煤电的未来，还需再准确定位

在2023年推出容量电价以来，又一个对煤电未来有重大影响的政策出台。

华夏能源网（公众号hxny3060）获悉，近日，国家发展和改革委员会公布了《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》。该行动方案旨在推动煤炭与生物质掺烧、与绿氨掺烧，以及碳捕集、利用和储存（CCUS）三种工程方案的应用，以降低煤电行业的排放量。

行动方案还对煤电发展提出了明确目标：到2025年，改造后的煤电项目碳排放强度应较2023年的基准线降低20%；到2027年，降低50%，与“更清洁”的燃气电厂的排放强度相当。

该政策的出台，是推动煤电行业加速向“双碳”目标迈进的重要一步，在节能减排、绿色发展方面意义重大。

从产业的角度看，联系到此前种种举措——从双碳目标提出初期的严厉“去煤”，到重新确定煤电在新型电力系统建设中的“压舱石”地位，再到如今的以低碳化改造解决煤炭污染难题——可明显看到政策层面对煤电的态度在发生转向。

那么，在能源变革的大转型时代和波澜壮阔的碳中和进程中，煤电到底要充当什么样的角色？煤电的未来到底在哪里？本文通过解读与煤电发展相关的政策指引，试图来看清煤电未来的真实命运。

低碳化改造的空间与成本

基于煤电在未来很长一段时间内都将是保供的主体，电力领域的碳排放又很高（占到了45%左右），对煤电进行低碳化改造是必须的。

但是，这里面有一个空间的问题：煤电降碳的空间有多大？

华夏能源网注意到，中国工程院院士彭苏萍在一场论坛演讲中提到，2010年，时任美国总统奥巴马公布了清洁电力生产法，提出在美国每生产1千瓦时的电力二氧化碳排放是637克。637克碳排放折合成标准煤210克，也即度电烧煤控制在210克。可是，后来美国还是被迫放弃了这条减碳路径，加之美国爆发了页岩气、页岩油革命，美国进而转向支持更加清洁的气电。

那么中国呢？彭苏萍院士指出，“十三五”时期中国电厂的度电燃煤目标是310克，目前，中国最好的电厂度电耗煤量是270克左右。但是，彭苏萍强调，“中国达到这样标准的电厂不到五家”。

目前中国煤电度电耗煤是300克左右，《行动方案》提出的煤电低碳化改造向气电看齐，到2027年煤电厂度电耗煤量减半，那就相当于度电耗煤需要减半至150克左右。这一目标比奥巴马政府提出的210克的目标要更进一步，难度无疑要大得多。

第二个问题，进行煤电低碳化改造需要的成本有多高？

要实现《行动方案》中提出的低碳化目标，严格执行掺烧生物质、掺烧绿氨以及加装CCUS三大低碳化改造方案，必然会大幅推高煤电成本，进而推高电价、增加能源转型的系统成本。

生物质的能量密度低，收集、储存和运输困难，生物质燃料只有在有限的运输半径内才具有经济可行性。正因如此，许多生物质发电厂都不经济，一旦补贴跟不上，就会陷入运营困境。如果未来煤电厂加入生物质燃料战局，生物质燃料价格将飙升。

“绿氨”掺烧同样是代价较高的解决方案。绿氨的生产成本很高，而且，通过水电解制备“绿氢”（绿氢再合成绿氨）的过程极其耗能，仅将可再生电力转化为“绿氢”就会导致40%的绿电能量损失。

加装CCUS也不例外。此类项目试点过去往往由公共资金和国际发展资金资助。试点项目证明，该技术不仅成本高昂，而且极为耗能。将此种昂贵的解决方案应用于利用率不断下降、盈利能力不佳的煤电厂，企业有多大积极性要打个大大的问号。

当然，如果能够不计代价、不计成本的去做，大规模掺烧生物质、掺烧绿氨以及加装CCUS，即使煤电的碳排放最终无法和气电拉齐，但低碳化改造还是能够取得很大效果的，至少要比现在的碳排要低很多，这是有积极意义的。

而低碳化改造的成本，最终还是要寻找“出口”，要么是煤电企业负担，由此重返巨额亏损；要么是往下游转移，最终必然推高电价。无论哪种选择，都是双碳转型需要付出的代价。

从激进去煤到“先立后破”

“双碳”背景下，最难拿捏的是煤电到底要怎么样去定位，煤电未来要走向何方？

实现环境与气候目标，离不开对行政手段的高度依赖，而行政的手段往往会“一刀切”。在政策“指挥棒”下，产业风潮带来的影响是惊人的。这在煤电产业近几年的发展中表现的尤为明显。

2020年底，“双碳”目标出炉后，地方政府为完成能耗双控目标，各地开始激进去煤、限煤，在层层加码后传导至电力领域。由于电力供应紧张，2021年三四季度爆发了罕见的电荒，多地在6、7月份拉闸限电，东北地区居民的正常生活用电甚至都受到影响。

