2060碳中和目标下的电力行业_郭伟.pdf-solarbe文库

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018 ENERGY 2020.11 inengyuan.com 019 期并没有将碳中和对油气行业的影响迅速作为工作重心。其主要研究方向还是摸清国内油气消耗的上下限临界点和油气储量、产量的发展潜力。 2 0 1 9 年 5 月，国家能源局召开名为“ 大力提升油气勘探开发力度工作推进会”的会议。章建华在会上表态“石油企业要落实增储上产主体责任，不折不扣完成 2019-2025七年行动方案工作要求。”油气上游的增储上产是来自最高层领导的决策。在中国早已经决策2030年前后实现碳排放的背景下，依然大规模发展油气上游勘探开发对于油公司来说有着充足的动力。一个鲜为人知的事实是，部分油气资源（致密油气、页岩油气等）的开发依然是享有国家补贴的。 “尽管补贴数额很小，但这表明油气作为化石能源还并没有完全从国家政策支持中彻底走开。”三桶油内部人士说。 “碳中和”是庞大的系统性概念，除了能源产业占据了毫无疑问的绝对主流，工业生产、建筑、人类生活等等都涉事其中。但碳中和绝不是零碳排放，而是汇碳与碳排放的相互抵消，使得人类活动中向大气排放的二氧化碳是净的零。过去150年的时间里，煤炭、油气这样的化石能源支撑了人类社会走向文明和现代化。但过早地断言化石能源在短期内消亡，亦或是过度吹捧少数可再生能源在未来能源结构中的作用，都过于主观了。源，尤其是煤电也会被替代。而在可再生能源中，最具规模的风电、光伏是无可替代的主力。但风电、光伏在目前依然没有实现上网端 100的平价，那么延伸到用户侧，煤电的综合成本（包含电网的平衡）依然低于风电和光伏。所谓的平价上网对于风电和光伏来说只是走出了第一步。无论是消纳还是降低综合系统成本，亦或是光伏风电开发中的土地、审批等一系列非技术性成本的降低，本质上还是离不开政府的支持。从这个角度来看，风电光伏的呐喊未尝不是有抢占舆论高地进而强化政府公关游说能力的意图在其中。谁能够更快、更早、更好地证明自己有大规模发展、替代化石能源发电的能力，谁就可以在未来获得更多的政策倾斜。而在可再生能源的对立面，以油气为代表的化石能源又是怎样的反映呢据能源杂志记者了解，三桶油内部研究院近 2020年9月22日，国家主席习近平在第75届联合国大会上宣布，中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于 2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。中国成为全球主要排放国里首个设定碳中和目标期限的发展中国家，这也是中国在巴黎协定承诺的基础上，在碳排放达峰时间和长期碳中和问题上设立的更高目标。中国2060碳中和目标的宣布，必将对电力行业未来40年的发展带来深刻而巨大的影响。电力清洁化目标明确 “十九大”报告提出“推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系”，这为我国能源清洁低碳转型发展提出了新的方向。对于电力行业来说，就要加快推进我国能源结构从以煤炭发电为主向以清洁低碳能源为主的跨越式发展。经过十多年的努力，中国电力行业的低碳发展已经取得了很大进步，单位供电碳排放（克二氧化碳/千瓦时，下同）从2005年的900克左右下降到目前的600克左右（下降约30）。国务院发布的 “十三五”控制温室气体排放工作方案中，也提到大型发电集团单位供电二氧化碳排放控制在550 克二氧化碳/千瓦时以内，目前看来完成的难度不小。如果横向比较，目前中国电力行业单位供电碳排放比全球的平均水平450克左右仍然高出了30 左右。目前，全球主要国家的供电碳排放从低到高大致分成几个类型1.近零排放国家（100克以下）挪威、瑞典、瑞士、法国等；2 . 超低排放国家（10 0 克到200克之间）新西兰、加拿大、奥地利、芬兰、丹麦、比利时等；3.低排放国家（200克到300克之间）英国、匈牙利、西班牙、葡萄牙、意大利等； 4.