中國電力行業碳達峰、碳中和的發展路徑研究
摘要：自習近平主席宣布中國碳達峰、碳中和的目標以后，電力行業的發展路徑廣受關注與熱議，為結合中國能源資源稟賦、技術水平與安全需求，探索符合中國國情的電力行業碳達峰、碳中和的發展路徑，從碳達峰、碳中和的基本概念入手，明確指出碳達峰包括達峰時間與峰值，碳中和不是CO2零排放。結合發達國家碳達峰、碳中和的路徑分析，得出中國碳達峰、碳中和與發達國家的異同及難度，提出中國應以節能與摻燒為引領，保留火電機組不少于8億kW;以低碳能源為關鍵，大力發展風電與太陽能發電；以儲能與碳捕集為補充，保障電力系統穩定等3條重要舉措。根據中國富煤貧油少氣的化石能源現狀、水電資源開發基本完畢、核電選址較為困難等實際情況，預測中國碳達峰時火電行業排放的CO2約47億t,碳中和時火電行業允許排放CO2約13.5億t,碳中和時中國電力裝機容量達64.3億kW,其中風電與太陽能發電50億kW,核電2億kW,水電4.3億kW,余熱、余壓、余氣發電0.5億kW,生物質發電1.2億kW,氣電1億kW,煤電5.3億kW,非化石能源發電裝機容量占比90.2%,發電量占比85.3%。碳中和時中國電力行業排放CO2約15.21億t,其中火電行業排放13.18億t,小于允許排放量。
關鍵詞：碳達峰;碳中和;資源稟賦;電力行業;發展路徑;
0 引言
2020年9月22日，國家主席習近平首次在第七十五屆聯合國大會一般性辯論會宣布：中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和。至2021年4月22日的領導人氣候峰會，習近平主席至少在9次國際會議、國內3次會議與視察福建講話先后闡述了碳達峰與碳中和的目標、意義、政策、措施、行動等內容，受到國內外的廣泛關注。
CO2排放的最大來源是化石能源的燃燒，據《世界能源統計年鑒2020》,中國煤炭、石油、天然氣消費量分別占世界總量51.7%、14.5%、7.8%,可見中國控制CO2排放，首當其沖的是要控制煤炭消費。中國煤炭約一半用于燃燒發電，2018年中國火電(約90%是煤電)的CO2排放量占全國總排放量的43%,是CO2排放的最大單一來源。減少電力行業的煤炭消費確實是減少CO2排放的有效手段，但中國富煤貧油少氣的資源稟賦,使得電力行業很難離開煤炭。針對碳達峰、碳中和約束下電力行業的發展路徑，各種觀點分歧很大，有的提出加快燃煤電廠退出，煤電清零;有的提出煤炭開發的綠色轉型,因地制宜推進區域能源革命。隨著經濟社會的發展，電力行業面臨著增加供應和減少碳排放的雙重挑戰，有必要從中國的國情出發，結合技術可靠性、減碳效果、成本等，探討能夠提供安全、環境友好、社會可承受的電力行業的發展路徑。
1 電力行業碳達峰、碳中和概念與實現路徑
1.1 碳達峰、碳中和的定義
根據聯合國政府間氣候變化專門委員會(Intergovermental Panel on Climate Change, IPCC)的定義，碳達峰是指某個地區或行業年度CO2排放量達到歷史最高值，然后進入持續下降的過程，是CO2排放量由增轉降的歷史拐點。碳達峰(peak CO2emissions)包括達峰年份和峰值。碳中和是指由人類活動造成的CO2排放量，與CO2去除技術(如植樹造林)應用實現的吸收量達到平衡。
1.2 電力行業碳達峰、碳中和的概念
對照碳達峰的定義，碳達峰包括達峰年份和峰值。習近平主席已代表中國政府宣示，中國力爭在2030年前實現碳達峰。達峰年份基本確定，而且有條件的地區、行業可以率先實現碳達峰，但到目前為止具體峰值尚未公布。
