截至2019年底，我国煤电装机达到10.4亿千瓦，2019年煤电发电量4.6万亿千瓦时，在各自总量中占比分别为52.0%、62.3%。
煤电供给侧改革近年取得了显著成效，仍有必要继续实施，优化存量煤电，主动减少无效供给。
随着“2030年碳排放达峰、2060年实现碳中和”目标的提出，以及“十四五”能源规划出台在即，煤电再次置身能源转型的“风口浪尖”。
由于资源禀赋以及煤炭的物质特性，煤炭生产、加工、利用等环节产生的碳排放是我国碳排放的主要构成部分，尤其煤电占据了排放“大头”。
“十四五”及更远的未来，煤电将达到什么规模、扮演什么角色、选择什么技术路线……对于这些疑问，答案已渐清晰。
煤电碳减排压力巨大
“与发达国家相比，我国实现碳中和的时间减半，难度加倍，任务艰巨。”全球能源互联网发展合作组织经济技术研究院院长周原冰近日公开表示。
据国网能源研究院能源规划所主任工程师张富强介绍，我国未来可能将承受更多来自碳减排的国际压力。“在电力领域，多个欧洲国家已实现零煤电或提出明确的煤电退出计划。”
“对应碳中和目标，意味着单位供电碳排放必须从600克/千瓦时下降到100克/千瓦时，甚至50克/千瓦时。”周原冰直言，要实现2030年碳排放达峰、2060年碳中和目标，我国煤电装机必须在“十四五”达峰，并在2030年后快速下降。
作为目前乃至中长期我国电力供应的主力，煤电的生产方式决定了其必然会产生大量二氧化碳，而碳捕获、利用与封存（CCUS）被视为解决这一短板亟待突破的技术。“华润电力海丰公司建设了年产2万吨的碳捕集项目，为氨法、膜法两种技术路线搭建了实验平台，希望能够寻找到更加经济的材料、技术路线，以期降低碳捕集成本。”华润电力海丰公司办公室副主任王晓东介绍。
不过，CCUS技术目前尚未展现出足够的商业化可行性。“根据目前情况测算，煤电应用CCUS将使能耗增加24%到40%，投资增加20%到30%，效率损失8%到15%，综合发电成本增加70%以上。”周原冰指出，CCUS在实现碳移除、碳中和中不可或缺，但在煤电领域难有大规模应用可能。“即便没有CCUS，煤电未来的竞争力都将大大减弱，其难以承受CCUS带来的成本大幅增加。”
装机规模标出 “限高”
据统计，截至2019年底，我国煤电装机达到10.4亿千瓦，2019年煤电发电量4.6万亿千瓦时，在各自总量中分别占比52.0%、62.3%，较“十二五”末下降7个百分点和5个百分点。
占比虽在下降，但煤电规模仍保持在较高水平。而在电煤价格持续高位运行、煤电利用小时数大幅下降、降电价政策持续推进等因素叠加之下，煤电经营形势不甚乐观。根据业内专家提供的数据，2018年，全国15个省区的煤电整体亏损，五大发电煤电亏损面超过50%；2019年五大发电集团公司整体经营形势有所好转，但除国家能源集团、华电之外，其他三家集团的煤电业务亏损高达100多亿元。
无论是已趋过剩的供需形势、艰难的经营环境还是来自碳减排目标的约束，均为未来5至10年甚至更长时间内煤电的装机规模标出了“限高”。针对不同情景，专家分别提出了11亿千瓦—13亿千瓦的煤电装机峰值预测。
“煤电供给侧改革近年取得了显著成效，仍有必要继续实施，优化存量煤电，主动减少无效供给。”华电集团副总法律顾问陈宗法指出，煤电产能过剩仍是发电行业的“风险源”，煤电要实现脱困、转型，增量要严格控制，存量要先完成淘汰关停与重组整合，再分类实施升级改造。“从企业的角度，希望国家能建立起帮助煤电退出、促进能源清洁转型的公平长效机制。”
煤电“十四五”定位需谨慎
尽管业内专家对煤电规模峰值的预测仍有较大差异，但均对“十四五”期间挖掘存量煤电潜在价值的重要性表示认同。
张富强指出，“少新建，多延寿”是发挥存量煤电作用的重要途径。“按30年设计寿命计算，2020-2030年将有1.4亿千瓦煤电机组退役，2030-2050年则高达9亿千瓦。从国际经验和我国早期投产煤电机组来看，煤电机组服役40-50年是可以实现的安全运行寿命。”
对此，华北电力大学经济与管理学院教授袁家海表示认同。他认为，不能单纯以现有技术、资源为框架来思考2030年、2040年煤电的功能和作用。“例如，当交通领域电气化水平大比例提升后，电动汽车本身将成为重要的电力系统灵活性资源，而非只能靠煤电来提供灵活性。”
此外，陈宗法强调，“十四五”规划制定时应该防止出现“两个倾向”。“一个是为了实现2060远景目标，几乎全部只发展新能源；另一个是把‘十三五’末安排的煤电进度照单全收，不加以限制。两者都不可取。”
“如果看不清近期路线，就该多看看远处的目标。”针对业界对煤电未来发展道路的争议，周原冰认为，能源电力企业应该把握住能源转型的大趋势，未雨绸缪，加快运营模式和经营管理的创新，在新的市场环境中找准定位。