中排放国家（300克到500克之间）德国、荷兰、智利、美国、捷克、土耳其、墨西哥、以色列、日本等；5.高排放国家（500克以上）韩国、希腊、爱沙尼亚、中国、印度、波兰、澳大利亚、南非等。从上述分布中可以得出几个结论 1 . 中低排放及以下的国家，基本上以发达国家为主（巴西、墨西哥、智利等除外）；2.高排放国家中，以发展中国家为主，但也不乏韩国、澳大利亚这样的发达国家； 3.已经承诺碳中和目标的国家，以中低排放国家为主，但也包含部分包括中国在内的发展中国家，比如已经完成碳中和目标立法的瑞典（2 0 4 5）、英国（2 0 5 0）、法国（2 0 5 0）、丹麦（2 0 5 0）、新西兰（2050）、匈牙利（2050），立法进程中的有西班牙（2050）、智利（2050）以及欧盟整体（2050），即便可再生能源将迎来“倍速”发展阶段，2060年达到碳中和，依然压力巨大。 2060碳中和目标下的电力行业文 | 郭伟唐人虎作者供职于中创碳投科技有限公司封面文章 COVER STORY 020 ENERGY 2020.11 inengyuan.com 021 通过政策宣示承诺还未进入立法进程的有芬兰（2 0 3 5）、冰岛（2 0 4 0）、奥地利（2 0 4 0）、挪威（2050）、德国（2050）、葡萄牙（2050）、瑞士（2050）、爱尔兰（2050）、韩国（2050）、南非（2050）、中国（2060）以及刚刚宣布碳中和目标的日本（2050）等。从上述不同国家按照单位供电碳排放数值高低的分布及对其承诺碳中和目标时间的对比不难看出，大部分发达国家从目前的中低排放到碳中和，都仍需要二三十年的时间。碳中和国家并不是意味着一吨碳都不可以排放，只是意味着碳排放和碳汇吸收之间尽量能达到平衡，而电力的低碳化是最基本的先决条件，预计大部分发达国家的电力行业在 2050年国家实现碳中和目标的情境下，电力行业都要基本实现脱碳化（零排放）或者近零排放，比如欧盟2050绿色新政实现碳中和的情景下，预计电力行业80以上的装机都将是可再生能源装机，部分国家甚至是100。中国如果在2060年实现碳中和目标，电力行业单位供电碳排放要从目前的600克左右，至少以每 10年平均100克左右（即每年10克左右）的速度往下降，才能确保2060年左右达到目前近零排放国家的水平（如瑞典、法国等）。2060年全社会用电量按照比目前增长翻三番保守估计（20万亿度电左右），电力行业的碳排放量将达到 1 0 亿吨左右。即便不考虑化工、水泥、钢铁、建筑、交通等行业，其他化石能源石油、天然气等不可避免使用部分产生的碳排放，以及非二氧化碳温室气体排放，仅仅电力行业产生的10亿吨左右的碳排放量就需要大量的植树造林、森林蓄积增加的碳汇才能中和掉，如果电力行业低碳化水平届时连近零排放也达不到，中国想实现2060年碳中和目标就更加难上加难了。因此，在 2 0 6 0 碳中和目标下，电力行业低碳发展的目标也更加明晰，就是尽可能地降低单位供电碳排放，能做到零当然更好（难度不小），如果做不到，退而求其次，至少也得达到部分发达国家目前已经做到的单位供电近零碳排放的水平。可再生能源发电“倍速”发展过去10年（2009-2019），风电、光伏和水为主的可再生能源装机增长迅速，每年增长5000 万千瓦左右，装机总量从逾2亿千瓦到近8亿千瓦，增加了近4倍，其中风电增长超过10倍，太阳能由于基数低，从2009年的2万千瓦增长到2019年的逾2 亿千瓦，增长了1万倍。可再生能源在电力总装机的比重从2009年的24增加到2019 年的38，但是未来要实现电力行业的零排放或者上文中提到的近零排放，即便仍然以过去 1 0 年每年 5000万左右的可再生能源装机增长也肯定无法满足要求。如前假设，按照2060年中国电力需求增长3倍估算，考虑到可再生能源发电利用小时数的限制（按照 2000小时估算），则需要80-100亿千瓦左右的装机总量，未来每年平均需要新增2亿左右可再生能源装机，这是过去10年平均新增装机的4倍左右，每年新增可再生能源发电装机带来的投资需求也将是巨大的，在过去5年每年新增投资额已经超过1000亿美元的基础上，预计未来40年累计投资达到数万亿美元（麦肯锡最新的估计是5万亿美元，即人民币35万亿左右）。