朱法华，徐静馨，潘 超，王 圣，赵秀勇，田文鑫，孙雪丽，张 西，李 辉，柏 源，董月红

(1.国家能源集团科学技术研究院有限公司 国家环境保护大气物理模拟与污染控制重点实验室，江苏 南京 210023；2. 南京信息工程大学 江苏省大气环境与装备技术协同创新中心，江苏 南京 210044)

1 引言

进入21世纪以来，推动绿色低碳转型已成为全球许多国家应对气候变化协议的共识，目前已有137个国家承诺到本世纪中叶实现碳中和，其中124个国家设定到2050年实现碳中和的目标[1]。作为全球最大的碳排放国，中国在第七十五届联合国大会上庄严承诺碳达峰、碳中和的目标，并将该目标首次写入政府工作报告，2021年成为中国开启碳中和征程的元年。循迹溯源，中国43.1%的碳排放来自电力系统[2]，而煤电供给了中国60%以上的电量，因此，构建以新能源为主体的新型电力系统是实现碳中和目标的必由之路。

为实现碳中和目标是否需要全球各国在某个时间节点“一刀切”让煤电全部退出呢？欧美国家相继提出和实施淘汰燃煤发电的法案；中国部分省区出台不再新增煤电，减煤限发并加速退出的政策，部分学者也提出尽快淘汰煤电、煤电清零，电力供应转向新能源。截至2020年，欧洲可再生能源产生了欧盟38%的电力，首次超过了化石能源，成为欧洲的主要电力来源。截至2020年底，中国煤电装机量首次降至50%以下[3]。新能源发电在碳减排上具有显著优势，但同时具有明显的随机性、间歇性，受极端天气影响；另外储能掣肘也并未消除，使电力系统的供需平衡遭遇调整，电力负荷峰谷差逐年加大，“尖峰负荷”更加显著，无法填补能源需求的空白[4]。2020年美国加州停电事件暴露出新能源在电力系统中占比过高所带来的风险[5]。2021年英国在面对风力短缺和天然气价格飙升的双重打击下，重启已处于备用状态的燃煤电厂，大幅增加燃煤发电。同年年初，中国电力可用容量不足，导致电力供应短缺[6]，9月煤价高涨，全国各地纷纷开始限电，对交通运输、工厂生产甚至居民生活均造成了严重影响[4]，给能源安全带来了重大隐患。

纵观全局，中国电力系统既面临为经济发展不断增加电力供应的需求，又面临为实现碳中和目标持续减少碳排放的压力；一边是要面对缺煤带来的“电荒”等实际问题，另一边却是减煤的必由之路，给中国能源发展敲响了警钟。在严控煤电和碳中和目标的背景下，中国煤电行业需不需要发展、如何发展是亟待思考的问题。基于此，本文从煤电在中国碳中和目标实现中面临的机遇和挑战两方面进行了系统梳理，为中国中长期的能源低碳转型和应对气候变化战略提供理论参考。

2 煤电在碳中和目标实现中的机遇

2.1 化石能源在全球能源消费中的地位

根据英国石油公司2021年版《BP世界能源统计年鉴》[7]，选取了2020年全球、已实现碳排放达峰的12个发达国家(依次为美国、俄罗斯、日本、加拿大、德国、韩国、法国、英国、意大利、澳大利亚、西班牙、荷兰)和中国的能源消费数据进行分析研究(见表1)。从表1中可以看出，2020年全球化石能源消费占比高达83.1%。除荷兰和法国外，其余10国仍以化石能源消费为主，化石能源消费占比均超过60%，其中美国、俄罗斯、日本、韩国、意大利、澳大利亚化石能源消费占比高达80%以上。在化石能源消费中，大部分国家以石油和天然气消费为主，煤炭消费占比较低，部分国家煤炭消费占比低至10%以下。与发达国家相比，中国也是以化石能源消费为主，占比达84.3%，但以煤炭消费为主。由此可知，截至2020年，化石能源在全球能源消费中仍占主体地位，是能源安全的重要保证。

