“‘构建以新能源为主体的新型电力系统’和‘十四五’末可再生能源成为增量电力消费主体的工作目标将促使电力行业碳达峰的时间进一步提前。中国电力行业如果能主动积极地应对挑战，提前实现碳达峰，不仅会对其他行业起到示范和引领作用，还将显著地推动‘双碳目标’的实现。”近日，在北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目主办的“电力行业能否率先碳达峰”系列沙龙上，与会专家围绕电力行业能否率先碳达峰？会以怎样的峰值水平、在何时达峰？“双碳”目标下，电力行业该如何发展等问题展开了探讨。
电力行业2025年可实现碳达峰
“要将电力行业达峰置于全社会实现‘双碳’目标的背景下看待。”全球能源互联网发展合作组织气变环境处处长杨方认为，在实现“双碳目标”的道路上，电力行业需兼顾4个关系，即兼顾碳排放控制与能源发展安全、近期达峰与远期中和目标、电力行业与其他行业达峰关系、技术可行与经济高效关系。
杨方表示，电力行业在2025年可以实现碳排放达峰，峰值在45亿吨二氧化碳水平，到2030年降到41亿吨。在达峰到碳中和的阶段，依靠清洁替代和电能替代的累计减排贡献达到80%。电力行业2025年碳达峰，2050年前净零排放，有利于全社会的协同减排和效益最大化。
国网能源研究院能源规划所室主任元博从全社会碳预算角度来考虑电力系统的减排责任和措施。他认为，电力系统单独实现达峰难度不大，应更好的控制峰值水平，以降低碳中和目标的实现难度。综合判断下，元博认为。2027年前后电力系统与能源系统碳排放可以实现同步达峰，预计峰值约为45亿吨。其中煤电排放40亿吨，气电排放5亿吨。
北大能源研究院气候变化与能源转型项目副主任康俊杰展望了“十四五”电力行业的发展。康俊杰认为，电力行业应力争实现“三达峰”：一是电力行业碳排放达峰，峰值40亿吨左右。二是煤电装机达峰，峰值11.5亿千瓦，三是煤耗量达峰，峰值13.8亿吨标煤。
“电力行业不是‘能否’，而是‘应该’率先达峰。”北大能源研究院副院长杨雷说。
除此之外，杨方和元博两位嘉宾还都提到碳达峰的水平、时间、平台期将直接影响碳中和实现的成本。
杨方表示，峰值过高或者滞后达峰都将增加后期的减排压力，增加额外的全社会减排成本。以煤电为例，如果“十五五”前期煤电装机进一步增长到13亿千瓦，累计碳排放将高出140亿吨以上，减排成本将额外增加3.7万亿元。如果达峰年限较全国滞后两年（2032年），达峰至中和期间年均减排量将增长1.6亿吨，减排成本将额外增加8万亿元。
元博认为电力碳预算高低直接影响转型力度和成本，要控制电力碳排放峰值水平，采用“先慢后快”的节奏安排达峰到中和的减排路径，有利于降低成本和实现难度。
严控煤电总量 优化煤电布局
“电力行业95%的排放来源于煤电，所以峰值水平和达峰时间很大程度上由控煤水平来决定。”杨方认为要严控煤电总量，转变煤电定位，优化煤电布局，实现煤电装机2025年左右达峰，峰值控制在11亿千瓦，2030年降至10.5亿千瓦左右。
康俊杰表示，“十四五”期间，要实施煤电灵活性改造，推动煤电由主体电源逐步转变为调节电源。在华东、华中和华南地区，可以根据电力需求情况增加极少量的煤电机组。此外，应通过调整政策措施，制定更加严格的煤控制目标和电力行业提前达峰的发展目标。应收紧煤电项目核准权限，除中央特批外，地方政府不再核准新的商用煤电机组。制定更加积极的落后煤电淘汰目标，“十四五”力争淘汰5000万千瓦。
