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    中国煤电清洁高效发展现状及展望

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    中国电力发展现状及特点

    (一)电力行业发展现状

    截至2014年年底,中国全口径发电装机容量13.7亿千瓦,比2010年增长41.78%。其中,水电3.05亿千瓦,比2010年增长41.1%;火电9.24亿千瓦,比2010年增长30.15%;核电2008万千瓦,比2010年增长92.90%;风电9657万千瓦,比2010年增长226.52%;太阳能发电2486万千瓦,比2010年增长95倍。中国6000千瓦及以上电厂发电设备容量结构中,煤电装机8.31亿千瓦,占中国装机(13.33亿千瓦)的62.34%,占火电装机(9.19亿千瓦)的90.42%。2000~2014年中国发电总装机容量及其增速变化见图1。

    图1 2000~2014年中国发电总装机容量及其增速变化

    2014年,中国全口径发电量56045亿千瓦时,比2010年增长32.56%。其中,水电增长54.38%,火电增长32.56%,核电增长73.4%,风电增长2.2倍。2000~2014年中国发电总量及增速变化见图2。

    图2 2000~2014年中国发电总量及增速变化

    (二)中国电力发展特点

    1.全社会用电增速明显放缓

    电力发展的主要任务是满足国民经济的发展,但是长期以来中国电力处于短缺状态,“瓶颈制约”是电力发展的世纪烙印,直到2011年形容电力工业状况的年度关键词仍然是“电荒”。但2012年以来,电力供需则由平衡向总体宽松转变,全社会用电由高速向中高速甚至低速变化。用电增速由2011年的11.97%下降到2014年的3.8%(增速为1998年以来的年度最低水平),预计2015年将进一步下降到1%以下。这种状态既与经济进入新常态有密切关系,也与电力需求在过去多年的过高速度增长有关。

    2.中国经济结构向能源消耗低的方向转化

    中国在用电结构上的明显变化是第二产业的用电比重不断降低,由2011年的75%,下降到2014年的73.6%,2015年1~8月同比下降0.7%。第三产业用电量则不断上升,比重由2011年的10.9%,上升到2014年的12.6%,2015年1~8月同比增长7.5%;第三产业用电量增速远超全社会及第一、第二产业,如2014年第三产业同比增长6.4%,第二产业仅3.7%,第一产业甚至是负增长。2010~2014年全社会及各产业用电量增长情况见图3。

    图3 2010~2014年全社会及各产业用电量增长情况

    3.非化石能源发电比重持续提高

    截至2014年年底,中国非化石能源装机容量达到4.47亿千瓦左右,约占中国总装机容量的32.6%,比2010年增长6个百分点;截至2014年年底,中国非化石能源发电量达到13771亿千瓦时左右,约占总发电量的24.57%,比2010年增长5.32个百分点。截至2015年7月底,并网风电达到1.07亿千瓦,并网太阳能发电超过3000万千瓦,而火电发电量连续12个月负增长。

    4.能源资源的大范围优化配置能力提高

    到2014年年底,中国累计建成3交7直10项特高压工程,并形成了华北、华中、华东、东北、西北、南方、西藏七个同步电网,实现了除台湾以外的中国联网。2014年底,中国跨区送出电量2997亿千瓦时,是2010年(1492亿千瓦时)的2倍多。

    5.煤电运行特性发生了重大变化

    伴随可再生能源发电比重的快速提高,煤电调峰作用将显著增强,机组负荷率将持续走低,影响机组运行经济性。例如,火电利用小时从2010年的5300小时降到2014年的4706小时,从2015年1~8月的数据看,2015年火电利用小时可能将降至4500小时左右。在水电、风电等快速发展和富裕的地区,煤电的生产经营形势更是遇到了前所未有的运行小时数降低从而严重亏损的情况。