缺电危机的同时，煤电企业陷入了噩梦般的亏损泥潭。2021年，全部电力央企煤电业务亏损超千亿元，2022年全国火电又续亏了660亿元，燃煤发电也由此一度失去盈利能力。

一边是缺电闹电荒，一边是煤电企业巨额亏损，这引起了高层的重视。2021年10月份召开的国务院常务会议明确强调，要避免重蹈“运动式减排、减碳”的覆辙，避免对经济发展造成巨大冲击。其后，相关部门提出了气候政策体系的“1+N”模式，“1”就是反对运动式减排与减碳，提倡建立长效机制，以避免对经济造成剧烈冲击。

政策思路变化，落在煤电身上最权威的表述就是“先立后破”。在大刀阔斧上马新能源的同时，煤电的兜底保供价值被重新明确并加以强调。在这样的思想指导下，经过一系列政策调整，煤电在2023年开始回血盈利，2024年上半年，整体盈利基本面得到进一步巩固。

煤电的最新定位，除了兜底保供，还要成为灵活支撑性电源。这是因为，新能源发电具有随机性、间歇性、波动性，需要灵活性调峰资源来支撑其发展。而这副重担，未来很长时间内都只能由煤电来扛。

问题是，煤电本身也压力重重，一方面很多煤电企业还游离于亏损边缘；另一方面，煤电支撑新能源必须要进行灵活性改造，要让渡利用小时数给新能源。煤机深度参与调峰，其利用小时数就要从原来的4500小时降到3000多小时，这又直接带来收入减少。

如何让煤电企业有一定的积极性主动支持新能源发展？2023年1月1日起，动议许久的煤电容量电价终于得以落地执行，煤电单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价根据转型进度等实际情况合理确定，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行。（见华夏能源网此前报道《争议煤电容量电价：煤电新定位下的利益再分配｜深度》）

业内人士都清楚，给予煤电以容量电价是顶着巨大压力出台的政策。尽管目前的容量电价标准还很低，度电只有3.3分钱左右，但是对于推动煤电转变经营发展模式意义重大。推出容量电价的目的，还是“先立后破”，还是为了电力保供，还是为了煤电能够为新能源提供支撑。

煤电容量电价落地执行了半年，同时煤价也进一步稳定。2024年上半年，煤电企业整体盈利的形势得到初步巩固。正是在这诸多良好局面下，煤电低碳化改造方案紧锣密鼓推出，时机选择上，决策层或许认为煤电已经有能力完全接住这一重担了。

再寻煤电准确定位

从政策意图看，煤电肩上的担子或者说决策层需要煤电企业承担的责任，已经非常清晰：一是确保电力供应稳定，这涉及到能源安全；二是主动让渡利用小时数，进行灵活性改造，把新能源“扶上马、送一程”；三是煤电还要低碳化改造，减排降碳，不能拖碳中和的后腿。

这三件事，每一件都要带来成本增加，整体的成本到底有多大，现在还不好说。但成本肯定很高，高到煤电企业大面积亏损是分分钟的事儿。

比成本和花钱更要命的是，多元的甚至是彼此相左的政策下，会向煤电传递出什么样的信号？到底是要保煤还是要去煤？保煤和去煤的分界点在哪里？

问题的核心，还是在煤电的定位上。

一方面，煤电在电力保供中的“压舱石”地位牢不可破。

截至2023年底，尽管中国的风光装机达到创纪录的10.5亿千瓦，但是发电量仅有1.46万亿度，在全年发电中占比为15.8%。据中国工程院院士刘吉臻等人测算，到2030年，中国的用电缺口还有3万亿度之巨，还得靠煤电来稳定大局。也就是说，煤电的主力地位会较长时间的存在。

另一方面，实现“双碳”目标是坚定不移的，去煤是必然的过程。从现在到2060年，在电力稳供前提下，绿电代煤要取得实质性进展。

但一系列支持煤电的政策叠加低碳化改造举措，必将进一步延长煤电的寿命。对煤电改造投入大成本后，会进一步带来利益结构固化，必然会导致退煤进程更加艰难。

比如，煤电低碳化改造，用掺烧可再生能源以及加装CCUS的办法，去降低煤电机组碳排放强度，相当于用可再生资源去为煤电“续命”，这就与优先发展可再生能源的战略思路相违背了。

这便是煤电面临的两难处境，既要电力保供，又要推动绿电代煤。二选一不可能，只能是在妥协和摇摆中往前走，最后的结果大概率是绿电代煤的战略被冲淡，延长了转型时间、增加很多的成本。

这个两难问题，有待战略决策者们去精准拿捏并做出定夺。哪个都不好选，最终的优劣得失，只能留给时间去检验。

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