表1 2020年全球、已实现碳达峰的12个发达国家和 中国的能源消费结构

1992年联合国大会就通过了《联合国气候变化框架公约》，至今已30年，为何很多发达国家、特别是世界主要经济体均是以化石能源为主，这可能是由于化石能源是可以大规模安全长期储存的能源，易于保障能源安全。水能资源虽可季节性储存，但受水资源与地形制约。核能资源虽可长期储存，但其存在安全风险。因此，在储能技术取得重大突破以前，为保障能源安全，世界离不开化石能源。

2.2 煤炭在中国化石能源中的地位

化石能源中，中国石油、天然气储量匮乏，截至2020年底，煤炭、石油和天然气查明储量分别占世界的比例为13.3%、1.5%和4.5%[8]。根据《中国矿产资源报告2019》，2018年中国查明储量中，煤炭、石油和天然气分别占比为99%、0.4%和0.6%。中国这种“富煤贫油少气”的能源资源禀赋格局导致中国主体能源仍以碳排放强度较高的煤炭为主，煤炭消费量占能源消费总量的56.6%(见表1)。根据国家统计局发布的中华人民共和国国民经济和社会发展统计公报数据[9]，2016～2020年中国原油与天然气生产量的年均增长率如图1所示。从图1可见，中国原油年均增长率较低，2016～2018年为负增长，平均年增长率为-2.0%；天然气年均增长率在10%以下，平均年增长为7.6%[10]。2020年中国原油、天然气对外依存度分别为70.2%和42%，冬季经常出现气荒[11]；从能源安全角度考虑，中国能源不能完全依靠进口。因此，在中国石油、天然气短期内无法替代煤炭消费。

图1 2016～2020年中国原油和天然气年增长率

调整能源结构是实现碳中和目标的主要途径之一，未来中国的能源结构逐渐转变为风能、太阳能等非化石能源为主。《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》和《能源生产和消费革命战略(2016-2030)》中明确指出：2030年一次能源消费量控制在60亿t标煤以内，非化石能源占一次能源消费比重达到25%左右，2050年占比超过50%，2060年达到80%以上，其中2030年天然气占一次能源消费比重达到15%左右。根据以上要求可知，2030年化石能源消费占比为75%，总量小于45亿t标准煤，天然气消费量小于9亿t标准煤；2050年化石能源消费占比为超过50%；2060年中国化石能源消费占比与2030年相比约下降55%，由非化石能源替代。

结合中国的化石能源查明储量及图1的实际情况，考虑到能源安全，中国的石油消费量不宜增长且占比不宜超过天然气，若2030年石油消费占比也按15%计算，消费量小于9亿t标准煤，则煤炭消费占比为45%，消费量小于27亿t标准煤。根据国家发展战略，2035年中国基本实现现代化，2050年全面实现现代化，能源产业要继续发展，否则不足以支撑现代化建设，2050年一次能源消费总量按70亿t标准煤计算。《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》明确指出：加快煤炭减量步伐，“十四五”时期严控煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少，石油消费“十五五”时期进入峰值平台期。因此，2050年中国天然气和石油消费量仍分别维持在2030年9亿t标准煤的水平，则两者分别占比13%，煤炭消费占比不超过24%，消费量低于17亿t标准煤。2050年非化石能源占一次能源消费总量的50%以上，非化石能源包括风电、太阳能发电、水电、核电、生物质发电等，这些非化石能源中单一种类的能源占比都不会超过24%，可见，2050年煤炭在中国的能源消费中依然排在第一。

2050年中国将全面实现现代化，此后的经济发展与能源消费基本脱钩，2060年一次能源消费总量仍按70亿t标准煤计算。根据党中央确定的目标，到2060年，绿色低碳循环发展的经济体系和清洁低碳安全高效的能源体系全面建立，能源利用效率达到国际先进水平，非化石能源消费比重达到80%以上，碳中和目标顺利实现，生态文明建设取得丰硕成果，开创人与自然和谐共生新境界。2060年中国化石能源消费量不会超过70亿t标准煤的20%，即不超过14亿t标准煤。根据《中华人民共和国2020年国民经济和社会发展统计公报》，2020年中国原油产量19476.9万t，折算为2.78亿t标准煤；天然气产量1925亿m3，折算为2.36亿t标准煤。另据中石油规划院预测，2060年国产天然气规模可达到2300亿m3，折算为3.06亿t标准煤。考虑能源安全，各种能源进口依存度不宜超过50%，并考虑中国居民对天然气的需求，2060年中国化石能源消费煤炭需低于5亿t标准煤、石油需低于4亿t标准煤、天然气需低于5亿t标准煤(详见表2)。尽管未来化石能源在能源消费总量中的占比不断下降，但不可缺少，到2060年仍占比约20%。可见，煤炭仍将在未来相当长一段时间内发挥重要作用，是中国能源安全和稳定供应的“压舱石”。