投资规模的不断增加将继续带来风电、光伏等建设造价和发电成本的进一步下降，在风电和光伏陆续实现平价上网后，将来发电成本会逐步降低，逐渐低于煤电发电成本，从而取得多年以来梦寐以求的成本优势，进一步增加投资的比较优势。再者，碳市场将为电力行业低碳化发展发挥更加重要的基础性作用。2060碳中和目标提出后，需要凝聚全社会的力量，为了尽可能降低目标实现的成本，需要更加发挥市场在碳资源配置上的基础性和决定性作用。而全国碳市场的建立和不断完善，将责无旁贷地承担起这一历史重任，碳市场助力电力行业低碳化最重要的特征是形成市场化的碳定价机制，发出清晰的碳价信号，不仅仅是不同减排成本的行业和企业之间配置碳资源，降低全社会的减排成本，而且给电力行业的上下游，包括对新能源投资、新技术研发形成持续稳定的预期，促进低碳投资的源源不断和低碳技术的持续创新，同时结合电力市场化改革的逐步到位，把碳价信号清晰地往下游传递，进而降低全社会的碳减排成本。因此，在2060年碳中和目标提出的新形势下，碳市场的必要性和紧迫性更加突出，在“十四五”期间更需要把全国碳市场这一重大减排新设施新机制建设好、运行好，为包括电力业在内的主要排放行业低碳化发展提供机制保障。煤电快速增长结束 2060碳中和目标给电力行业带来机遇的同时，也带来诸多挑战。首要的挑战就是煤电装机快速增长时代正式宣告结束。从“十一五”起，煤电建设进入大规模“跑马圈地”的阶段，大部分年份新增煤电装机都在五千万千瓦以上，这种速度甚至延续到了“十二五” 期间，直到“十三五”的后面几年，每新增煤电装机才有所下降，从每年五千万千瓦下降到两三千万千瓦。过去十多年煤电装机快速增长的负面效应比较明显，近些年来各地煤电年运行小时数大都在 4000小时左右，如果按照设计小时5500小时的标准，造成了超过 2 亿煤电装机产能的严重过剩，造成了投资的极大浪费。另外，这些新建的煤电项目，都将有较长的锁定期，至少30年左右，将会对未来几十年的碳减排带来巨大的压力。全球能源互联网发展合作组织在对我国能源变革转型进行专题研究后指出，当前每新增1亿千瓦煤电机组，将产生三大方面重大负面影响一是未来将增加超过3000亿元资产损失；二是2030年前将累计减少清洁能源装机约3亿千瓦，挤压2万亿元清洁能源投资；三是到2050年将累计增加碳排放150亿吨，相当于2018年我国全部碳排放的1.6倍。因此，有不少专家呼吁，面对煤电产能已经严重过剩和未来碳约束越来越严格的大趋势下， “十四五”期间不要再新建煤电项目，新增能源需求尽量通过可再生能源发电来满足，但是煤电新增装机速度从“十三五”后期的每年两三千万千瓦一下子断崖式刹车降到零，也不现实。有数据显示，即便是疫情期间的上半年，又新核准了5000万千瓦左右的煤电项目，核准待建的煤电机组装机已达1亿千瓦左右，预计还有1亿千瓦左右的机组纳入规划，如果这些已批准或者规划中的项目在“十四五”期间都上马，煤电总装机将超过12亿直奔13亿千瓦。毫无疑问，这样的结果将是很难承受的，煤电项目的投资者需慎之又慎，如果说过去十多年煤电图1 中国供电碳排放强度变化趋势示意图 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 2005 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055 2060 单位供电碳排放变化趋势示意图（2005-2060）（单位 gCO2/kWh）封面文章 COVER STORY 020 ENERGY 2020.11 inengyuan.com 021 通过政策宣示承诺还未进入立法进程的有芬兰（2 0 3 5）、冰岛（2 0 4 0）、奥地利（2 0 4 0）、挪威（2050）、德国（2050）、葡萄牙（2050）、瑞士（2050）、爱尔兰（2050）、韩国（2050）、南非（2050）、中国（2060）以及刚刚宣布碳中和目标的日本（2050）等。