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    理论前沿    
  “双碳”目标下火电行业风险分析及防控策略(2022-6)  
企业管理杂志 发布时间:23-02-15        
   

文|胡文森  李永杰



【内容摘要】火力发电是我国主要的能源转换方式之一,也是碳减排主体之一。本文分析了我国火电行业碳减排潜力,从能源安全角度研判碳减排存在的风险与挑战,提出建立规范的绿色型电源、灵活的调节型电源、高效的综合型电源、低碳的环保型电源、可靠的兜底型电源、智慧的数字化电源等碳管理综合防控策略,为火电行业低碳转型发展提供参考。
【关键词】双碳   碳达峰碳中和   火电行业   碳减排   碳管理

      我国作为全球最大的一次能源消费国家,2019年占全球能源消费总量的24.3%,其中,化石能源消费占一次能源的比例约85%,火力发电更是主要的能源转换方式之一。要在2060年前实现“双碳”目标具有一定的挑战。然而,火电行业在节能化、低碳化、氢气化等方面均具有碳减排潜力,可以采用节能改造、燃料替代等方式,减排潜力可达18.7亿吨CO2,相当于现有年排放量的40%~45%。
      本文从能源安全角度研判碳减排存在的风险与挑战,提出推动绿色转型和能源安全协同发展的防控策略。

一、火电行业碳减排存在问题与挑战

      火电行业低碳转型对于完成碳达峰碳中和目标,保障国家能源安全至关重要。但在碳减排过程中还存在一些影响能源安全的风险和挑战。
1. 排放约束风险:高碳电力生产与有限碳配额的平衡
      我国碳市场率先从火电行业起步,将对电力发展产生深刻影响。随着全国碳交易市场的启动和随之而来的碳配额购置成本,将增加火电企业的生产经营成本,促使其加大力度推进碳减排。
      从短期来看,我国碳交易市场建立初期,碳配额分配不会过紧,分配方式没有完全市场化,短期对火电行业整体影响较小。从中长期来看,根据国际碳排放权交易市场发展规律,我国碳市场运行稳定有序后,发电企业碳排放配额将逐步收紧,有偿拍卖比例上升,火电企业整体经营成本将会大幅提升,影响企业参与电力市场交易的策略。因此,必须转变发展理念和管理方式,主动适应和参与碳市场交易,提升碳资产管理水平,处理好高碳电力生产和有限配额之间的关系,加速推进低碳转型发展。
2. 运行稳定风险:灵活性资源紧缺与兜底保供的平衡
      “双碳”目标下,以新能源为主体的新型电力系统建设将面临着系统灵活性资源稀缺的问题。
      电力系统是一个超大规模的非线性时变能量的平衡系统,必须要随时保持供需平衡,其现有运行模式是“源随荷动”,以确保电网能够消纳大容量的风、光电的发电量,火电必须转型为调节型电源,同时继续承担起供电安全“压舱石”的功能。因此,我国电力市场体系建设如何保障灵活性电力资源供应的充裕性和经济性,如何协调好火电在各个时期所承担的功能作用,更好地处理好灵活性与兜底保供的平衡关系,是保障电力供应安全亟需解决的问题。
3. 供求平衡风险:用电增长与煤电产能退坡的平衡
     随着我国产业结构不断优化,用电需求重心逐步向第三产业和居民用电转移,用电负荷的峰谷差距也将逐步扩大。随着大部分省级电网负荷尖峰化和双峰化特点的进一步发展,电力供应紧张区域将呈扩大趋势,局部区域时段性系统调峰能力不足问题将更为突出。电力供应既要满足社会发展的电力增量需求,又要补足煤电产能退坡的存量缺口。短期看,新增电力需求全部由非化石能源发电量满足仍有较大差距,煤电发电量仍需保持增长,煤电仍然起着主要的电力安全保障作用,尤其是应对偶发性的需求猛增或新能源持续低出力的电力供应紧张情况。因此,实现“双碳”目标,必须立足国情,避免踩“急刹车”,应协调好煤电产能退坡与保障需求之间的关系,统筹好短、中、长期发展规划。
4. 资产管理风险:资产搁置与减碳成本的平衡
      目前,我国火电总体呈装机规模大、占比高、服役时间短的特点,结构性风险和转型难度远超其他国家。2020年,我国煤电装机10.8 亿千瓦,占全球煤电装机一半。我国近90%的煤电机组为近20年投运,截至2020 年,我国现役的1太瓦煤电机组平均运行年龄才约13年,美国则有85%以上机组服役超过30年(如图1所示)。从设计与成本角度考虑,我国煤电设备整体偏“年轻”,按照40年的服役期限考虑,为了实现“双碳”目标,煤电机组将在到达寿命周期之前提前退役,搁浅资产损失巨大。

