1月24日，中共中央政治局就努力實現碳達峰碳中和目標進行第三十六次集體學習。中共中央總書記習近平在主持學習時發表重要講話并提出:

一是要加大力度規劃建設以大型風光電基地為基礎、以其周邊清潔高效先進節能的煤電為支撐、以穩定安全可靠的特高壓輸變電線路為載體的新能源供給消納體系。

二是要堅決控制化石能源消費，尤其是嚴格合理控制煤炭消費增長，有序減量替代，大力推動煤電節能降碳改造、靈活性改造、供熱改造“三改聯動”。推進先進儲能技術規模化應用。

三是要把促進新能源和清潔能源發展放在更加突出的位置，積極有序發展光能源、硅能源、氫能源、可再生能源。要加快發展有規模有效益的風能、太陽能、生物質能、地熱能、海洋能、氫能等新能源，統籌水電開發和生態保護，積極安全有序發展核電。

（來源：微信公眾號“能研慧道”  作者：袁家海）

事實上，此次會議精神與《關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》（下稱《意見》）和《2030年前碳達峰行動方案》（下稱《方案》）思路一脈相承。

《意見》是黨中央、國務院對碳達峰碳中和工作進行的系統謀劃和總體部署，覆蓋碳達峰、碳中和兩個階段，是管總管長遠的頂層設計，在碳達峰碳中和政策體系中發揮統領作用，是“1+N”中的“1”。

《方案》是碳達峰階段的總體部署，即“1”的“2030版”，在目標、原則、方向等方面與《意見》保持有機銜接的同時，更加聚焦2030年前碳達峰目標相關指標和任務的細化與實化。

緊隨著《意見》和《方案》，國家發展改革委、國家能源局發布了《關于開展全國煤電機組改造升級的通知》（下稱《通知》），對煤電產業“十四五”時期的低碳發展提出了具體工作思路、目標與要求。

在“雙碳”背景下，構建以新能源為主體的新型電力系統，煤電的近、中、遠期該如何定位？如何有序退出以保障“雙碳”目標實現？煤電的清潔、減量發展，需要怎樣的體制機制確保有序轉型？

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碳中和目標下

對煤電長期定位的認識

建立清潔低碳安全高效的現代能源體系，《意見》給出了一個極具雄心的目標——到2060年，非化石能源消費比重達到80%以上。因此，2030年前碳達峰方案中重點任務的第一點即為能源結構的綠色低碳轉型行動；其中第一項，就是推進煤炭消費替代和轉型升級。

80%非化石能源占比目標的實現，一個關鍵在于新能源，另一個重點是電氣化。當前，不同機構的研究均指向了極高的電氣化水平，2060年的終端電氣化率至少要達到70%以上。可以說，新型電力系統是清潔低碳安全高效能源體系的內核，也是未來整個能源體系的主體。

按照非化石能源消費比重達到80%以上的要求，屆時非化石電力供應占比至少需要達到90%以上。那么，碳中和時的新型電力系統中，是否還有煤電的一席之地？

關鍵詞一：“嚴控”

關于煤電長遠定位，主流的觀點有二。

第一種觀點，煤電仍將長期保持一定的裝機規模，以保障電力安全，但其定位為備用安保電源，利用小時數非常低。例如，近期發表在國際知名期刊《焦耳》上的一項最新研究成果，對未來電力結構進行了多情景模擬，其結論是即便達到了80%的電力脫碳目標，我國電力系統仍需保留10億千瓦煤電，利用小時在1000小時。

對這一結論的商榷有二。其一，即便是1萬億千瓦時的煤電發電量，其二氧化碳排放量也在9-10億噸（考慮低負荷時的效率損失因素），如此高數量級的排放水平下幾乎消耗了我國全部森林碳匯空間（10-12億噸），加上難以減排的工業過程和少量不得不用的化石能源（如航空和海運可能難以擺脫常規燃料），狹義的二氧化碳中和也是無望，如果再加上其他非二氧化碳溫室氣體，廣義的溫室氣體中和更是不可能實現。

其二，是新型電力系統的電網系統和電力平衡方式。得到這一結論的前提是繼續實施大基地開發、特高壓和高容量遠距離輸電，和大電網跨區平衡消納為主模式。筆者認為，“西電東送”在2030年前后發展將難以進一步擴展，一是通道走廊空間約束，二是隨著可再生能源成本的進一步降低和分布式技術的發展，就近開發與消納的經濟性將更加凸顯。因此，在新能源就地接入、就地消納將成為主流模式的未來，電力系統靈活資源組合中即便有煤電，其也只會是配角。