从上述不同国家按照单位供电碳排放数值高低的分布及对其承诺碳中和目标时间的对比不难看出，大部分发达国家从目前的中低排放到碳中和，都仍需要二三十年的时间。碳中和国家并不是意味着一吨碳都不可以排放，只是意味着碳排放和碳汇吸收之间尽量能达到平衡，而电力的低碳化是最基本的先决条件，预计大部分发达国家的电力行业在 2050年国家实现碳中和目标的情境下，电力行业都要基本实现脱碳化（零排放）或者近零排放，比如欧盟2050绿色新政实现碳中和的情景下，预计电力行业80以上的装机都将是可再生能源装机，部分国家甚至是100。中国如果在2060年实现碳中和目标，电力行业单位供电碳排放要从目前的600克左右，至少以每 10年平均100克左右（即每年10克左右）的速度往下降，才能确保2060年左右达到目前近零排放国家的水平（如瑞典、法国等）。2060年全社会用电量按照比目前增长翻三番保守估计（20万亿度电左右），电力行业的碳排放量将达到 1 0 亿吨左右。即便不考虑化工、水泥、钢铁、建筑、交通等行业，其他化石能源石油、天然气等不可避免使用部分产生的碳排放，以及非二氧化碳温室气体排放，仅仅电力行业产生的10亿吨左右的碳排放量就需要大量的植树造林、森林蓄积增加的碳汇才能中和掉，如果电力行业低碳化水平届时连近零排放也达不到，中国想实现2060年碳中和目标就更加难上加难了。因此，在 2 0 6 0 碳中和目标下，电力行业低碳发展的目标也更加明晰，就是尽可能地降低单位供电碳排放，能做到零当然更好（难度不小），如果做不到，退而求其次，至少也得达到部分发达国家目前已经做到的单位供电近零碳排放的水平。可再生能源发电“倍速”发展过去10年（2009-2019），风电、光伏和水为主的可再生能源装机增长迅速，每年增长5000 万千瓦左右，装机总量从逾2亿千瓦到近8亿千瓦，增加了近4倍，其中风电增长超过10倍，太阳能由于基数低，从2009年的2万千瓦增长到2019年的逾2 亿千瓦，增长了1万倍。可再生能源在电力总装机的比重从2009年的24增加到2019 年的38，但是未来要实现电力行业的零排放或者上文中提到的近零排放，即便仍然以过去 1 0 年每年 5000万左右的可再生能源装机增长也肯定无法满足要求。如前假设，按照2060年中国电力需求增长3倍估算，考虑到可再生能源发电利用小时数的限制（按照 2000小时估算），则需要80-100亿千瓦左右的装机总量，未来每年平均需要新增2亿左右可再生能源装机，这是过去10年平均新增装机的4倍左右，每年新增可再生能源发电装机带来的投资需求也将是巨大的，在过去5年每年新增投资额已经超过1000亿美元的基础上，预计未来40年累计投资达到数万亿美元（麦肯锡最新的估计是5万亿美元，即人民币35万亿左右）。投资规模的不断增加将继续带来风电、光伏等建设造价和发电成本的进一步下降，在风电和光伏陆续实现平价上网后，将来发电成本会逐步降低，逐渐低于煤电发电成本，从而取得多年以来梦寐以求的成本优势，进一步增加投资的比较优势。再者，碳市场将为电力行业低碳化发展发挥更加重要的基础性作用。2060碳中和目标提出后，需要凝聚全社会的力量，为了尽可能降低目标实现的成本，需要更加发挥市场在碳资源配置上的基础性和决定性作用。而全国碳市场的建立和不断完善，将责无旁贷地承担起这一历史重任，碳市场助力电力行业低碳化最重要的特征是形成市场化的碳定价机制，发出清晰的碳价信号，不仅仅是不同减排成本的行业和企业之间配置碳资源，降低全社会的减排成本，而且给电力行业的上下游，包括对新能源投资、新技术研发形成持续稳定的预期，促进低碳投资的源源不断和低碳技术的持续创新，同时结合电力市场化改革的逐步到位，把碳价信号清晰地往下游传递，进而降低全社会的碳减排成本。因此，在2060年碳中和目标提出的新形势下，碳市场的必要性和紧迫性更加突出，在“十四五”期间更需要把全国碳市场这一重大减排新设施新机制建设好、运行好，为包括电力业在内的主要排放行业低碳化发展提供机制保障。煤电快速增长结束 2060碳中和目标给电力行业带来机遇的同时，也带来诸多挑战。首要的挑战就是煤电装机快速增长时代正式宣告结束。