    此外,煤电清洁高效利用水平显著提高更是电力发展的特点(下文进行详述)。以上特点既是经济新常态带来的趋势性特点,也表明工业化后期的电力特征。

    二 中国煤电清洁高效发展现状

    (一)节能环保强制性要求不断加强,激励性政策有效落实

    “十一五”以来,中国通过法律体系、五年规划纲要体系、行政管理体系等途径,采用强化准入条件、淘汰落后产能、污染物排放总量控制、能源消费总量控制、重点能源消耗单位管理、制定污染物排放标准、能耗限额控制、环境影响评价、节能评估、清洁生产审核等手段,以及出台财政、税收、价格等政策,对燃煤电厂能效和污染物排放采取强制与引导相结合的管理方式。重要政策措施简述如下。

    1.能效政策

    一是在规划上提出能效及措施要求。根据国务院印发的《节能减排“十二五”规划》(国发〔2012〕40号)的要求,在“十二五”期间,火电供电煤耗由333克标准煤/千瓦时下降到325克标准煤/千瓦时,火电厂厂用电率由6.33%下降到6.2%。同时,明确提出了淘汰机组的范围和总量。

    二是通过国家标准对新建燃煤机组有强制性的单位电能能源消耗限额。如国家强制性要求《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》(GB 21258-2013)。

    三是行政文件对老机组也有提高效率的目标。如《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》(发改能源〔2014〕2093号)要求,到2020年现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时。

    四是鼓励示范“整体煤气化联合循环技术(IGCC)”和以煤气化为龙头的多联产技术,发展热电联产。

    2.大气污染物控制政策

    一是在规划中提出总量控制及措施要求。国发〔2012〕40号文要求,在“十二五”期间,火电行业二氧化硫排放量由956万吨下降到800万吨,下降16%,火电行业氮氧化物排放量由1055万吨下降到750万吨,下降29%,并提出了具体的脱硫、脱硝装置建设的容量、效率等要求。

    二是在排放标准上,对污染物排放实施并不断修订强制性的污染物排放限值要求。如在2011年修订的《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223-2011)中的排放限值目前仍是世界最严的。

    三是行政文件对老机组提出进一步降低污染排放的要求。如发改能源〔2014〕2093号文和一些地方政府的文件,要求燃煤电厂开展“超低排放”环保改造。

    排放标准及行政要求的超低排放具体限值见表1。

    表1 煤电机组大气污染物排放限值

    3.二氧化碳控制政策

    电力行业的碳排放控制措施主要是通过电力结构调整和节能提效,因此节能相关的法规、政策与碳减排高度相关。同时,针对应对气候变化的政策,在国家层面有国家行动计划、参加的国际公约及双边声明等。如《中美气候变化联合声明》提出“中国计划2030年左右二氧化碳排放达到峰值且将努力早日达峰,并计划到2030年非化石能源占一次能源消费比重提高到20%左右”?!肚炕Χ云虮浠卸泄易灾鞴毕住分刑岢?030年单位GDP二氧化碳排放比2005年下降60%~65%的目标。国家发展和改革委员会颁布了《碳排放权交易管理暂行办法》,七省市正在开展碳排放权交易试点。国家发展和改革委员会《国家应对气候变化规划(2014-2020年)》提出:到2015年大型发电企业集团二氧化碳排放水平控制在650克/千瓦时;2015年全国火电二氧化碳排放强度比2010年下降3%左右等。

    4.激励政策

    在加强强制性节能减排管制的同时,政府也给予了有力的政策支持。如通过提高环保电价,使环保成本传递到电力用户。目前,燃煤电厂脱硫、脱硝、除尘设施建设及达到要求的电厂,上网电价每千瓦时平均提高了约0.027元人民币(其中,脱硫电价为1.5分/千瓦时、脱硝电价为1分/千瓦时、除尘电价为0.2分/千瓦时),超低排放电价政策也在制定过程中。为了促进电厂加快治理污染,有的地方政府对于提前完成任务的电厂给予一定的资金奖励,并采取奖励发电量指标或者优先上网发电的方式。为了促进电厂节能工作,国家实施节能发电调度,优先调度能耗较低的电厂。