事實上，電力行業除CO2外，SO2和NOx也都有排放達峰的過程，如中國電力行業SO2排放在2006年達到峰值1320萬t, 此后逐步下降到2014年的620萬t, 2015年快速下降至200萬t; NOx排放量在2011年達到峰值1107萬t, 此后逐步下降到2014年的620萬t, 2015年快速下降至180萬t,如圖1所示。從圖1可以看出，盡管中國燃煤電廠基本上均實現了煙塵、SO2、NOx超低排放，但2019年電力行業的SO2和NOx排放量仍分別高達89萬t和93萬t。
根據IPCC碳中和的定義，CO2的排放量與吸收量相等。事實上電力行業只要發電就會排放CO2,表1是IPCC發布的全球各種電源發電的CO2平均排放強度。
可見，不論是何種電源形式，只要發電都要排放CO2。對于化石能源發電，即使加裝碳捕集工程(Carbon Capture and Storage, CCS或Carbon Capture, Utilization and Storage ,CCUS),由于脫除效率所限，也是排放CO2的，因此電力行業自身實現碳中和是不可能的，只能是在保障電力供應的同時，電力行業盡可能減少CO2排放。所有國家碳中和時電力行業都應有一定額度的CO2排放，所以電力行業碳中和不是CO2零排放。
1.3 電力行業碳達峰、碳中和的實現路徑
世界各國由于資源稟賦、技術水平、經濟水平、地域范圍等各不相同，因此不同國家電力行業碳達峰、碳中和的路徑也各不相同。需要指出的是發達國家的碳達峰過程一般都是經濟社會發展的自然過程，如英國1973年就已實現碳達峰，法國、德國、瑞典1978年實現碳達峰，美國2007年實現碳達峰，這些早已實現碳達峰的國家，其共同點是早已完成工業化，進入了后工業化時代或信息時代，經濟增長已不依賴能源消費的增長，電力裝機容量或發電量多年維持在相對穩定的水平。
實現碳中和，促進低碳發展轉型的各種國際規則、行業準則及企業標準層出不窮。世界范圍內力推實現1.5℃溫升控制目標，到21世紀中葉全球實現碳中和的呼聲日益強烈。歐盟提出“歐洲綠色新政”,宣布2050年實現凈零排放，成為首個碳中和歐洲大陸。全球已有121個國家提出2050年實現碳中和的目標和愿景，其中包括英國、新西蘭等發達國家以及智利、埃塞俄比亞、大部分小島嶼國家等發展中國家。不少國家和城市也提出2030—2050年期間實現100%可再生能源目標，提出煤炭和煤電退出以及淘汰燃油汽車的時間表，并有114個國家表示將強化和更新國家自主貢獻(National Determined Contributions, NDC)目標。
圖1中國電力行業SO2和NOx排放量的達峰與下降過程
表1全球各種電源的平均CO2排放強度g/(kW·h)
從表1中可以看出，化石能源電力，即煤電、石油和氣電均為高碳排放電源(簡稱“高碳電源”),其中以煤電為最高，而其余所有的8種電源，均是低碳排放電源(簡稱“低碳電源”)。從各種電源的CO2排放強度可以看出，降低CO2的最簡單方法就是大力發展低碳電源，拋棄高碳電源。如2019年11月新西蘭通過《零碳法案》,2035年實現100%可再生能源發電。2020年7月，德國聯邦議會通過了《燃煤電廠淘汰法案》,最遲到2038年年底，完全淘汰煤炭發電能力。
其次是燃煤發電的燃料替代，如用低碳、零碳燃料替代煤炭，歐洲有不少國家利用天然氣、秸桿替代燃煤發電，如英國最大的燃煤電廠Drax擁有6臺660MW機組，其中4臺機組全部改燃生物質燃料，另外2臺改燒天然氣。美國則大量使用頁巖氣替代燃煤發電。