關鍵詞二：“削減”

煤電長遠定位的第二個主流觀點，是遠期保留6-8億千瓦的煤電加裝CCUS改造。毫無疑問，CCUS裝置與機組運行方式優化組合，確實可提供可觀的靈活性。

這一觀點值得商榷的地方在于：其一，如此規模的CCUS部署，其改造投資與運行的經濟性如何，尚需進一步的系統研判。當然其經濟性如何很大程度上取決于是否存在大規模經濟地利用捕獲的二氧化碳場景。通過綠氫與二氧化碳制甲醇是目前來看技術可行的選項。尚需系統評估制氫、制甲醇過程中的能源效率損失與全流程成本效益。

另外，甲醇燃燒后的二氧化碳怎么辦？重復捕獲的話，未來可能僅用在捕獲二氧化碳的能源投入就是全社會能源成本的沉重負擔。即便不考慮經濟性和效率損失問題，捕獲的二氧化碳大部分還是要封存。是否有足夠的適宜封存地質結構，以及相應的運輸與封存基礎設施投入也是需要考量的因素。再者,還有捕獲效率問題，即便是85-90%的捕獲率，未捕獲的二氧化碳對于能否保障碳中和目標也是不小的挑戰。

因此，筆者認為2060年煤電去向，為2-3億千瓦的煤電耦合生物質，并加裝碳捕獲裝置（BECCS）。這樣的方案，一是充分考慮了捕獲封存的可行性，二是充分利用了存量煤電裝機的容量價值，三是既避免了專用生物質機組的初始投資，又僅小幅降低摻燒機組的發電效率。最重要的是，經BECCS改造煤電機組，可為實現全經濟體碳中和（甚至溫室氣體中和）保障托底。

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實現碳達峰前

煤電近期發展定位

《意見》中關于煤電的表述為：嚴格控制化石能源消費；加快煤炭減量步伐，“十四五”時期嚴控煤炭消費增長，“十五五”時期逐步減少。統籌煤電發展和保供調峰，嚴控煤電裝機規模，加快現役煤電機組節能升級和靈活性改造；堅決遏制高耗能高排放項目盲目發展，出臺煤電、石化、煤化工等產能控制政策。

《方案》對于煤電的近期發展給出了更加明確的要求：嚴格控制新增煤電項目，新建機組煤耗標準達到國際先進水平，有序淘汰煤電落后產能，加快現役機組節能升級和靈活性改造，積極推進供熱改造，推動煤電向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型。嚴控跨區外送可再生能源電力配套煤電規模，新建通道可再生能源電量比例原則上不低于50%。

而《通知》則對“十四五”時期的煤電發展給出了更加具體的安排——實現“三改”聯動。

近期煤電的發展定位

根據前述的文件精神，2014-2020年煤電節能減排升級與改造行動計劃的主要著眼點是三個關鍵詞：清潔、高效、布局優化。

清潔：超低排放改造改善空氣質量；

高效：提高新建準入門檻，在役30-60萬亞臨界機組綜合性、系統性節能改造，以及落后小機組的淘汰替代持續改進發電效率；

布局優化：即推進大型煤電基地開發，繼續擴大西部煤電東送規模，而京津冀、長三角、珠三角等區域新建項目禁止配套建設自備燃煤電站。

而本次改造升級則在鞏固清潔、高效改造成效的基礎上，重點著眼于“靈活”、“供熱”和“達峰”，兼顧電力達峰和保障供應，同時盡可能滿足新增供熱需求和對散煤、區域燃煤鍋爐采暖形成有效替代，有力保障2030年前碳達峰。

幾個值得關注的信號

一是本次升級改造部署的通知中，沒有再提煤電基地和布局優化問題。但是圍繞可再生能源消納需求，對存量機組的靈活性改造和新建機組的靈活運行能力提出了具體要求。這一安排給出了非常明確的信號——新建的燃煤發電機組，從其設計時即定位為靈活性機組；而現役機組按照應改盡改原則，從長期趨勢來看都向靈活性調峰機組定位轉變。不過“十四五”期間煤電電量仍然有一定剛性增長空間，在裝機總量增長受限的前提下，高效煤電機組仍具有基荷經濟運行的條件。