从“十一五”起，煤电建设进入大规模“跑马圈地”的阶段，大部分年份新增煤电装机都在五千万千瓦以上，这种速度甚至延续到了“十二五” 期间，直到“十三五”的后面几年，每新增煤电装机才有所下降，从每年五千万千瓦下降到两三千万千瓦。过去十多年煤电装机快速增长的负面效应比较明显，近些年来各地煤电年运行小时数大都在 4000小时左右，如果按照设计小时5500小时的标准，造成了超过 2 亿煤电装机产能的严重过剩，造成了投资的极大浪费。另外，这些新建的煤电项目，都将有较长的锁定期，至少30年左右，将会对未来几十年的碳减排带来巨大的压力。全球能源互联网发展合作组织在对我国能源变革转型进行专题研究后指出，当前每新增1亿千瓦煤电机组，将产生三大方面重大负面影响一是未来将增加超过3000亿元资产损失；二是2030年前将累计减少清洁能源装机约3亿千瓦，挤压2万亿元清洁能源投资；三是到2050年将累计增加碳排放150亿吨，相当于2018年我国全部碳排放的1.6倍。因此，有不少专家呼吁，面对煤电产能已经严重过剩和未来碳约束越来越严格的大趋势下， “十四五”期间不要再新建煤电项目，新增能源需求尽量通过可再生能源发电来满足，但是煤电新增装机速度从“十三五”后期的每年两三千万千瓦一下子断崖式刹车降到零，也不现实。有数据显示，即便是疫情期间的上半年，又新核准了5000万千瓦左右的煤电项目，核准待建的煤电机组装机已达1亿千瓦左右，预计还有1亿千瓦左右的机组纳入规划，如果这些已批准或者规划中的项目在“十四五”期间都上马，煤电总装机将超过12亿直奔13亿千瓦。毫无疑问，这样的结果将是很难承受的，煤电项目的投资者需慎之又慎，如果说过去十多年煤电图1 中国供电碳排放强度变化趋势示意图 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 2005 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055 2060 单位供电碳排放变化趋势示意图（2005-2060）（单位 gCO2/kWh）封面文章 COVER STORY 022 ENERGY 2020.11 inengyuan.com 023 “跑马圈地”的主体是五大电力为主的央企集团，那么此轮煤电项目投资主体已经转变为地方能源集团为主的国资企业，为什么五大集团在这轮“逆势上扬”的煤电新投资氛围中更加理性第一，央企为主的电力集团越来越意识到低碳发展的重要性，充分认识到“ 大干快干”上煤电的时代已经不复返了，尤其是中国 2060碳中和目标宣布后，不少电力集团的高层已经在不同场合严肃地讨论这一目标对行业和企业发展将带来深远的影响。第二，不少电力央企已经体会到了过去煤电项目上得太多，产能过剩带来的负面影响。近两年来，五大电力集团所属煤电厂亏损比例超过50，甚至出现负债率过高的一些煤电厂长期资不抵债而破产清算的，这在过去十多年里哪怕是煤电行业也曾一度大面积亏损的情况下也很少出现。第三，在役煤电机组主要都集中在2000年以后陆续投运，整体服役时间还不长；而已退役煤电机组平均寿命也普遍低于30年左右的设计寿命，远远低于美国、德国、日本等发达国家煤电机组的平均服役时间（一般都在40年左右）。如果未来一段时间内都没有对煤电机组总体利好的周期，那么今后再新建的煤电机组在服役年限内能否收回投资就会面临很大的不确定性。近日，山西省能源局在下发的电力供需平衡预案管理办法中已经明确提出新投产的煤电机组 “原则上不再安排优先发电量”，产煤大省的这一政策已经传递出比较清晰的信号，相信后面陆续会有其他省份出台类似的政策。因此，目前规划中甚至已经核准的煤电项目，在开工建设前仍需“三思而后行”，全面综合评估后再做决定，避免到时候后悔不已。因此，即便在“ 十四五 ”期间还无法做到不上新建煤电项目，但是2060年碳中和目标的宣布，已经表明煤电装机快速增长的时代的确是“一去不复返”了，煤电在电力总装机的比重目前已经接近50 （2019年52）的情况下，未来40年每年平均下降至少在1个百分点，才能确保在2060年把煤电装机比重控制在10以下（而且这部分保留的煤电装机必须通过灵活性改造具备调节能力），煤电退出后的空间逐步让位给可再生能源发电，使得2060年可再生能源发电装机比重至少达到80以上，才可能实现电力的真正低碳化甚至零碳化，确保2060年碳中和目标的实现。