    (二)煤电发电技术水平持续提高,装机结构不断优化

    1.煤电发电技术方面

    中国超临界和超超临界发电技术虽然比发达国家起步晚了10年,但该类型机组在中国发展迅速,蒸汽温度为600℃的超超临界发电技术和投运的机组都居世界首位。高参数、大容量超(超)临界火电机组技术应用已达到国际先进水平。此外,在劣质煤清洁高效利用方面,目前有近100台30万千瓦级的循环流化床锅炉投运;中国已经掌握了30万千瓦及以下亚临界CFB锅炉的设计制造和运行经验,通过产学研创新,在开发超临界CFB技术上达到世界领先。2013年中国自主研发的世界首台单机容量最大的60万千瓦的超临界CFB锅炉在四川白马电厂投运,该技术基于流态重构的节能型CFB技术,CFB锅炉的效率和环保水平已达到世界先进和领先水平。

    2.煤电结构方面

    目前,中国新建煤电机组几乎全部采用30万供热、60万千瓦及以上超超临界参数的大机组。截至2014年年底,中国单机容量100万千瓦的超超临界机组已经达到69台,是世界数量最多的国家。通过“以大代小”,2005~2014年,电力行业关停小火电机组容量超过9500万千瓦,关停容量超过了德国、英国、意大利、韩国等国家的火电装机容量。30万千瓦及以上火电机组比例由1995年的27.8%提高至2014年的77.3%。在大容量、高参数机组不断提高的同时,热电联产机组比重由2000年的13.3%增长至2014年的30.8%。汽轮机组容量等级变化情况见图4。

    图4 汽轮机组容量等级变化情况

    (三)煤电环保技术装备不断升级,污染治理达到世界先进水平

    1.烟尘控制

    除尘技术由20世纪的文丘里、水膜、机械除尘器逐步更换为21世纪初的电除尘器,“十一五”以来逐步升级为高效电除尘器、袋式除尘器、电袋复合除尘器等,尤其是近两年低低温电除尘器、湿式电除尘器等更高效的除尘技术大范围应用。截至2014年年底,电除尘器、袋式除尘器、电袋复合式除尘器的比重分别为77.3%、9.0%、13.7%。其中,袋式除尘器机组容量约0.75亿千瓦,电袋复合式除尘器机组容量超过1.14亿千瓦。通过除尘技术的快速更新换代,平均除尘效率由1985年的90.6%提高至2014年的99.75%,每千瓦时烟尘排放量(排放绩效)相应的由1985年的10.5克降至2014年的0.23克。煤电机组平均除尘效率及排放绩效见图5。

    图5 煤电机组平均除尘效率及排放绩效

    2.二氧化硫控制

    2005年以来的10年间,电站锅炉脱硫装机比例快速达到近100%,其中,烟气脱硫装机比例由2005年的14%快速提高至2013年的91.4%(比2013年的美国高20个百分点)。从脱硫机组技术采用方式看,截至2014年年底,石灰石-石膏湿法占92.46%(含电石渣法等),海水法占2.67%,烟气循环流化床法占1.93%,氨法占1.94%,其他占1.00%。近年来,伴随标准要求的提高,脱硫技术水平和脱硫效率快速提高,例如:湿法脱硫采用新型喷嘴、喷淋层优化布置、增设托盘、性能增强环等方式,脱硫效率可提升至98%以上;针对含硫量较高的煤种或更高的环保要求,单塔双循环技术、双塔双循环、串级吸收塔等脱硫技术效率可达99%以上。随着技术水平的提高,每千瓦时二氧化硫排放量由2005年的6.4克降至2014年的1.47克,煤电二氧化硫排放绩效已经优于澳大利亚、加拿大、英国、美国(美国2013年二氧化硫排放绩效为2.28克/千瓦时)等。2005~2014年中美烟气脱硫机组投运情况见图6。

    图6 中美烟气脱硫机组建设情况对比

    3.氮氧化物控制

    中国从2010年以来大规模采用低氮燃烧技术和选择性催化还原法(SCR)技术降低氮氧化物排放。截至2014年年底,已投运火电厂烟气脱硝机组容量约6.87亿千瓦,占中国煤电机组容量的82.7%(比美国高20个百分点)。由于煤电氮氧化物控制力度不断加强,每千瓦时氮氧化物的排放量由2005年的3.6克降至2014年的1.49克。2005~2014年中国火电厂烟气脱硝机组投运情况见图7。