 


     在推动火电转型过程中,相对落后的火电机组若不加以改造升级,就将无电可发成为搁浅资产,而减碳改造带来的成本又将会加重火电企业的负担。尤其是高碳资产、高成本资产、老旧存量资产将面临巨大风险。因此,火电企业协调资产搁置与减碳成本之间的平衡关系,加快推进投资决策模式和生产方式的调整,淘汰相对落后的火电机组,努力减少生产操作过程的碳排放,将成为火电行业转型发展的共同选择和重大课题。
5. 盈利模式风险:电能生产与多元市场的平衡
      在电力转型过程中,火电企业原有盈利空间受到挤占,既遭遇资源与环境的约束,又面临体制与技术的改革创新,同时还要应对快速变化的市场与不断涌现的跨界竞争对手的冲击。在市场方面,煤电将面临煤炭市场、电力中长期交易市场、现货市场、辅助服务市场、资本市场、碳市场的多重交织影响。
     “双碳”目标下,电力行业应当尽快适应新的多元市场机制,积极参与电量市场、容量市场、辅助服务市场、碳市场与金融市场,积极探索火电企业发展的多元灵活方式。在淘汰部分高成本落后煤电机组的同时,不断提升先进煤电机组的安全性和经济性,提供高渗透率的可再生能源并网发电所需的调度服务,从中获得可以长期稳定运营的收益。
6. 市场挤兑风险:可再生能源冲击与煤电发展的平衡
     可再生能源的大规模发展是新一轮能源与电力系统变革的必然趋势, 也给电力系统稳定性和安全性带来了严峻挑战。从全球来看,可再生能源的发电成本持续下降,逐渐开始低于化石燃料发电成本。据测算,过去10年,全球陆上风电和光伏发电的成本分别下降了60%和85%。同时,在可再生能源激励政策下,可再生能源发电高占比的电力现货市场,多时段、频繁出现零电价甚至负电价,市场化电源在电能量批发市场的受益持续下降。随 着可在再生能源渗透率的不断提高,稀缺价格机制和容量市场机制也不足激励全收益市场化火电投资。
     从火电企业来看,火电与可再生能源发展出现的不协调、电力市场的不完善,将增加系统安全运行风险,形成新能源弃风弃光和火电企业亏损甚至破产的局面,造成了不公平的市场竞争环境,影响了煤电企业合理收益。如何保障电力供应安全,如何推动火电与可再生能源协调发展,激励可靠电源投资保障发电容量的充裕性,用规范的市场机制协调电力系统的平衡和经济利益,是电力市场建设中亟待解决的问题。