2.3 煤电在中国电力行业的地位

电力是能源的重要转化形式，由火电、水电、风电、太阳能发电和核电等构成，其中煤炭主要用于燃煤发电，是火电的重要组成部分。根据挪威船级社报道，2019年全球煤电装机量为2096GW，预测2020～2050年期间将有1007GW的煤电机组退役，但仍会新建490GW，因此到2050年全球煤电装机仍达1580GW，仅比2019年下降25%[12]。由此可见，在世界范围内，煤电依然是需要发展的。

表2 基于国家战略的中国能源消费及其结构

根据中国电力企业联合会统计数据，2020年中国煤电装机量为10.8亿kW，发电量为46296亿kW·h，“十三五”期间煤电装机年均增速为3.7%，煤电机组以49%的装机容量份额保障了全社会61%的电量供应，支撑了75%的高峰负荷需求[13]。构建以新能源为主的新型电力系统是一个长期的过程，尽管中国目前的风电、光伏发电装机规模都处于世界第一的水平，但总发电量占比仍然很低[8]。即使在最有利的气候条件下，风能和太阳能也无法产生足够的电力满足全年100%的需求，无法填补能源需求的空白。2020年12月～2021年1月全国用电负荷连续4次创历史新高，多省市出现了不同程度的限电，电力供应处于紧平衡甚至区域性短缺状态[14]。相比新能源，煤电能量密度大，出力可调节，具有保电力、保电量、保调节的“三保”兜底作用。

2020年底中国的煤电装机容量为10.8亿kW，平均运行年龄仅为12年，显著低于欧美国家平均运行40年的水平，让这些煤电机组提前退役，不仅会给相关企业造成高额的沉没成本与财务负担，更会对电力系统的安全与稳定构成威胁，并造成经济社会资源配置的低效率[15]。因此，中国煤电在电力保供中的地位短期内难以改变，仍需有序发展，防止煤电大规模过快退出而影响电力安全稳定供应，解决好煤电发展问题是中国稳妥实现碳中和的关键。国家政策很明确，“十四五”期间严控煤电项目，根据发展需要合理建设先进煤电，继续有序淘汰落后煤电，并实现煤电机组灵活制造规模1.5亿kW。预测“十四五”期间煤电规模及发电量仍有较大增长空间，装机容量增长约在2亿kW；“十五五”后期，将逐步削减煤电存量，不过削减量不大；到2030～2035年，削减会加速；到2060年，中国仍需要保留5亿kW左右煤电装机量[16](见图2)。

图2 中国煤电规模未来发展预测

3 煤电在碳中和目标实现中面临的挑战

煤电是CO2排放的最大来源之一，碳中和要求能源消费结构向低碳化，无碳化调整，因此煤电是中国碳中和目标的“排头兵”。在未来一段时间内，煤电将与非化石能源并存，煤电地位由“主体”向“兜底”转变，煤电发电利用小时数减少、占比逐年下降，面对高比例非化石能源发电的新时代，煤电在未来需积累化石能源与非化石能源发电相结合的经验，面临清洁低碳化、深调灵活化，功能多元化和智慧能源化的改造技术挑战，在碳中和时期为电力系统发挥电力平衡和调节作用。

3.1 清洁低碳化

中国煤电发展的主要制约因素已从常规污染物排放控制转为低碳排放，清洁低碳化是面临的首要挑战。在清洁化(污染物排放控制)方面，煤电机组在发电标准煤耗不大于全国平均水平时比燃气电厂更清洁[17]，在污染物控制技术上，继续向深度一体化协同控制发展，逐步使大气污染物排放接近于零。要实现煤电机组低碳发展，需要逐步完成低碳—零碳—负碳排放，这主要需在三方面进行技术突破。