对于严控煤电，北大能源研究院气候变化与能源转型项目高级顾问杨富强认为要做到“十四五”新增煤电装机容量是“十三五”的1/10，才可称为“严控”。1/3、1/2都不是严控，是经济的照常情景。严控审批权，原则上“十四五” 除技术储备和示范工程项目外,不再核准新的煤电项目。
元博强调，要科学确定煤电发展定位及达峰时间。煤电发展难以做到“急刹车”，“十四五”煤电装机还会适度增长，“十五五”进入峰值平台期。未来，新增煤电主要发挥高峰电力平衡和保障作用，煤电装机在2030年后进入快速下降通道，到2060年仅存留很少一部分煤电，其中未加装CCUS的煤电机组保持很低的利用小时数，作为应急调用电源。
国网能源研究院原副院长胡兆光认为，如果将2060年还保留的煤电全部转变成气电，额外增加的用气量和较电力系统75亿千瓦左右的总装机量来说都微不足道，但却能解决电力系统调峰及一系列安全稳定运行问题。
国家发改委能源研究所原所长戴彦德认为，应大力发展天然气，支撑可再生能源的消纳，减少煤炭消费。“化石能源要‘减煤控油增气’三者协同。天然气的价格和补贴问题要配合碳中和重大政策调整来考虑。”戴彦德说。
依靠政策驱动和科技创新
未来十年，电力行业实现达峰的重点举措有哪些？
杨方认为，在严控煤电项目的前提下，一要加快清洁能源开发。大力开发西北部清洁能源基地，因地制宜发展东中部分布式能源。到2030年，清洁能源占一次能源比重达到31%。二要加快特高压骨干通道建设。加快特高压交流同步电网建设，推动跨国电网互联互通。三要积极发展电制燃料。到2030年，清洁电力制氢经济性超过化石能源，电制燃料产业实现规模化发展。2060年我国绿氢产量将达到7500万吨（含1500万吨氢发电）。四要扩大灵活性资源规模。由电源侧灵活性资源主导转变为源网荷储各环节灵活性资源协同优化，多措并举深挖灵活性资源潜力，提升系统调节能力。2025年、2030年末，通过增加3800万、4500万千瓦抽水蓄能，4000万、9000万千瓦电化学储能，发展6000万、3000万千瓦燃气发电作为调峰电源，并综合采用需求侧响应、电网互联等措施，保障系统安全稳定运行。
元博表示，一是促进分布式、微电网与大电网融合发展。二是实现技术创新和突破。超前布局、集中攻关常规电源低碳化、储能、氢能、电网数字化等一批关键核心技术。三是新能源在实现“双碳”目标过程中要起决定性作用，并且要积极应对新能源高比例消纳及系统电力平衡问题。2030年前新增电力需求主要由非化石能源发电满足，2030年后，以新能源为主的非化石能源发电满足全部的新增电力需求，同时逐步替代存量化石能源发电。坚持集中式与分布式开发并举，构建多元化清洁能源供应体系。发挥多元化清洁能源、需求侧资源和传统火电的电力平衡保障作用。
从政策措施层面看，几位专家都强调要推动电力市场和碳市场融合发展。
“要促进清洁能源消纳，发挥成本疏导功能，整合多种政策机制。”杨方表示。
元博认为，建立完善的可再生能源消纳责任制、容量市场和辅助服务市场，促进电力市场与碳市场在改革进程中相衔接，发挥市场配置资源的决定性作用。同时元博还提出，要坚持节能优先战略。依靠产业结构调整和节能提效，控制一次能源消费总量。加强顶层设计。进一步明确电力行业碳预算，建立统筹兼顾的利益平和机制。完善绿色金融政策框架，发挥绿色金融对能源转型的服务和引导作用。
“要构建以新能源为主体的新型电力系统，制定有利政策推动节能和需求侧响应，转变电力改革思路，建立合理的收益与成本分摊机制。”康俊杰认为。（中国工业报）
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