二、火电行业转型发展方向
      为实现“双碳”目标,实施绿色转型,我国应构建新型电力系统,将火电功能由主体基荷电源向支撑调节性电源转变,由单一电力供应向综合能源服务转变,由高碳电源向低碳保障电源转变。火电行业应积极适应新定位、增强新功能、拓展新模式,积极拓展长期发展空间,应着力推进六个方向的转型升级。
      一是碳排放市场建设。应加强碳排放市场机制顶层设计,合理评估现有碳排放制度的松紧度,在考虑火电企业履约、减排成本的前提下,适时收紧免费额度,引入配额拍卖制度。二是煤电灵活性升级。应强化规划引导,完善适应性体制机制、制定科学标准和监察机制、鼓励科技研发攻关和模式创新等配套政策保障。三是综合能源服务。应健全原料成本疏导机制,顺畅行政管理体制,完善分时电价等价格机制,支持能源领域智慧化信息化技术研发应用。四是煤电低碳技术。应权衡液氨掺烧、碳捕集利用与封存、生物质掺烧等技术的利与弊,从技术研发和政策保障方面给予支持,促进技术进步与成果应用。五是应急备用调峰建设。我国“十四五”期间将有超过5000万千瓦煤电机组到役,应及早完善顶层规划、健全保障机制、明确技术标准、完善监管体系和配套财政政策。六是数字化、智能化。火电企业可从设计规划、基础建设、生产运营等方面,积极拓展智慧化技术开发建设与创新应用。