智能电网压力山大众所周知，风能、太阳能等新能源易受气候影响，其出力具有随机性和波动性，而电网中的发电和负荷要时刻保持电力平衡，随着煤电装机在电力总装机比重的下降和可再生能源发电比例的提高，对电网的这种平衡能力长期安全稳定运行提出了更大的挑战。图2 中国煤电和可再生能源占电力总装机比重变化趋势示意图 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055 2060 煤电和可再生能源占总装机比重变化趋势示意图（2010-2060）煤电装机比重可再生能源装机比重为了应对这种挑战，电网需要加大先进信息通信技术、控制技术和人工智能技术的研发和大规模部署应用，有效支撑可再生能源大规模开发利用，提升电网长期稳定安全运行及智能化水平。此外，大规模储能技术的研发和广泛应用才是改善可再生能源发电间歇性和波动性最根本的保障，能够显著提高风、光等可再生能源的消纳水平，是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术，需要引起足够重视并加大部署的力度。前景难测的CCUS 2 0 6 0 碳中和目标的提出，对以 C C S（碳捕捉与封存）或者CCUS为代表的减排技术发展利好，尤其是对电力行业来讲，如果还要保留一定比例的煤电或者气电等化石能源装机，以及发展生物质能源发电等，就必须要考虑对这部分装机发电产生的二氧化碳进行捕捉、封存或者利用，不然无法仅通过森林碳汇来抵消数以亿吨甚至十亿吨的排放量。但是CCUS无论是从技术上、成本上以及商业模式上，都还面临很大的挑战，具体如下第一，CCUS技术发展阶段离大规模商用仍有较大距离从捕集、封存到利用的各个环节所需的技术大部分都还处在基础研究环节，其中只有一小部分技术进入了中试或者示范环节，即便示范环节的项目，处理的二氧化碳量也非常有限，据不完全统计，目前国内十余个CCUS示范项目，加起来每年处理的二氧化碳不到100万吨，部分项目甚至示范后不久就面临技术和商用价值缺乏等原因而停运或者处于间歇式运营。第二，CCUS成本上居高不下。在CCUS捕集、输送、利用与封存环节中，捕集是能耗和成本最高的环节，以百万装机的超超临界电厂为例，捕集增加的耗能可能直接把一个电厂的效率从超超临界降低到亚临界，更别提后面的输送、利用和封存环节能耗以外的大量成本了。国内部分示范项目二氧化碳的处理成本大都在每吨300元500元人民币之间，部分富氧燃烧的示范项目成本甚至更高达到八九百左右。成本的居高不下，而且短时间因为技术的不成熟没法通过大规模商用快速下降成本，让投资者望而却步，所以目前的示范项目大都是科技项目，需要来自不同渠道科研经费的支持。未来40 年内CCUS的成本下降曲线至少从目前看来，还很难清晰地描绘出来，即便全国碳市场建立起来，可以通过市场的手段支持CCUS项目，可预期的碳价水平也难以支撑CCUS居高不下的投资成本。第三，CCUS生态安全风险防范压力山大。把二氧化碳封存在地下，理论上是可行的，但是地质条件是比较复杂的，虽然之前已经通过各种研究得出陆上地质利用与封存技术的理论总容量为万亿吨以上的结论，但是这只是一个理论的总容量，具体的选址和封存技术，是否满足要求，还需要结合项目开展大量的论证，毕竟地质情况是非常复杂的，二氧化碳注入后监测、废弃井泄漏防控与防腐技术尚不成熟，注入过程带入的大量盐水如果和二氧化碳一起发生大规模泄漏对环境造成生态危机如何处理大量的二氧化碳以流体形式注入深层岩石当中如果诱发地震，如何能做到提前预警、监测和防范这方面因为技术的不成熟，生态安全风险防范还有大量的难关需要攻克。因此，CCUS要在40年内实现技术从研究示范到大规模商用部署，成本从居高不下到经济可行，安全风险从存在不确定性到可防可控，尽管理论上是只要下足够大的决心就能够做到，但是在实践上要克服这些挑战仍然面临许多比较艰巨的任务。