再次是燃煤電廠的CO2捕集利用，可分為燃燒前捕集、富氧燃燒和燃燒后捕集。從現階段來看，燃燒前捕集技術主要是應用于整體煤氣化聯合循環(Intergrated Gasification Combined Cycle, IGCC)電廠，已有大規模工業應用的成功案例，但由于該技術工藝復雜，投資成本高，與現有工藝兼容性差，不適用于對現有工藝設備的改造，導致其發展較為緩慢。富氧燃燒仍處于中試驗證階段，沒有商業規模項目開始實施建設，大型空分裝置的高投資和高能耗，以及系統升壓-降壓-升壓過程中的不可逆損失較大，是制約富氧燃燒技術成本降低的主要因素。燃燒后捕集技術是目前相對成熟的碳捕集技術，是現階段實現CO2大規模捕集的重要途徑，其主要研究方向是提高效率，降低運行成本。
2 中國電力行業碳達峰、碳中和的適宜路徑
2.1 中國與發達國家電力行業碳達峰、碳中和的路徑異同
發達國家碳達峰是經濟社會發展的自然過程，碳達峰時經濟發展已度過工業化階段，進入了后工業化階段或信息化階段，經濟發展已不依賴能源消費的增長，電力長期處于相對穩定的狀態，因此其碳中和主要是在保持現有電力供應的基礎上，盡可能減少CO2排放。
中國GDP總量居全球第二，但人均GDP剛剛超過1萬美元，2019年中國人均GDP僅占美國的16%,2020年末才消除貧困。中國2019年的人均GDP僅是16個國家碳達峰時人均GDP平均值的18.6%,中國計劃在2035年左右基本實現代化，人均GDP達到中等發達國家水平。
中國目前尚未完成工業化，GDP的增長仍依賴能源消費的增長，因此中國電力行業的碳中和不僅要減少CO2排放，而且要滿足電力需求的持續增長。據解振華等人的研究預測，中國全社會用電量將從2020年的7.5億(kW·h)增長到2050年的11.91～14.27億(kW·h),增長率高達58.8%～90.3%。可見，中國電力行業碳中和的難度要遠高于任何發達國家。
中國電力行業碳中和的另一難度在于中國的資源稟賦，據《中國礦產資源報告2019》的數據測算，中國已查明的化石能源儲量中煤炭、石油、天然氣分別占99%、0.4%、0.6%,因此歐美國家普遍采用的用天然氣、頁巖氣等替代燃煤發電，在中國是行不通的。盡管中國目前的燃氣電廠比例很低，但2019年中國天然氣的進口依存度43%,石油的進口依存度則高達71%,遠超國際公認的安全警戒線。可見，在中國完全淘汰燃煤電廠是不現實的。
2.2 以節能與摻燒為引領，保留火電機組裝機不少于8億kW
2.2.1 實施煤電節能改造，降低單位煤電發電量的碳排放
2014年9月發展改革委、環境保護部、能源局印發了《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014-2020年)》,與節能改造前的2013年相比，2019年全國火電行業平均供電煤耗從321g/(kW·h)降低到306.4g/(kW·h),下降14.6g/(kW·h),相當于2019年節約標煤7368萬t,僅此就可減少CO2排放近2億t。
2019年全國火電機組容量118957萬kW,其中燃煤發電104063萬kW(占87.5%),燃氣發電9024萬kW,生物質發電2361萬kW,余溫、余壓、余氣發電3272萬kW,燃油發電175萬kW。
60萬kW及以上的大機組容量占比為45.0%;30～60萬kW等級的機組容量占比35.4%,其中亞臨界機組約3.5億kW,近1000臺，容量占比超過30%;單機容量小于30萬kW的老小機組容量占比19.6%。這說明全國火電裝機容量中近一半的是效率低、煤耗高、性能差的亞臨界及以下參數的機組和熱電聯產小機組，如表2所示。
表2全國火電機組容量等級占比
