煤電+碳市場影響幾何?

　　1月1日起，全國碳市場第一個履約周期正式啟動，標志著全國碳市場進入新的發展階段。

　　根據生態環境部1月5日印發的《2019—2020年全國碳排放權交易配額總量設定與分配實施方案(發電行業)》，要求首批納入發電行業的2225家重點排放單位，于1月29日前完成配額預分配工作。

　　作為全國碳排放權交易系統建設的具體承擔單位，上海環境能源交易所董事長賴曉明近日透露，全國統一的碳排放權交易市場有望于今年年中正式啟動。屆時，先試先行的煤電行業將會何去何從?

　　落后小機組面臨淘汰關停加速

　　電力部門是能源領域二氧化碳排放的最主要部門。國際能源署數據顯示，中國發電產生的二氧化碳占中國能源相關總排放量的51%左右，2018年中國電力行業二氧化碳排放量總計49億噸，較2010年上升40%。

　　有業內專家告訴記者，全國碳市場選擇從電力部門入手的主要原因是考慮“抓大放小”的原則，煤電部門碳排放量大，管理相對規范，排放數據容易獲取。

　　那么碳交易將為煤電行業帶來什么影響?北京中創碳投科技有限公司事業部副經理李鵬分析：“短期看，煤電機組尤其是小機組、自備電廠將面臨較大壓力，碳市場會加速效率低、落后小機組的淘汰和關停。中長期看，隨著配額分配方式轉變，即免費分配的比例逐漸降低，拍賣比例逐漸提高，煤電機組整體成本會有較大程度增加。”

　　碳市場將提高煤電機組整體成本，但是否會有效倒逼煤電減排仍是未知數。李鵬告訴記者，碳市場跟火電廠節能技改要求等相關政策是耦合的，很難計算碳市場單獨對煤電行業碳減排效果起到多大作用。

　　就煤電減排本身，其可挖潛空間也越來越小。“煤電企業在節能降耗方面已經做了大量工作，且成效顯著，我國火電行業在全球處于領先水平，而先進的燃煤發電技術也意味著繼續在技術方面提升難度越來越大。”

　　提高發電效率方面，李鵬建議，在條件允許的情況下，將純凝發電改為熱電聯產，效率將大大提高，同時大幅降低碳排放。

　　大型機組燃料替代或成趨勢

　　碳市場倒逼落后小機組淘汰關停后，留下的大型先進機組將往何方去?

　　相關機構預測，2050年可再生能源比例或將達到70—80%，成為我國能源結構的主力。

　　但不可否認的是，我國未來仍將存在大量高參數、大容量、低排放煤電機組。有研究指出，至2050年我國仍需保留400—700GW煤電，承擔基荷、調峰和供暖需求，但是需要對現有機組進行靈活性改造和熱電協同改造。

　　李鵬具體分析：“大型、高效的百萬機組未來可能主要作為調峰電源，進行靈活性改造后，每年運行小時數降低，其排放總量也會隨之降低。”

　　有多位專家指出，調峰機組頻繁起停會導致供電煤耗、強度提高，這時就需要電力市場起到配套支持作用。如將大型煤電機組作為調峰電源，參與調峰輔助市場服務，解決新能源消納問題，在電價方面享更多優惠。

　　除了作為調峰電源、減少運行時間，摻燒生物質等燃料替代來降低碳排放也是有效方式。“生物質生長過程中吸收二氧化碳，燃燒過程中放出，因此生物質燃料發電是碳中和的過程。”李鵬介紹，摻燒的生物質比例越高電廠碳排放總量和強度降幅越大，或可成為未來煤電廠在碳市場下的應對方向之一。

　　有報告預計，在能源結構低碳化的驅動下，電力系統2050年直接排放的二氧化碳水平將比2020年下降約80%。

　　煤電+CCS可期

　　有報告指出，電力系統若要實現長期二氧化碳深度減排，CCS(碳捕獲與封存)技術將發揮重要作用。CCS可以捕獲90%的碳排放量，在燃煤電廠加裝CCS裝置將可使實現煤電機組的低碳化。預計到2050年，電力系統CCS技術埋存量可達5.1億噸，能源系統的二氧化碳凈排放量將降為24.1億噸。

　　“CCS在技術上相對成熟，但成本較高。”李鵬初步估算，一家煤電廠加裝二氧化碳捕集系統可能使發電效率下降8—10%，也意味著企業的經濟成本同步增加，這并不是一筆小投入。

　　國內少數示范性質的CCS工程近年來陸續進入了公眾視野。2019年11月，國家能源集團國華電力公司15萬噸/年燃燒后碳捕集和封存全流程示范項目開工。中國華能集團清潔能源技術研究院開發的我國首套1000噸/年相變型二氧化碳捕集工業裝置在華能長春熱電廠已于2020年11月成功連續穩定運行。

　　國網能源研究院院長張運洲提出，通過在煤電機組加裝CCUS(碳捕獲、封存與利用)裝置，可捕捉二氧化碳，與綠氫廣泛結合大規模制取甲烷或甲醇，在終端替代進口油氣。同時保留了系統轉動慣量，有助于保障電力系統安全穩定運行。

　　“CCS未來商業化應用過程中首先需要解決其經濟效益問題。”李鵬對此表示，采用CCUS制取化工產品，或許是煤電通過碳減排獲取經濟效益的可行方式之一。