发电集团该怎么做综上所述，2060年中国碳中和目标的宣布及后续陆续出台的相关政策，对电力行业的发展既封面文章 COVER STORY 022 ENERGY 2020.11 inengyuan.com 023 “跑马圈地”的主体是五大电力为主的央企集团，那么此轮煤电项目投资主体已经转变为地方能源集团为主的国资企业，为什么五大集团在这轮“逆势上扬”的煤电新投资氛围中更加理性第一，央企为主的电力集团越来越意识到低碳发展的重要性，充分认识到“ 大干快干”上煤电的时代已经不复返了，尤其是中国 2060碳中和目标宣布后，不少电力集团的高层已经在不同场合严肃地讨论这一目标对行业和企业发展将带来深远的影响。第二，不少电力央企已经体会到了过去煤电项目上得太多，产能过剩带来的负面影响。近两年来，五大电力集团所属煤电厂亏损比例超过50，甚至出现负债率过高的一些煤电厂长期资不抵债而破产清算的，这在过去十多年里哪怕是煤电行业也曾一度大面积亏损的情况下也很少出现。第三，在役煤电机组主要都集中在2000年以后陆续投运，整体服役时间还不长；而已退役煤电机组平均寿命也普遍低于30年左右的设计寿命，远远低于美国、德国、日本等发达国家煤电机组的平均服役时间（一般都在40年左右）。如果未来一段时间内都没有对煤电机组总体利好的周期，那么今后再新建的煤电机组在服役年限内能否收回投资就会面临很大的不确定性。近日，山西省能源局在下发的电力供需平衡预案管理办法中已经明确提出新投产的煤电机组 “原则上不再安排优先发电量”，产煤大省的这一政策已经传递出比较清晰的信号，相信后面陆续会有其他省份出台类似的政策。因此，目前规划中甚至已经核准的煤电项目，在开工建设前仍需“三思而后行”，全面综合评估后再做决定，避免到时候后悔不已。因此，即便在“ 十四五 ”期间还无法做到不上新建煤电项目，但是2060年碳中和目标的宣布，已经表明煤电装机快速增长的时代的确是“一去不复返”了，煤电在电力总装机的比重目前已经接近50 （2019年52）的情况下，未来40年每年平均下降至少在1个百分点，才能确保在2060年把煤电装机比重控制在10以下（而且这部分保留的煤电装机必须通过灵活性改造具备调节能力），煤电退出后的空间逐步让位给可再生能源发电，使得2060年可再生能源发电装机比重至少达到80以上，才可能实现电力的真正低碳化甚至零碳化，确保2060年碳中和目标的实现。智能电网压力山大众所周知，风能、太阳能等新能源易受气候影响，其出力具有随机性和波动性，而电网中的发电和负荷要时刻保持电力平衡，随着煤电装机在电力总装机比重的下降和可再生能源发电比例的提高，对电网的这种平衡能力长期安全稳定运行提出了更大的挑战。图2 中国煤电和可再生能源占电力总装机比重变化趋势示意图 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055 2060 煤电和可再生能源占总装机比重变化趋势示意图（2010-2060）煤电装机比重可再生能源装机比重为了应对这种挑战，电网需要加大先进信息通信技术、控制技术和人工智能技术的研发和大规模部署应用，有效支撑可再生能源大规模开发利用，提升电网长期稳定安全运行及智能化水平。此外，大规模储能技术的研发和广泛应用才是改善可再生能源发电间歇性和波动性最根本的保障，能够显著提高风、光等可再生能源的消纳水平，是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术，需要引起足够重视并加大部署的力度。前景难测的CCUS 2 0 6 0 碳中和目标的提出，对以 C C S（碳捕捉与封存）或者CCUS为代表的减排技术发展利好，尤其是对电力行业来讲，如果还要保留一定比例的煤电或者气电等化石能源装机，以及发展生物质能源发电等，就必须要考虑对这部分装机发电产生的二氧化碳进行捕捉、封存或者利用，不然无法仅通过森林碳汇来抵消数以亿吨甚至十亿吨的排放量。但是CCUS无论是从技术上、成本上以及商业模式上，都还面临很大的挑战，具体如下第一，CCUS技术发展阶段离大规模商用仍有较大距离从捕集、封存到利用的各个环节所需的技术大部分都还处在基础研究环节，其中只有一小部分技术进入了中试或者示范环节，即便示范环节的项目，处理的二氧化碳量也非常有限，据不完全统计，目前国内十余个CCUS示范项目，加起来每年处理的二氧化碳不到100万吨，部分项目甚至示范后不久就面临技术和商用价值缺乏等原因而停运或者处于间歇式运营。