(1)节能改造技术。先进高效的燃煤发电技术，可通过降低煤耗减少碳排放。目前中国超超临界机组实现自主研发，百万千瓦空冷发电机组、大型循环流化床发电技术世界领先。截至2020年底，全国累计完成煤电节能改造超过6亿kW，平均供电煤耗为305.5g/(kW·h)，其中超超临界和超临界机组占比49.5%，还存在占煤电容量50.5%的亚临界及以下机组需通过升级改造来提升效率、降低煤耗或淘汰落后机组。此外，还需大力推动煤电机组由超超临界向更高效的二次再热高低位布置、700℃机组、多联供机组等新型燃煤发电方式扩展，将先进煤电机组的供电煤耗降到250g/(kW·h)以下[18]。

(2)生物质等非煤燃料掺烧技术。燃煤耦合生物质发电对于降低煤耗、促进能源结构调整和节能减排发挥了重要作用。在保证相同发电量的情况下，煤电机组可与污泥、生活垃圾等生物质耦合混烧，大幅度减少煤炭的使用量，达到与燃气电厂一样的碳排放。燃气电厂按平均碳排放强度折算相当于供电煤耗为174g标煤/(kW·h)，按照安徽平山电厂煤电机组供电煤耗251g/(kW·h)和现阶段新建机组要求设计供电煤耗全面低于270g/(kW·h)计，分别需要掺烧30%和36%比例的生物质燃料可达到单位供电量与燃气电厂一样的碳排放量。当然未来在可能条件下需不断增加生物质燃料混烧比例，直至最后实现完全的生物质燃料替换，达到零碳排放。目前中国生物质发电量占比仅为1.5%，且以小容量的秸秆电厂为主[19]。为实现生物质的掺烧，需要对燃料制备系统和锅炉燃烧设备进行技术改造，利用大容量高参数煤电机组发电效率高的优势，提高生物质的发电效率[20-21]。除生物质外，中国煤电混氨发电技术实现突破，2022年建立了世界首个40MW等级煤电氨混应用项目，按年利用小时数4000h计，每年可减少煤电机组碳排放46万t。

(3)煤电机组耦合碳捕集、利用与封存(CCUS)技术。煤电机组加装CCUS可推动电力系统近零碳排放，避免已经投产的煤电机组提前退役，降低碳中和目标的经济成本，在负荷变动或是极端工况条件下保持清洁低碳发电特性[22-23]。但由于技术、成本及商业模式层面都尚未成熟，目前该技术还是以研发示范为主，没有大规模发展。因此，加快CCUS研发技术的重大突破，解决CCUS高投入、高能耗、高风险的难题，成为我国以煤为主的能源结构向低碳多元化转变的重要保障。此外，生物质能-碳捕集与封存(BECCS)技术将成为碳中和时适度保存煤电和实现电力负碳的可行性选择，对煤电掺烧生物质燃料改造后的机组再加装碳捕集技术，使未来煤电机组有望达到大范围负碳排放[3,24]。

3.2 深调灵活化

未来大规模可再生能源接入的电力系统对灵活性电源的需求将不断提高，煤电机组需要担当基荷和峰荷等多重功能，需要深度参与系统调峰、调频、调压和备用等电力辅助服务[15]。煤电运行需要更加灵活，调峰能力更加突出可靠，目前国内煤电机组通过热电解耦，低压稳燃等技术可将煤电机组的最小稳定出力降至20%～30%的额定容量，但其增减出力的响应时间较长，爬坡速度缓慢，难以充分满足系统灵活性的需求[25]，无论是调峰深度、变负荷速率还是快速启停能力都与欧美发达国家有较大差距[15]。深调后煤电机组长期运行在低负荷工况之下，机组能效减低，煤耗率上升，导致NOx、CO2排放增加，造成环境影响；同时还会增加机组损耗，降低机组寿命[25-26]，这意味着煤电深调灵活性改造还有很大的空间与潜力，需要在调峰的深度、速度、成本和环境影响等综合技术上有所突破[23]。因此，提升电力系统深调灵活技术将成为碳中和时期煤电发展的关键，国家明确“十四五”期间完成存量煤电机组灵活性改造2亿kW，增加系统调节能力3000～4000万kW[13]。此外煤电机组利用小时数逐年降低，还需电力市场化改革加快推动煤电功能定位调整，建立包括电量、财税、补贴、容量供给等服务在内的煤电评估机制和政策，通过市场手段，确保高效机组获得经济发电小时数，调峰机组得到符合市场规则的效益，进而促进风电、太阳能发电的消纳[27-28]。