    图7 2005~2014年中国火电厂烟气脱硝机组投运情况

    4.大气汞控制

    煤电大气汞主要是通过除尘、脱硫、脱硝装置的协同控制作用,使排放能够满足标准限值要求。

    (四)煤电清洁高效取得了历史性跨越

    1.能效方面

    通过结构调整、技术创新、科学管理等多方面的措施,中国火电厂平均净效率由1978年的26.1%提高到2014年的38.5%;供电煤耗从471克/千瓦时降为319克/千瓦时,即单位供电量燃料消耗率下降了32%。由于在火电机组中90%左右为燃煤机组,且其他火电发电量比重远低于其装机比重,因此火电厂平均效率基本上代表了燃煤电厂的平均效率,中国燃煤电厂的效率(煤耗)达到世界先进水平。

    1978~2014年中国火电机组平均供电标准煤耗变化情况见图8。

    图8 1978~2014年中国火电机组平均供电标准煤耗变化情况

    各国火电的能源结构比重相差较大,所以各国煤耗水平差异很大。例如,气电、油机比重高的国家火电标准煤耗就比较低。如日本2011年的发电结构中,油电占16%、天然气占47%、煤电占26%、核电和可再生能源发电占11%,火电发电效率为41.7%(中国当年为39.9%)。由于天然气发电和燃油发电一般是采用燃机发电方式,比燃煤发电效率要高,不能将不同燃烧料、不同发电方式进行简单的效率比较得出技术水平高低的结论。部分国内外专家在比较中国和国外煤电效率或煤耗时,误认为火电就是煤电而没有区分煤电火电与燃机火电的不同,从而得出了中国火电(以煤为主)比国外火电(以气、油电为主)效率低的不正确的结果。

    2.低碳电力发展方面

    “十一五”以来,伴随发电结构及火电机构的优化,电力行业碳排放强度持续下降。2014年,单位火电发电量二氧化碳排放约855克/千瓦时,比2005年降低18.4%;单位发电量二氧化碳排放约645克/千瓦时,比2005年降低24.8%。以2005年为基准年,到2014年,电力行业通过发展非化石能源、降低供电煤耗和降低线损率等措施累计减少二氧化碳排放约60亿吨,有效减小了电力二氧化碳排放总量的增长率。以2005年为基准年,各年减少二氧化碳排放情况见图9。

    图9 以2005年为基准年各年减少二氧化碳排放情况

    3.污染物控制方面

    2014年,随着现有机组达到《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223-2011)污染物排放限值,部分重点地区机组达到大气污染物特别排放限值要求等,火电厂大气污染物排放量快速下降,实现了“十一五”以来的最大降幅。烟尘排放控制方面,2014年中国电力烟尘年排放量约为98万吨,比2010年下降38.8%,比1980年左右的峰值(约400万吨)下降75.5%。二氧化硫排放控制方面,2014年电力二氧化硫排放620万吨,比2010年下降33.0%,比2006年峰值(约1350万吨)下降54.1%,与1995年电力二氧化硫排放水平相当。氮氧化物排放控制方面,2014年电力氮氧化物排放620万吨,比2010年下降34.7%,比2011年峰值(约1000万吨)下降38.0%。废水排放控制方面,2014年火电机组每千瓦时发电量废水排放量0.08千克,比2010年降低0.24千克。综合利用方面,2014年中国燃煤电厂粉煤灰综合利用量约3.7亿吨、脱硫石膏综合利用量约5300万吨,综合利用率分别达到69%、72%。中国6000千瓦及以上火电厂发电量、用煤量及主要大气污染物排放量变化情况见图10。