第二，CCUS成本上居高不下。在CCUS捕集、输送、利用与封存环节中，捕集是能耗和成本最高的环节，以百万装机的超超临界电厂为例，捕集增加的耗能可能直接把一个电厂的效率从超超临界降低到亚临界，更别提后面的输送、利用和封存环节能耗以外的大量成本了。国内部分示范项目二氧化碳的处理成本大都在每吨300元500元人民币之间，部分富氧燃烧的示范项目成本甚至更高达到八九百左右。成本的居高不下，而且短时间因为技术的不成熟没法通过大规模商用快速下降成本，让投资者望而却步，所以目前的示范项目大都是科技项目，需要来自不同渠道科研经费的支持。未来40 年内CCUS的成本下降曲线至少从目前看来，还很难清晰地描绘出来，即便全国碳市场建立起来，可以通过市场的手段支持CCUS项目，可预期的碳价水平也难以支撑CCUS居高不下的投资成本。第三，CCUS生态安全风险防范压力山大。把二氧化碳封存在地下，理论上是可行的，但是地质条件是比较复杂的，虽然之前已经通过各种研究得出陆上地质利用与封存技术的理论总容量为万亿吨以上的结论，但是这只是一个理论的总容量，具体的选址和封存技术，是否满足要求，还需要结合项目开展大量的论证，毕竟地质情况是非常复杂的，二氧化碳注入后监测、废弃井泄漏防控与防腐技术尚不成熟，注入过程带入的大量盐水如果和二氧化碳一起发生大规模泄漏对环境造成生态危机如何处理大量的二氧化碳以流体形式注入深层岩石当中如果诱发地震，如何能做到提前预警、监测和防范这方面因为技术的不成熟，生态安全风险防范还有大量的难关需要攻克。因此，CCUS要在40年内实现技术从研究示范到大规模商用部署，成本从居高不下到经济可行，安全风险从存在不确定性到可防可控，尽管理论上是只要下足够大的决心就能够做到，但是在实践上要克服这些挑战仍然面临许多比较艰巨的任务。发电集团该怎么做综上所述，2060年中国碳中和目标的宣布及后续陆续出台的相关政策，对电力行业的发展既封面文章 COVER STORY 024 ENERGY 2020.11 inengyuan.com 025 带来了机遇，使其也面临挑战电力企业尤其是大中型集团企业，需要研判2060年碳中和目标对自身发展带来哪些影响，认真研究如何应对的思路和策略。笔者从如下几个方面略做梳理提出相关的建议，权当给各方抛砖引玉。一、认清形势，认准方向，认同目标从上个世纪七十年代末科学家们在第一次世界世界气候大会提出关于气候问题的宣言到现在差不多正好40年，气候问题从科学层面逐步上升进入国际政治议程，联合国1992年通过联合国气候变化框架公约，19 97年通过京都议定书，2 015 年通过巴黎协定，这些里程碑式国际公约及法律的制定，标志着应对气候变化从概念提出到付诸实践，低碳发展的理念从曾被质疑到普遍接受。从2015年巴黎协定通过到2020年的五年间，虽然经历了个别大国退出带来的挑战，但是低碳发展的共识却不断加强，主要成员国都陆续提出了未来30年左右实现“碳中和”的目标，中国也在此背景下敢于担当主动作为，提出了2060年碳中和的“雄心”目标简短回顾过去40年国际社会应对气候变化的进程是为了“温故而知新”。从2020年到2060年的下一个40年里，电力行业作为未来低碳转型和“碳中和”社会建设的中坚力量，必须认清低碳发展已成国际国内发展主流的大形势，认准十九大报告提出能源体系“清洁低碳”的大方向，真正认同国家提出2060年碳中和的新目标唯有如此，才能从战略高度上引起重视，结合最新的目标调整自身下一步发展的规划，实现从高碳到低碳，再到近零碳，甚至零碳的跨越式发展，为国家2060年碳中和目标的实现做出应有的贡献二、开展对标，明确指标，逐步达标全世界已有数百家知名企业集团提出了各自的碳中和目标年份，涉及互联网、工业制造、金融、零售、能源和服务业等各个行业，如苹果（2030）、亚马逊（2 0 4 0）、西门子（2 0 3 0）、施耐德电气（2 0 4 0）、