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煤电的未来,还需再准确定位

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煤电的未来,还需再准确定位

煤电定位,左右为难。

文|华夏能源网

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。

 

 
本文为转载内容,授权事宜请联系原著作权人。

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煤电的未来,还需再准确定位

煤电定位,左右为难。

文|华夏能源网

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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