总装机，有5亿kW没有出上力。冬季又是枯水期，我国3.7亿kW水电的装机容量在用电高峰时超过2亿kW没有出上力。另外，冬季是天然气的用气高峰，中国1亿kW左右的天然气发电装机，有一半左右也没有出上力。加上发电机组停机检修、区域布局等问题，造成冬季缺电就显而易见了。
2060年前中国争取实现碳中和，电力行业首当其冲，需要大力发展可再生能源，但可再生能源不可控，不能作为保供电源。能够作为保供电源的主要是火电、水电、核电、储能(含抽水蓄能)。火电包括燃煤发电、燃气发电、燃油发电、生物质发电等，是最可靠的保供电源。
2020年中国的水电装机容量3.7亿kW(含抽水蓄能3149万kW),容易开发的水电资源已开发完毕，据报道中国的水电开发极限是4.32亿kW。2020年中国的核电装机容量0.5亿kW,核电由于核安全问题，选址极其困难，加上核燃料资源的限制，不可能大规模发展，预计可发展到2亿kW。
2020年中国建成投运的储能项目累计装机规模3560万kW,其中抽水蓄能3149万kW。2021年4月19日，国家能源局印发《2021年能源工作指导意见》,明确提出开展全国新一轮抽水蓄能中长期规划，稳步有序推进储能项目试验示范。在所有储能方式中，抽水蓄能经过了几十年的工程实践检验，技术最为成熟，也最具经济性，具有大规模开发潜力，但选址较为困难。
与抽水蓄能相比，其他储能项目规模都比较小，且有潜在的安全风险。储能项目都是将电能的再次转化，如抽水蓄能是将电能转化为机械能，机械能再转化为电能；化学储能是将电能转化为化学能，再将化学能转化为电能等等，在转换过程中会有大量的能源损耗。考虑到中国大规模开发风电与光伏发电，预计储能项目需新增2亿kW。
考虑到将来极端天气会更多，仍以用电负荷高峰出现在冬季晚间为例，储能、核电的出力能力均取1,水电的出力能力取0.5,计算可得储能、核电、水电的同时发电能力为6.16亿kW。
保留火电机组装机8亿kW,出力能力取0.85,用电高峰时发电能力6.8亿kW。这样，用电高峰时顶得上的发电能力为12.96亿kW,基本可以保证电力供应。
2.3 以低碳能源为关键，大力发展风电与光伏发电
从表1中可以看出，国内外有商业应用的低碳能源有8种，中国的水电资源开发程度已经很高，核电选址较为困难，生物质发电规模已近2500万kW,多余生物质燃料可掺烧到现有燃煤电厂，能够发电的地热资源非常有限，潮汐能发电早有建成的示范项目，但一直未能推广，因此，现在能够大规模发展以至于取代化石能源电力，取代煤电的就是可再生能源电力的风电和太阳能发电这两种电源。
近10多年来中国的风电与太阳能发电均取得快速发展，如图2所示。从图2可以看出，中国风能发电装机从2009年的1613万kW增长到2019年28153万kW,太阳能发电装机从2009年的2万kW增长到2019年25343万kW。
2020年12月12日，中国在气候雄心峰会上进一步宣布：到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿m3,风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿kW以上。
为了满足全社会的用电需要，碳中和时中国非水可再生能源的发展预计将达到50亿kW,主要是风电与太阳能发电，会有少量的地热发电及潮汐能发电。
2.4 以储能与碳捕集为补充，保障电力系统稳定
为减少弃风、弃光、弃水现象，保障电力系统稳定，发展储能项目是非常必要的，但储能项目不仅投资较大，而且本身消耗电能，如抽水蓄能是效率较高的储能方式，能源转换效率仅有75%左右，因此国家必须出台相关政策，推动储能项目的建设。