    图10 中国6000千瓦及以上火电厂发电量、用煤量及主要大气污染物排放量变化情况

    三 存在的主要问题

    (一)煤炭优化利用力度有待提高

    从煤炭清洁、高效利用方式看,将煤炭转化为电力是世界通行的做法。电煤占煤炭消费总量的比重中国约为51%(美国为93%、欧盟为82%、加拿大为87%、德国为86%、英国为82%、俄罗斯为64%,世界平均水平约为78%),直接散烧约占20%。对中国来说,提高电煤在煤炭消费中的比重,用电能替代燃油,进一步大幅度降低机动车在城市的污染(北京、杭州、广州、上海、天津等城市机动车为首要或次要污染物),对快速解决中国的雾霾问题,是最有效的措施。

    (二)煤电节能减排的经济代价越来越高

    目前,煤电节能改造面临两个较大的问题。一是节能减排边际效益递减,再进行深度改造的经济投入与产出比太低。二是热电联产机组改造受供热需求和外部条件(如热网)等制约更大。例如,燃煤发电机组按规定安装脱硫、脱硝和除尘设施,其上网电价在现行上网电价基础上脱硫电价加价标准为每千瓦时0.015元,脱硝为0.01元,除尘为0.002元,合计0.027元。要获得这些电价补贴,在一般煤质条件下所需的污染物脱除效率为脱硫约90%、脱硝约85%、除尘约99.5%。而超低排放由于对污染物的总去除效率提高有限,尽管增加的成本每千瓦时为0.01~0.02元,但体现到每千克污染物边际成本上,要高出全社会平均治理成本1~2个数量级。

    (三)政策不协调

    能源法律、节能减排法律、可再生能源发展法律以及环保法律法规对电力企业低碳、环保、节能等要求存在交叉、矛盾、不合理等问题,直接影响节能、环保、减碳之间的协调。例如,过度环保要求会增加能耗,过度节能会增加水资源消耗,等等。此外,强制性的限额要求与排污权交易等市场机制在应用上存在矛盾。例如,节能调度与经济性矛盾,减少弃风弃水与煤电利用小时数下降造成能耗升高的矛盾,等等。

    (四)电力环保政策变动频繁

    “十一五”以来,针对燃煤电厂污染物排放要求,仅国家及部委层面(不含省级政府要求)每年都提出更严格的新要求。

    从前述的环保要求的变化来看,其实质是排放限值要求的变化,且是一年甚至半年变化一次。排放限值的频繁变化造成燃煤机组的频繁重复改造,部分机组甚至还没有按原要求改造完成,新要求又需要改造,只能是停止施工,更改设计甚至推倒重建,造成资金、人员、管理等方面的巨大浪费。

    (五)节能减排统计考核体系有待完善

    节能方面,电力行业节能的监测技术不规范、监测能力不足、监测成本也较高。燃煤电厂的节能量一般是通过各种生产运行参数的监测及物料平衡计算出来的,监测、计算方法的不一致及各种运行工况的变化会造成计算结果的偏差。电力煤耗的数据主要依靠企业自行申报,权威性、准确性难以保证。减排方面,中国环境统计上,现在公开的大气污染物排放数据由于“统计口径”或者统计范围的不同,并不能全面、真实反映一些污染排放的情况。以烟粉尘为例,中国未统计道路烟粉尘、农业等的排放,在美国这类排放占全国烟粉尘排放的75%以上。再如,在电力行业,燃煤电厂环保设施都已经配套安装在线监测系统,但由于种种原因,用于核算电力大气污染物排放总量的数据仍以物料衡算、运用排放系数法并经现场核算等形式确定,与CEMS数据差别很大?;褂?,对于散烧煤的污染物排放在环境统计上也难以明确反映,仅从公布的数字上看电力污染排放的比例被扩大。

    以上的问题,既是煤电节能减排中存在的问题,也从侧面反映了中国整体节能减排的问题。虽然“十二五”期间,国家大气污染物总量减排的任务会与“十一五”一样超额完成,但因为仅煤电行业的减排就可以完成全国的任务,使得煤电大气污染物排放绝对总量大幅度下降的同时,煤电大气污染物排放占全国污染物排放的比例也大幅下降,而其他行业污染物排放总量所占比例更高。由于煤电污染源高架源全国分布的特点,同样的污染物排放量散烧煤排放要比煤电排放对环境质量的影响大得多,因此,煤电污染排放比例的下降,并没有使环境质量得到相应改善。这样的教训不仅中国要吸取,而且具有相同情况的发展中国家也应当避免。