因此《通知》要求，要加強優化運行調度，建立機組發電量與能耗水平掛鉤機制，促進供電煤耗低的煤電機組多發電。提升大容量高參數機組負荷利用率。提高電網調度的靈活性和智能化水平，優化機組運行和開機方式，合理利用系統內含負荷側在內的各類調峰資源，充分發揮60萬千瓦及以上大容量高參數機組承擔基本負荷時的清潔高效優勢。

筆者判斷，即便是到了“十五五”期間，60萬千瓦及以上高效機組仍普遍具備年5000小時左右的合理利用水平。但市場機制必須跟上，保障這些機組以長期合同并在現貨市場中優先執行的方式在經濟區間帶基荷運行。未來隨著存量煤電電量逐步被替代和削減，高效機組的比例和利用小時也呈逐步降低態勢，最終也會轉變為應急備用機組直至最終退出。

二是存量高效純凝機組進行供熱改造和余熱回收改造，是“十四五”時期滿足熱力需求的高效低碳選項。當前我國還處在工業化中后期和城鎮化加速發展的階段，無論是民生供暖需求還是工商業熱需求，都處在快速增長階段。無論是對低效小熱電機組的替代，還是對燃煤供熱鍋爐的替代，均能顯著降低供熱的排放，而低碳零碳供熱是實現碳中和必須跨越的巨大挑戰。因此，煤電機組供熱改造不僅有利于提升能源利用效率，而且能為低碳供熱做出貢獻。而采暖熱電機組的熱電聯產改造對于北方地區冬季采暖期的新能源消納大有益處。

以吉林為例，2014-2017年棄風嚴重時，90%的棄風發生供暖季的夜間，此時供暖熱電機組在達到供暖能力的運行工況下已經遠超夜間實際電力負荷。通過熱電解耦實現單日6h在不高于40%工況的最小發電出力，可有效保障北方供暖季的可再生能源消納。

三是柔性關停、慎重拆除、應急備用是本次《通知》的又一大亮點。《通知》里明確了對能效不達標、但無法進行改造的機組，應逐步淘汰關停，并視情況將具備條件的轉為應急備用電源。同時，加大淘汰煤電落后產能工作力度，倒逼煤電產業結構優化調整。淘汰關停的煤電機組“關而不拆”，原則上全部創造條件轉為應急備用和調峰電源，確有必要進行拆除的，需報國家發展改革委和國家能源局同意。淘汰關停的煤電機組，可用于容量替代新建清潔高效煤電機組。符合能效、環保、安全等政策和標準要求的機組，在無需原址重建、“退城進郊”異地建設等情況下，可“關而不拆”，作為應急備用電源發揮作用。科學認定和退出應急備用機組，嚴格應急備用電源運行調度管理，常態下停機備用，應急狀態下啟動，頂峰運行后停機。

筆者理解，2030年前的純凝煤電機組可簡單區分為三類，60萬千瓦及以上的高效基荷機組，年利用小時5000h左右，正常在60-100%經濟區間運行。隨著煤電存量電量開始被替代，則其利用小時和運行區間相應縮減。

20-60萬千瓦亞臨界機組改造為靈活性調峰機組，在系統腰荷運行，年利用小時3000h左右，正常在30-50%區間調節，可短時頂峰運行保障尖峰需求或應對可再生出力大幅降低時的情景。

延壽或關而不拆轉為應急備用的機組，常態下為冷備用，基本在應急狀態短時頂峰運行，每年開機數次，利用小時在1000小時以內。

同時，未來還會出現第四種即戰略備用機組，廠房平時停水停電不備煤，機組處于封存狀態，作為應急安保電源僅在必要時開啟。例如，今年9月23日，英國電力公司Drax宣布隨著歐洲天然氣價格飆升，為保證能源供應，英國不得不重新啟用多年停機的燃煤機組。而其背景一是天然氣供應不足、二是靜穩天氣條件下風電出力不足。

四是在加強技術攻關環節提到CCS。如果要嚴肅地探討遠期煤電通過CCS改造在電力系統中留存合理容量的話，“十四五”時期必須推進電廠級的全捕獲項目示范。今年國家能源集團錦界電廠推進了一個15萬噸/年的示范項目，但是距離捕獲百萬噸級的“全捕獲”尚有很大距離。同時，文件中未提及燃料靈活性改造，特別是煤電摻燒生物質的改造。在第一部分的分析中，筆者分析了煤電BECCS改造使電力系統貢獻負碳的可能性。即便是在近期，通過摻燒生物質改造，存量煤電也可顯著降低碳排放強度，為促進煤電達峰做出貢獻。