三、火电行业碳减排应对措施

      在保障能源安全性、经济性前提下,火电行业需从各个环节和系统综合施策,为能源安全稳定供应,低碳转型高质量发展“保驾护航”。
1. 建立碳管理更加规范的绿色型电源,对冲碳约束成本
      火电行业应主动应对碳排放新趋势,合理利用碳价与市场机制从中受益,实现高碳电力生产与有限碳配额的平衡。一是加强碳排放核算。从全生命周期角度出发,加强火电行业碳排放考核,采用市场手段促进煤电机组技术进步和提升。二是加强碳排放管理。对碳排放数据进行科学测算和有效管理,实施事前、事中、事后管控,对碳排放的财务成本进行有效评估。三是开展碳市场研究。推动全国碳市场与电力市场协同发展,建立联动机制,合理疏导碳排放成本,统一制定碳排放权交易策略,有机衔接电力现货市场、碳市场、辅助服务市场、绿证市场,充分利用金融市场工具对冲企业的碳约束成本。四是拓展创新商业模式。探索利用不同区域、行业、场景的创新商业模式,挖掘现有节能减碳空间,创新业务模式,提供灵活的辅助服务,提升企业经济效益。
2. 建立更加灵活的调节型电源,维护电力系统安全稳定
     根据《“十四五”现代能源体系规划》安排,力争到2025年,煤电机组灵活性改造规模累计超过2亿千瓦。建立灵活性调节电源,应从以下四个方面着手:
     一是做好顶层设计。明确总量目标,科学规划煤电灵活性改造容量。建立全国范围内的省级煤电调峰评价体系,引导煤电企业优先在调峰资源匮乏、市场机制成熟的局部地区开展灵活性改造。二是完善机制。健全调峰市场机制,保证调峰合理收益。加强电网调度监管,确保煤电机组调峰能力的调度程序公平公正,建立合理的调峰容量及长效电价机制。三是科学制定标准。明确灵活性改造的机组范围,合理规划机组改造内容及进度。明确煤电机组调峰能力核定准则、能耗及排放标准,研判科学的调峰深度,加强运行安全和寿命管理。四是提高能效水平。提升现有机组的能效水平,合理建设高效超低排放高参数的先进煤电机组来替代中小型燃煤机组,促进其与可再生能源的耦合发展,推动实现系统单元的碳中和。
3. 建立更加高效的综合型电源,拓宽煤电服务边界
      从我国现阶段能源资源禀赋、电源结构基础和安全保供方面考虑,煤电在相当长一段时间内仍需发挥重要作用。可根据用户多样化需求,结合煤电机组实际能力,提供冷、热、气、用能管理等多元化的综合能源服务。一是拓展综合能源供应。以传统发电业务为中心,结合周边用户的采暖、工业蒸汽、压缩空气等其他用能需求,拓展能源生产的边界。二是布局分布式发电。在产业聚集区、工业园区等用能需求集中区域,发展多能互补的分布式多联供能源系统。三是规划能源输送管廊。结合用户用能需求,综合规划能源输送管廊,充分利用管线路由。四是拓展其他增值性服务。结合目前售电业务,为用户提供用能优化、需求响应等增值服务。
4. 建立更加低碳的环保型电源,推动煤电清洁高效利用
      未来煤电存续空间主要取决于低碳技术的发展及应用规模,助力实现近零碳排放,提供稳定清洁电力。一是梳理低碳关键技术清单。系统审视二氧化碳捕集利用与封存技术、低碳燃料掺烧技术全流程工艺,系统梳理存量煤电三改联动的各项关键技术,重点突破真正“卡脖子”的关键技术。二是整合相关领域科技资源。畅通产学研上下游自主创新协作,深化能源科技创新平台建设,构建以企业为主体、市场为导向、产学研用深度融合的技术创新体系。三是持续加大科技创新力度。重点围绕煤炭清洁高效利用、碳捕集与封存、分布式能源建设等领域,攻克一批基础材料、核心工艺和关键装备技术难关,促进先进信息技术与能源技术深度融合。
5. 建立更加可靠的兜底型电源,发挥煤电应急备用功能
      “十四五”及中长期,重点做好到期煤电转应急备用调峰电源的定位、定性、定量、定价,发挥应急顶峰和备用保供作用。一是完善顶层规划,引导到役煤电有序转型。统筹兼顾新型电力系统建设与能源电力保供,合理规划新能源发展与传统化石能源转型的节奏,科学研判设定各区域应急备用调峰电源阶段性容量目标。明确到役煤电机组转应急备用和调峰电源在新型电力系统中的功能要求,确立适应其功能特性的运行调度原则和市场参与方式,做好用能权、碳配额等机制的衔接工作。二是健全保障机制,确保转建机组良性发展。科学设计应急备用电源的调度机制,避免长时段超低负荷运行或过度频繁启停。建立合理价格机制,因地制宜地制定容量电价和基础电量电价政策。三是明确技术标准,保证存续设备安全运行。严格制定拟转应急备用调峰电源的设备安全性标准,科学制定应急调峰电源的能效标准和运行控制技术标准。四是坚持市场化方向,完善煤电价格市场化形成机制。畅通煤电、煤热成本传导机制,加强市场监管、规范交易行为。构建体现煤电功能型价值的价格体系,建立多元化的辅助服务市场品种及用户侧参与的辅助服务费用分摊机制,疏导煤电辅助服务成本。建立煤电长效互保机制,建立中长期煤电长协机制,确保煤电合理稳定的利润水平。五是优化电源开发布局,合理安排可再生能源与煤电发展规模。综合各地资源条件、电网条件、负荷水平等因素优化煤电、可再生能源项目开发时序,坚持集中式和分布式并举开发新能源。
6. 建立更加智慧的数字化电源,提升煤电安全智能水平
      推进火电行业智慧化水平提升。一是加强数字化顶层设计规划。把数字化建设作为新基建的重要组成和抓手,制定火电行业数字化转型规划和方案。二是完善数字化基础设施建设。应用综合智能化传感技术、大数据收集、传输、存储、整合及快速搜索提取技术,探索建立大型电厂电站群远程通信及数据可视化平台。研究无人机、机器人在勘测、运维中的人工作业替代。三是加强数字化生产及运营。以提升全要素生产率为核心,积极推动能源生产与先进信息技术深度融合,大力探索5G、云计算、人工智能等新一代信息技术创新应用,推动业务升级和管理模式创新。■


主要参考文献
[1] 国家发展改革委,国家能源局.全国煤电机组改造升级实施方案,2021.
[2] 电力规划设计总院.电力行业碳达峰路径研究,2021.
[3] 清华大学气候变化与可持续发展研究院.中国长期低碳发展战略与转型路径研究.中国人口·资源与环境,2020,30(11):1-25.
作者单位 国家能源集团

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