3.3 功能多元化

我国电力企业需要从能源供应商向能源服务商转化，实现功能多元化。煤电可利用生物质、垃圾、污泥等与煤掺烧发电，能将大量的能源植物收购作为能源利用，获得较好的经济收益，并为城市消纳生活工业垃圾、污泥等静脉服务[20]。着眼中长期发展，单纯依靠电力系统难以充分实现新能源利用，因而跨系统发展循环碳经济是新能源多元化利用的重要方式[29]。建设以煤电机组为核心的供热、供汽、供水、蓄热、蓄电等跨能源系统利用方式，为城市提供“电、热、冷、汽、水、氢、压缩空气”等动脉服务，实现多种能源的相互转化、相互控制、互补应用，促进多能融合互补[30-31]，打通城市发展建设的“动静脉”。此外，利用煤电CCUS或BECCUS捕获的CO2，和火电的低谷电电解水制氢，结合来制取甲醇、甲烷等应用于工业原料领域，全面扩大碳循环经济规模，并同时解决氢气储运安全性的难题。

3.4 智慧能源化

互联网和智慧能源是推动我国能源供给侧清洁低碳转型的重要技术手段，需要煤电由传统能源向智慧能源发展，既满足用户需求，又符合环境要求，不仅要实现能源需求智慧化，能源运输智慧化，还应围绕能源供应和消费系统智慧化[32]。煤电未来要通过互联网与能源生产、传输、存储、消费以及能源市场深度融合，利用大数据、云计算提供智能感知、预警及诊断、综合一体化全流程协同控制等综合服务，实现自动化管理、精细化管理、精准化预测，从而完成煤电向数字化转型[33]。集成先进的传感测量技术、通信技术、信息技术、计算机技术和控制技术，提升煤电机组运行灵活性，连续监测污染物排放，调整催化剂输入等，构建基于实时在线煤质、炉内燃烧及污染物生成机理的“煤风水汽电污”智能全流程一体化协同联动控制，开发形成煤电-储能耦合发电多场景多目标应用的高效低碳新型智能化协同控制。此外，还需充分利用分布式能源，追求横向能源多品种和供应方式的互补优化，协调纵向源—网—储—荷等各环节的协同互动，提供能源一体化方案[34]。

4 结论与建议

(1)围绕化石能源在全球能源消费中的地位、煤炭在中国化石能源中的地位和煤电在中国电力行业中的地位等方面明确了煤电在碳中和目标实现中的机遇：全球范围内，化石能源在全球及许多发达国家能源消费中占比高达80%以上，仍是主体能源；中国2030、2050年煤炭消费在一次能源消费中占比预测分别为45%和不超过24%，在单一种类的能源中占比最高，在较长时期内仍是中国能源安全和稳定供应的“压舱石”；中国煤电在电力保供中的地位短期内难以改变，到2060年碳中和时可能仍需要保留5亿kW左右煤电装机量，以确保能源安全。

(2)按照“控制增量、优化存量、淘汰落后”的原则，合理建设先进煤电，并从清洁低碳化、深调灵活化，功能多元化和智慧能源化四个方面加大技术研发力度，其中清洁低碳化是煤电机组实现中国碳中和目标面临的首要挑战，需要逐步示范和推广煤电机组低碳—零碳—负碳技术：将50.5%的亚临界及以下煤电机组进行节能降耗升级改造及淘汰关停落后机组，将最先进的煤电机组掺烧30%的生物质燃料实现单位供电量与燃气电厂一样的碳排放量，将生物质能-碳捕集与封存(BECCS)技术进行示范应用。充分发挥煤电“托底保供”和系统调节能力，支撑能源绿色低碳高质量发展，在保障能源安全的同时，顺利实现碳中和目标。