五是不能回避發煤電總裝機規模問題。一方面，在嚴格落實習總書記嚴控煤電項目指示的要求下，“十四五”期間煤電確有一定的新增空間。另一方面，今年的大面積限電也凸顯了煤電在電力保供中的主力位置。同時，目前在建項目規模約1.2億千瓦，客觀上這些項目也有投產的需要。

筆者認為，不論是12億千瓦還是12.5億千瓦作為“十四五”煤電裝機目標，已開工項目基本可滿足新增裝機需求。“十四五”期間除了整體煤氣化燃料電池發電集成優化技術、煤基綜合能源基地一體化集成技術等這樣的創新示范項目，原則上不應再新核準煤電項目。“十四五”時期有序統籌在建機組合理建設時序，統籌好新建、改造、退役和延壽的關系，嚴控煤電裝機峰值。

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從近期到遠期

煤電的轉型路徑與政策施工圖

在把握煤電從近期到遠期的定位調整基礎上，以回望的方式明確煤電轉型的時間點和關鍵路徑——2025年或稍后實現煤電裝機、發電量和碳排放的“三達峰”；2025-2030年間煤電裝機規模和電量處于平臺期；2030年后開始對煤電存量電量實施有序的替代，2035年煤電機組有顯著下降，各類機組有序分步實現基荷機組向靈活性調峰機組、靈活性調峰機組向應急備用機組和戰略備用機組的轉變，直至最終退出。

“十四五”時期施工圖

“十四五”期間煤電轉型首要目標是煤電滿足基礎負荷的同時最大程度為系統安全穩定運行提供靈活性支撐，控制煤電裝機峰值，嚴控煤電電量增長。應遵循堅決淘汰2778萬千瓦裝機10萬千瓦以下環保不達標及落后煤電機組；有序推進1.7億千瓦在建和緩建煤電機組投產與落后煤電機組退出的高效協同，實施等容量甚至減容量替代；將4926萬千瓦壽命滿30年運行狀況良好的機組延壽10年作為應急備用機組；努力將煤電裝機峰值控制在12億千瓦，必要時保留5000萬千瓦應急備用容量。

同時，加速存量機組靈活性改造，主動向調峰型電源轉變。根據《方案》，到2025年運行靈活性改造規模不低于2億千瓦，提升18%-24%的額定容量調節能力，增加3000-3500萬千瓦的調峰空間。屆時，非化石能源發電量占比提升至41.3%，新增電力需求主體由非化石能源滿足。繼續深挖1億千瓦規模超低排放和節能改造空間；推進燃料靈活性改造，2025年規模5000萬千瓦，對應14%-27%二氧化碳排放強度降低，年均貢獻0.25-0.42億噸二氧化碳減排量；推進熱電解耦改造解決北方供熱期熱電機組為保障供熱的最小電出力水平過高限制可再生能源消納難題，改造1億千瓦熱電機組增加2000-2500萬千瓦的調峰能力，優先選擇蓄熱罐加熱泵的改造技術路線。積極推進CCS改造電廠級全捕獲試點建設。

“十五五”時期施工圖

“十五五”期間煤電轉型首要目標是完成新增電力需求全部由新能源滿足，并逐步替代煤電發電存量，縮短峰值平臺期。控制常規煤電規模不再增加，新增0.7億千瓦已核準60萬千瓦級以上機組。逐步退出20萬千瓦級以下純凝煤電機組。延壽運行狀態良好的機組作為應急備用，規模達到5300萬千瓦。2030年風電、光伏總裝機規模達到16億千瓦以上，非化石能源發電量占比達到50%以上，完成規劃目標。

深挖靈活性改造潛力1.5億千瓦30萬千瓦級亞臨界機組運行靈活性改造，累計完成3.5億千瓦運行靈活性改造，增加5400-7200萬千瓦的調峰空間。加速推進6000萬千瓦燃料靈活性改造，累計完成1.1億千瓦燃料靈活性改造，對應14%-27%二氧化碳排放強度降低，年均貢獻0.55-0.92億噸二氧化碳減排量；CCS改造技術逐步成熟，實現降本提效，并制訂CCS改造推廣部署規劃。