碳捕集工程，包括碳捕集和封存(CCS)、碳捕集和利用(CCU)以及碳捕集、利用和封存(CCUS)。碳捕集工程不仅投资大、运行费用高，而且面临高耗能、高风险等问题。使用CCUS单位(kW·h)发电能耗增加14%～25%,导致能耗需求量大幅增加；CCUS各个环节成本高昂，导致CCUS难以发展应用；并且不论哪种方式封存CO2都存在泄漏风险，会造成难以评估的环境风险。但是，CCUS仍是碳减排潜在的重要技术，中国政府高度重视，在一系列国家规划与方案中将CCUS列为缓解气候变化的重要技术。
2021年1月国内最大规模15万t/a CO2捕集和封存全流程示范工程在国家能源集团国华锦界电厂建成。
因此，降低碳捕集，利用和封存(CCUS)的成本、能耗及风险任重道远，在没有重大的技术突破以前，显然不宜推广应用。即使CCUS技术有所突破，也需要政府持续推进。
3.1 火电行业碳达峰时CO2排放量
2018年火电行业排放的CO2占全国排放总量的43%,约43亿t。2021年4月22日，中国在领导人气候峰会上指出：中国将严控煤电项目，“十四五”时期严控煤炭消费增长、“十五五”时期逐步减少煤炭消费量。可以看出，2030年前煤电装机容量还是会增长的，全国煤碳消费量会有所减少，但电煤消费量会有所增加，需要大力推进“以电代煤”,提高电气化水平。
预计火电行业碳达峰时CO2排放量会在2018年的基础上增长15%左右，约47亿t。
3.2 火电行业碳中和时CO2允许排放量
据Pierre Friedlingstein等人的研究,2009—2018年全球每年化石燃料排放的CO2介于330～370亿t之间，平均约350亿t, 全球碳循环后每年造成大气中CO2增加约180亿t, 即全球每年化石燃料排放CO2约170亿t时，就可实现全球碳中和。中国人口数占世界人口总数的18.5%,如果不考虑共同但有区别的责任，按全球人均CO2排放来考虑，中国碳中和时可排放CO2约31.45亿t, 比2018年排放的100.3亿t减少68.85亿t。
2018年中国火电行业排放的CO2占全国排放总量的43%,不考虑碳中和实现时煤炭基本上均用来发电，其他工业行业的CO2排放占比会有所下降，火电行业应该上升的因素，火电行业可以排放CO2约13.5亿t, 电力行业的CO2排放指标应超过该限值。
3.3 电力行业碳中和时CO2预测排放量
依据前面的分析，在现有能源资源、技术水平及安全需求基础上，碳中和时中国电力行业的发电装机构成、发电量及CO2排放量测算如表3所示。风电与太阳能各按25亿kW计，考虑到技术进步，除燃煤发电外，CO2排放强度均按表1中数值的0.8倍计算，全国煤电机组按发电煤耗281g/(kW·h)、供电煤耗295g/(kW·h)计，全国生物质量按折算1.07亿t标准煤计，折算其装机容量及发电量，1t标煤燃烧后排放2.7t的CO2。
从表3中可以看出，碳中和时，全国发电装机容量高达64.3亿kW,其中非化石能源发电装机容量58亿kW,占比90.2%;煤电装机容量5.3亿kW,占比8.2%;包括生物质与余热、余压、余气在内的火电装机容量8亿kW,占比12.4%。从发电量来看，碳中和时，全国发电量近13万亿(kW·h),其中非化石能源发电量占比85.3%。
全国电力行业排放CO2量15.21亿t, 其中火电行业排放13.18亿t, 占全国可排放总量31.45亿t的41.9%,小于目前的占比水平43%。可见，如果能够实现上述目标，电力行业作出的贡献是相当巨大的。
(1)碳达峰包括达峰时间与峰值，碳中和不是CO2零排放，中国碳达峰时火电行业排放的CO2量约47亿t, 碳中和时火电行业允许排放CO2量约13.5亿t。
(2)中国电力行业的发展路径应贯彻以节能与掺烧为引领，保留火电机组不少于8亿kW;以低碳能源为关键，大力发展风电与光伏发电；以储能与碳捕集为补充，保障电力系统稳定等3条重要举措。
(3)碳中和时中国电力装机容量预计可达64.3亿kW(不包括储能容量),非化石能源发电装机容量占比90.2%,发电量占比85.3%。电力行业排放CO2将从超过47亿t下降至15.21亿t, 其中火电行业排放13.18亿t。