在實現碳中和過程中，國家應出臺政策首先淘汰關停效率低、煤耗高、役齡長的落后老小機組。2019年的統計數據表明，小于10萬kW的小機組容量11657.8萬kW,占火電總容量的9.8%,年利用小時數4431h, 比全國火電機組的平均利用小時4365h高出66h,小于30萬kW的機組容量超過2.3億kW,應逐一分析這些機組的實際情況，該淘汰的堅決淘汰；其次應該對占煤電容量30%的近1000臺亞臨界機組進行升級改造。將亞臨界機組的效率和煤耗提升到超超臨界的水平，以大幅度地降低其煤耗，同時大力改善其低負荷調節的靈活性，以大大提高其消納風電和光伏發電量的能力，尤其是亞臨界機組均是汽包鍋爐，具有良好的水動力學的穩定性，因而更加適應電網的負荷調節。徐州華潤電廠于2019年7月完成了對32萬kW亞臨界燃煤機組的改造，額定負荷下的供電煤耗從改造前的318g/(kW·h)降低到282g/(kW·h),每度電降低標準煤耗36g, 按年利用小時4500h計，相當于每年節約標煤5.2萬t, 減少CO2排放約14萬t。改造后機組不但具有穩定的100%～20%范圍內的調峰調頻性能，而且在19.39%的低負荷下仍然實現了超低排放，達到了大幅降低煤耗，顯著提高靈活性的目標。
2020年12月并網發電的安徽平山電廠二期工程設計供電煤耗251g/(kW·h),廠用電率按5%考慮，發電煤耗僅為238.45g/(kW·h),折算單位發電量的CO2排放量為643.8g/(kW·h),介于IPCC公布的油電與氣電CO2排放強度之間。
2.2.2 摻燒非煤燃料，進一步降低煤電碳排放
煤電的另一個低碳發展的方向是煤與生物質、污泥、生活垃圾等耦合混燒。煤與生物質耦合混燒發電主要的突出優點是：利用固體生物質燃料部分或全部代替煤炭，顯著降低原有燃煤電廠的CO2排放量；利用大容量高參數燃煤發電機組發電效率高的優勢，大幅度提高生物質發電效率，節約生物質燃料資源；利用已有的燃煤發電機組設備，只對燃料制備系統和鍋爐燃燒設備進行必要的改造，可以大大降低生物質發電的投資成本；參與混燒的生物質燃料比例可調節范圍大(通常為5%～20%),調節的靈活性強，對生物質燃料供應鏈的波動性變化有很強的適應性。
燃煤電廠摻燒生物質燃料，在國內外均有成熟經驗。摻燒污水處理廠污泥，在國內也有不少電廠投運，如廣東深圳某電廠300MW燃煤機組、江蘇常熟某電廠600MW燃煤機組、江蘇常州某電廠600MW燃煤機組。摻燒生活垃圾的主要是循環流化床鍋爐的燃煤電廠，也有先將垃圾氣化再摻入煤粉爐燃燒的電廠。
2.2.3 碳中和時中國火電機組的保留規模
2020年12月到2021年1月自湖南省通知有序用電之后，浙江、江西、陜西等多地都發出了限電的通知，全國多地出現拉閘限電。2021年1月7日當天晚高峰創出了全社會用電高點，達到了11.89億kW,全國的發電裝機容量為22億kW,為何不能保證11.89億kW的用電負荷呢?這就需要區分發電裝機容量與保供裝機容量。
2020年底中國發電裝機容量達到22億kW,但并不意味著這些機組能夠同時發電。2021年1月7日11.89億kW的用電負荷高峰出現在晚上，太陽能就是光伏發電沒有出力。剛好1月7日全國大面積沒有什么風，風力發電的裝機出力大概10%左右，全國5.3億kW風電和光伏的總裝機，有5億kW沒有出上力。冬季又是枯水期，我國3.7億kW水電的裝機容量在用電高峰時超過2億kW沒有出上力。另外，冬季是天然氣的用氣高峰，中國1億kW左右的天然氣發電裝機，有一半左右也沒有出上力。加上發電機組停機檢修、區域布局等問題，造成冬季缺電就顯而易見了。
2060年前中國爭取實現碳中和，電力行業首當其沖，需要大力發展可再生能源，但可再生能源不可控，不能作為保供電源。能夠作為保供電源的主要是火電、水電、核電、儲能(含抽水蓄能)。火電包括燃煤發電、燃氣發電、燃油發電、生物質發電等，是最可靠的保供電源。