    四 煤电清洁发展展望

    (一)煤电发展的定位分析

    1.煤电是中国经济发展的基本保障

    中国能源资源具有以煤为主的先天禀赋,造成了中国能源生产和能源消费长期以煤为主的态势。随着资源、环境和应对气候变化等约束不断强化,煤炭的主体地位将会逐步被低碳能源、新能源所取代,煤电也将逐步由提供电力、电量的主体性电源,向提供可靠电力的基础性电源转变。但是,至少在未来二三十年内,煤炭仍将在中国现代化进程中发挥主导能源的作用,是中国能源安全的保障,是中国经济发展和推动能源革命的基石。习近平总书记提出的包括大力推进煤炭清洁高效利用在内的能源革命要求,为解决中国能源问题、煤炭发展问题指明了方向。

    2.煤电是中国能源与电力转型的支撑

    中国的能源转型面临着化石燃料由低效利用向高效利用转型、由化石能源向可再生能源转型并存的问题,这两个转型都离不开煤电清洁高效利用。虽然能源转型的最终结果是可再生能源替代传统的化石能源尤其是煤炭,但在大力发展可再生能源的转型过程中,煤电仍发挥着对电力系统安全稳定运行的基础和支撑作用。在储能技术没有革命性进展前,在抽水蓄能规模发展受限、天然气价格居高不下的情况下,没有煤电的配套和调峰作用,风电、太阳能、地热能等可再生能源就不可能大规模发展。未来,中国大规模的风电、太阳能等可再生能源仍需要大规模的煤电作为调峰调频和备用容量。在能源革命的新形势下,绿色煤电将发挥促进资源优化利用、支持非化石能源发展、保证电力系统稳定运行等重要作用。

    3.煤电是转型过程中稳定中国较低电力价格水平的基础

    现有煤电成本相对较低,虽然环保投入加大、支撑可再生能源发电调峰作用加大,造成年利用小时降低、成本增加,但总体上仍有较强的价格优势,对于一些高成本的非化石能源或者低碳能源发电带来的社会用电成本的增高起到抑制作用。

    以煤电和气电比较为例,目前中国天然气发电的成本比污染物超低排放的煤电成本高约0.2元/千瓦时,假定此差价为天然气发电减排的二氧化碳的价值,以当前燃煤发电效率和天然气发电效率以及碳排放系数折算,每吨二氧化碳价格约400元,而当前中国试点地区碳排放交易的价格在20~55元/吨。

    4.温室气体排放成为煤电发展最主要的硬约束

    煤电节能提效和常规污染减排的空间受限。经过“十一五”“十二五”期间大规模的节能技术改造,中国燃煤电厂供电煤耗已达到世界先进水平,现役煤电机组经济节能降耗潜力基本被充分挖掘。一方面,60%以上火电机组是近十年新建的机组,锁定效应明显。另一方面,“十三五”期间,火电机组建设进度将明显放缓,一批相对能耗指标较高的空冷机组和边远省份的小容量燃煤机组将在新建的火电机组中占有一定比例,新投产机组对能耗指标的贡献度较小。

    常规污染物的控制已不构成对煤电发展的关键性约束条件,温室气体排放将是煤电发展最主要的硬约束。从现有的技术和经济性来看,按照现有的环保要求,再用10年的时间,每千瓦时烟尘、二氧化硫、氮氧化物会进一步降低,可以分别达到0.04克、0.15克、0.2克左右甚至更低,假如有35亿吨的原煤用于发电,这三项污染物年排放总量之和将控制在年300万吨以内,相当于中国不到1亿吨散烧煤排放的三项污染物之和。因此,常规污染物的控制已不构成对煤电发展的关键性约束条件。伴随着中美联合声明、《强化应对气候变化行动——中国国家自主贡献》等提出的2030年二氧化碳排放目标,作为排放大户,温室气体成为煤电的制约。