中長期煤電轉型首要目標是通過部署BECCS技術實現加速減排，最終實現負碳。2041-2050年，將加速退出4800萬千瓦60萬千瓦以下機組，2050年保留1.2億千瓦煤電機組提供調峰服務，保留1億千瓦戰略備用機組保障用電負荷尖峰時期電力缺口；煤電BECCS規模化發展，為電力系統持續提供負碳貢獻。2050、2060年煤電BECCS改造規模分別達到1.7、2.2億千瓦。2050年實現年均1.5億噸負碳，電力系統實現近零排放，2060年實現負碳，為其他行業爭取減排時間與空間。

目前我國煤電體量慣性巨大，控制煤電峰值規模面臨壓力。截至2021年10月底，我國煤電規劃待建機組規模高達3.15億千瓦，如果“十四五”期間在建、停緩建機組全部投產，2025年煤電規模將超過13億千瓦。規劃待建項目規模高企，既是低碳轉型的障礙，也對我國堅定踐行“雙碳”承諾的負責任大國國際形象不利。地方沖動是規劃待建煤電項目高企的主要動因，核準權下放為此提供了條件。“十三五”期間新核準煤電項目總量為1.45億千瓦，其中僅2020年地方發改委核準的煤電項目就高達4610萬千瓦，占“十三五”總量的近三分之一。

建議“十四五”期間除先進技術示范和碳捕集與封存項目以外，不再核準新的常規煤電項目。同時，需要評估2020年前核準煤電項目的建設動態，對投資處于早期的非必要建設煤電項目及時撤銷。

制定大型穩定可控電源和靈活性資源的多元提升路徑，并以規劃的方式有序執行。制定大型穩定可控電源規劃需要考慮區域負荷特性、電力需求水平和供給能力。因地制宜發展東部地區氣電，挖掘西南地區水電、沿海地區和小型堆核電開發潛力。制定新型電力系統靈活性提升近、中、長期規劃。

近中期建設、改造提供靈活調節能力的大型可控電源，需兼顧低碳要求，嚴格限制煤電增量發展與存量發電量，同時，由于儲能等資源尚處發展初期，因此合理利用煤電資源是短期內提升我國電力系統靈活性的重點，需要提前布局、持續推動需求響應、新型儲能和V2G等電力系統靈活性資源的“更優解”發展。

中長期煤電逐步退出靈活調節電源行列，規模化應用新型儲能，重視綠氫和長時儲能等新技術的開發和應用，建設完善電網互聯互濟及市場機制，給予充足的系統靈活性釋放空間。在完善市場化的輔助服務機制基礎上，靈活性資源配置需要平衡近中期與中遠期，為其他靈活性資源進入市場建好機制、打開空間，做好銜接工作。

構建交易標的豐富的多品種電力市場體系。中長期、現貨能量市場和輔助服務市場，適時啟動容量市場機制，研究部署電力金融市場。在加快推進全國電力現貨市場的建設方面，“十四五”期間實現省級現貨市場全運行，啟動區域市場試點，根據實際需求建立更大范圍的市場，通過實時電價真實反映出電力商品在時間和空間上的供需關系；繼續豐富輔助服務產品種類、深化完善電力輔助服務市場機制，健全成本機制，由此加快清潔的、靈活的電力資源發展；引入發電容量成本回收機制，讓系統運行必需的煤電機組生存，新增容量評估鼓勵更靈活的電源進入，通過容量市場/機制滿足電力安全可靠供應。

在煤電逐步退出的過程中，金融市場也應將發揮其重要作用。一方面，可以從能源生產和消費兩端整體出發，控制并收緊煤電行業的生產投資性貸款，加大對清潔技術、可再生能源開發利用的信貸支持力度；另一方面，可以應對煤電的不良資產進行最優化處置。

推動電力市場與碳市場、綠證市場的多市場耦合。隨著可再生能源比例提高，必須擴大市場范圍促進市場消納，電力市場、碳市場、綠證市場及其他市場體系成為國家進行資源配置、能源轉型和氣候治理的主要市場手段，雖然多市場開始時間不同、主管部門不同、發展程度不同，但是它們在政策目標、市場機制建設、交易主體等方面具有很強的相關性。因此，有必要明確多市場體系部署的目標導向，根據電力系統階段性發展要求，找準不同時期的市場設計耦合關鍵點，進一步圍繞市場設計的目標導向和關鍵節點要求，形成碳中和目標下的可再生能源大規模發展的多市場體系耦合頂層設計。