2020年中國的水電裝機容量3.7億kW(含抽水蓄能3149萬kW),容易開發的水電資源已開發完畢，據報道中國的水電開發極限是4.32億kW。2020年中國的核電裝機容量0.5億kW,核電由于核安全問題，選址極其困難，加上核燃料資源的限制，不可能大規模發展，預計可發展到2億kW。
2020年中國建成投運的儲能項目累計裝機規模3560萬kW,其中抽水蓄能3149萬kW。2021年4月19日，國家能源局印發《2021年能源工作指導意見》,明確提出開展全國新一輪抽水蓄能中長期規劃，穩步有序推進儲能項目試驗示范。在所有儲能方式中，抽水蓄能經過了幾十年的工程實踐檢驗，技術最為成熟，也最具經濟性，具有大規模開發潛力，但選址較為困難。
與抽水蓄能相比，其他儲能項目規模都比較小，且有潛在的安全風險。儲能項目都是將電能的再次轉化，如抽水蓄能是將電能轉化為機械能，機械能再轉化為電能；化學儲能是將電能轉化為化學能，再將化學能轉化為電能等等，在轉換過程中會有大量的能源損耗。考慮到中國大規模開發風電與光伏發電，預計儲能項目需新增2億kW。
考慮到將來極端天氣會更多，仍以用電負荷高峰出現在冬季晚間為例，儲能、核電的出力能力均取1,水電的出力能力取0.5,計算可得儲能、核電、水電的同時發電能力為6.16億kW。
保留火電機組裝機8億kW,出力能力取0.85,用電高峰時發電能力6.8億kW。這樣，用電高峰時頂得上的發電能力為12.96億kW,基本可以保證電力供應。
2.3 以低碳能源為關鍵，大力發展風電與光伏發電
從表1中可以看出，國內外有商業應用的低碳能源有8種，中國的水電資源開發程度已經很高，核電選址較為困難，生物質發電規模已近2500萬kW,多余生物質燃料可摻燒到現有燃煤電廠，能夠發電的地熱資源非常有限，潮汐能發電早有建成的示范項目，但一直未能推廣，因此，現在能夠大規模發展以至于取代化石能源電力，取代煤電的就是可再生能源電力的風電和太陽能發電這兩種電源。
近10多年來中國的風電與太陽能發電均取得快速發展，如圖2所示。從圖2可以看出，中國風能發電裝機從2009年的1613萬kW增長到2019年28153萬kW,太陽能發電裝機從2009年的2萬kW增長到2019年25343萬kW。
圖2中國風電與太陽能發電的發展狀況
2020年12月12日，習近平主席在氣候雄心峰會上進一步宣布：到2030年，中國單位國內生產總值二氧化碳排放將比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消費比重將達到25%左右，森林蓄積量將比2005年增加60億m3,風電、太陽能發電總裝機容量將達到12億kW以上。
為了滿足全社會的用電需要，碳中和時中國非水可再生能源的發展預計將達到50億kW,主要是風電與太陽能發電，會有少量的地熱發電及潮汐能發電。
2.4 以儲能與碳捕集為補充，保障電力系統穩定
為減少棄風、棄光、棄水現象，保障電力系統穩定，發展儲能項目是非常必要的，但儲能項目不僅投資較大，而且本身消耗電能，如抽水蓄能是效率較高的儲能方式，能源轉換效率僅有75%左右，因此國家必須出臺相關政策，推動儲能項目的建設。
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)。碳捕集工程不僅投資大、運行費用高，而且面臨高耗能、高風險等問題。使用CCUS單位(kW·h)發電能耗增加14%～25%,導致能耗需求量大幅增加；CCUS各個環節成本高昂，導致CCUS難以發展應用；并且不論哪種方式封存CO2都存在泄漏風險，會造成難以評估的環境風險。但是，CCUS仍是碳減排潛在的重要技術，中國政府高度重視，在一系列國家規劃與方案中將CCUS列為緩解氣候變化的重要技術。
2021年1月國內最大規模15萬t/a CO2捕集和封存全流程示范工程在國家能源集團國華錦界電廠建成。