    (二)煤电发展展望

    根据国家已颁布的能源、节能减排、气候变化等规划,2020年电力行业节能和低碳的相关目标已基本明确。例如,根据已发布的相关规划,中国常规水电装机容量力争达到3.5亿千瓦,年发电量1.2万亿千瓦时,核电总装机容量达到5800万千瓦,并网风电装机容量达到2亿千瓦,光伏装机达到1亿千瓦左右,地热能利用规模达到5000万吨标准煤,中国生物质能发电装机容量达到3000万千瓦。

    综合考虑中国经济社会发展水平、国家要求、能源资源禀赋等因素,结合能源革命的要求,虽然2013年以来,电力供需放缓,火电发电量部分时段负增长,但从长期看,中国电力和煤电仍有较大的发展空间,这主要基于两点考虑,一是中国将主动加快电能替代(例如,以电代散煤),而不是把电量当成“过?!崩纯创?;二是中国天然气长期缺乏,价格高,虽然中国电力占终端消费比重已达到22%左右,与发达国家持平,但是由于中国天然气比重太低,所以电能的比重应该更高,这是国情决定的。结合能源革命的要求,2020年年底及2030年年底中国电力装机结构和发电量结构预测情况见表2。

    表2 2020年与2030年中国电力装机结构及发电量结构预测

    续表

    预计2020年、2030年,煤电发电装机和发电量的比重将持续下降,2020年、2030年煤电装机比重将由2014年的60.7%分别下降至55.2%、45.7%,发电量比重下降至66.0%、56.2%。

    五 建议

    (一)进一步明确煤电清洁发展的战略定位

    应加快降低煤炭散烧比例和提高电能占终端能源消费的比重,加强煤炭以及煤电清洁利用规划研究,充分发挥规划对未来煤电发展的指导作用,建立涵盖目标指标、技术路线、产业政策及评估机制的规划体系。

    (二)持续提高煤电效率与能量系统优化相结合

    一是更加重视煤电与气电、核电、可再生能源发电、抽水蓄能之间的优势互补;二是持续从各个环节挖掘技术节能潜力的同时,更加重视热电联产等能量梯级利用的技术推进;三是继续加大通过规划手段、市场手段、各种电源的匹配等方式来系统优化电力甚至能源系统。

    (三)建立以低碳发展为目标导向的能源电力法规政策框架体系

    由于煤电能够实现常规大气污染物的高效控制,常规污染物排放对电力发展已不构成关键性约束条件。面对发展、环境和碳减排的要求,未来温室气体排放将对电力行业发展形成最主要的硬约束。因此应以低碳发展为统领全面梳理能源、电力(主要是煤电)与节能减排的法律法规政策,建立统一完整、协调配套的法规政策和制度体系。对电力行业,应加快把工作重点从煤电常规污染物控制、能效控制转移到以二氧化碳为主体的控制思路上来,由严控效率转移到严格控制碳减排上来,将二氧化碳作为煤电的核心问题加以管理。

    (四)科学合理控制煤电常规污染物排放

    应按照环境质量改善要求及社会成本最小原则评估政策效果,要科学安排改造工期,避免违背规律的“大跃进”式的做法。在煤电已经不是致霾主因的共识下,应以法定要求的《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223-2011)为核心,兼顾区域环境要求,依法科学推进常规污染物的控制。

    (五)依法监督

    全面提高电力之外的工业企业的监管水平,严格执法,彻底解决“容易监管的严监管”(如电力)、“不好监管的不监管”现状。建议以深化市场化改革的原则和思路重建或理顺现行环境管理制度,加快推进排污许可证制度,以排污许可证方式统筹总量控制、环评审批、排放标准等多重法定或行政管理手段。

    (六)充分发挥行业协会作用

    充分发挥行业协会自律、监督协调的作用,积极参与相关法规、政策制(修)订工作,建立和完善电力行业节能减排管理体系,加强信息统计、分析及发布制度,加大培训、宣传力度。

    标签: 中国 发展 高效 煤电 清洁

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