因此，降低碳捕集，利用和封存(CCUS)的成本、能耗及風險任重道遠，在沒有重大的技術突破以前，顯然不宜推廣應用。即使CCUS技術有所突破，也需要政府持續推進。
3 電力行業碳達峰、碳中和時CO2排放量
3.1 火電行業碳達峰時CO2排放量
2018年火電行業排放的CO2占全國排放總量的43%,約43億t。2021年4月22日，習近平主席在領導人氣候峰會上指出：中國將嚴控煤電項目，“十四五”時期嚴控煤炭消費增長、“十五五”時期逐步減少煤炭消費量。可以看出，2030年前煤電裝機容量還是會增長的，全國煤碳消費量會有所減少，但電煤消費量會有所增加，需要大力推進“以電代煤”,提高電氣化水平。
預計火電行業碳達峰時CO2排放量會在2018年的基礎上增長15%左右，約47億t。
3.2 火電行業碳中和時CO2允許排放量
據Pierre Friedlingstein等人的研究,2009—2018年全球每年化石燃料排放的CO2介于330～370億t之間，平均約350億t,全球碳循環后每年造成大氣中CO2增加約180億t,即全球每年化石燃料排放CO2約170億t時，就可實現全球碳中和。中國人口數占世界人口總數的18.5%,如果不考慮共同但有區別的責任，按全球人均CO2排放來考慮，中國碳中和時可排放CO2約31.45億t, 比2018年排放的100.3億t減少68.85億t。
2018年中國火電行業排放的CO2占全國排放總量的43%,不考慮碳中和實現時煤炭基本上均用來發電，其他工業行業的CO2排放占比會有所下降，火電行業應該上升的因素，火電行業可以排放CO2約13.5億t,電力行業的CO2排放指標應超過該限值。
3.3 電力行業碳中和時CO2預測排放量
依據前面的分析，在現有能源資源、技術水平及安全需求基礎上，碳中和時中國電力行業的發電裝機構成、發電量及CO2排放量測算如表3所示。風電與太陽能各按25億kW計，考慮到技術進步，除燃煤發電外，CO2排放強度均按表1中數值的0.8倍計算，全國煤電機組按發電煤耗281g/(kW·h)、供電煤耗295g/(kW·h)計，全國生物質量按折算1.07億t標準煤計，折算其裝機容量及發電量，1t標煤燃燒后排放2.7t的CO2。
表3碳中和時中國電力行業生產與CO2排放
從表3中可以看出，碳中和時，全國發電裝機容量高達64.3億kW,其中非化石能源發電裝機容量58億kW,占比90.2%;煤電裝機容量5.3億kW,占比8.2%;包括生物質與余熱、余壓、余氣在內的火電裝機容量8億kW,占比12.4%。從發電量來看，碳中和時，全國發電量近13萬億(kW·h),其中非化石能源發電量占比85.3%。
全國電力行業排放CO2量15.21億t, 其中火電行業排放13.18億t, 占全國可排放總量31.45億t的41.9%,小于目前的占比水平43%。可見，如果能夠實現上述目標，電力行業作出的貢獻是相當巨大的。
4 結語
(1)碳達峰包括達峰時間與峰值，碳中和不是CO2零排放，中國碳達峰時火電行業排放的CO2量約47億t,碳中和時火電行業允許排放CO2量約13.5億t。
(2)中國電力行業的發展路徑應貫徹以節能與摻燒為引領，保留火電機組不少于8億kW;以低碳能源為關鍵，大力發展風電與光伏發電；以儲能與碳捕集為補充，保障電力系統穩定等3條重要舉措。
(3)碳中和時中國電力裝機容量預計可達64.3億kW(不包括儲能容量),非化石能源發電裝機容量占比90.2%,發電量占比85.3%。電力行業排放CO2將從超過47億t下降至15.21億t, 其中火電行業排放13.18億t。
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