全国碳交易市场电力行业首当其冲。节骨眼上，发电企业准备如何？未来，在碳达峰、碳中和目标下，发电企业又如何应对？

 

持续提高火电机组发电效率，积极布局可再生能源，发展氢能等

王志轩指出，在碳达峰、碳中和目标下，电力行业当前面临的挑战主要来自3方面：一是近十年来我国煤电节能提效改造已达世界先进水平，在此基础上通过煤电的提效减碳的空间越来越小，而且由于煤电要更多承担灵活性调节电源的作用，其发电效率还会有所降低；二是我国灵活电源比重太低，由于风电、光伏等新能源发电的波动性、不稳定性问题随着新能源渗透率逐渐提高而更为凸显，低碳电力场景下的电力供应安全问题越来越重要；三是终端能源消费的电气化不断提高的过程中，电能替代的不断扩大如电动汽车的快速发展，对电力系统尤其是配电网的建设与改造提出更高要求。

“挑战之下，保障电力系统的稳定、构建以新能源为主的新型电力系统，并让电力系统转型与能源转型、经济社会转型相匹配成为行业主要发展方向，这需要电源、电网、负荷，储能，即源网荷储协调推进，也需要大量创新性技术的突破，以及电力市场化改革的深入推进及新政策出台。正是在这一方向的指引，我们看到，电力企业的减碳行动基本围绕加强电网建设和改造、火电机组节能和灵活性改造、大力推进新能源发电、继续推进储能建设及绿色氢能发展等方面展开。”他说。

华北电力大学教授袁家海认为，在全国碳交易市场的推动下，火电机组节能改造会成为发电企业的必然选择，“机组能效水平低、排放水平高的传统发电企业，尤其是处于高负债和亏损困境的火电企业，碳价会增加其度电成本，降低其市场竞争力。对发电集团而言，高火电占比、低可再生能源占比将成为其长期发展的负担。未来随着配额分配收紧、免费配额比例降低，这种成本压力将逐渐加大，部分低效高排放的落后机组，会被加速淘汰和关停。”

王志轩认为，从减碳目标看，发电行业重点是火电减碳，火电的重点是煤电。在CCUS还难以大规模用于商业化的阶段看，当前的主要手段还是尽可能要让大机组、高效率的多发电，相对小、相对低效率的机组少发电。但同时，要高度重视小机组在灵活性调节中的优势，不宜淘汰了之，因为二氧化碳是燃料燃烧产生的，与发电量和煤耗相关，而与机组容量大小本身并无必然联系。在已有的碳市场碳配额管理和能效“门槛”的政策体系下，要更多用碳配额进行管理，发挥市场作用。

记者了解到，目前，国电谏壁电厂一方面已关停了两组燃煤机组，减少化石能源排放，另一方面正对机组进行综合升级改造、火电厂主要污染物超低排放改造，实现碳排放和二氧化硫、氮氧化物、烟尘等污染物大幅减排。

申能集团旗下电厂相关负责人告诉记者，落后的煤电机组将转型备用或被等容量替代。公司已先后实施了多批次节能降耗减排的技改及科技项目，“十三五”末，公司系统电厂供电煤耗280.9克/千瓦时，百万千瓦超超临界机组供电煤耗保持同类型世界领先。下一步，公司将推进火电机组灵活性改造、节能改造，提升火电机组调峰能力，保持示范项目高效运行、火电机组供电煤耗及环保排放指标领先水平。同时，积极推动火电机组废水“零排放”技术应用研究；致力于能源综合利用、零碳能源等方面的研究，探索零碳生物质燃料耦合发电；进一步研究锅炉低碳燃烧等相关技术，积极探索火电烟气碳捕集、再利用等减碳技术。

积极布局新能源发电也是发电企业的共同选择。朱伟说，今年5月底，谏壁电厂贞观山光伏电站项目开工建设，是江苏公司首个新能源开发建设项目。宋雪枫也表示，申能也正大力发展可再生能源发电。至2020年底，集团清洁能源权益装机占比已近45%，其中可再生能源装机占比近25%。未来集团将顺应新能源“平价上网”大势，进一步加大风电、光伏、水电等“零碳电源”发展力度，力争“十四五”期间新增新能源装机800万-1000万千瓦。

为了消纳富余的新能源发电资源，集团还将加快培育氢能新兴战略产业，目前已完成能创平台搭建，成立申能集团氢能办公室，开展能源创新产业投资业务，在氢气储运、氢燃料电池、加氢业务等领域多点布局，着力打通氢能产业链上下游。

袁家海提示，对于发电企业，电源结构转向清洁能源过程中需要大量资金投入，在煤电机组利用小时数降低、投资效益下降的情形下，企业资产结构重组面临着很大挑战；同时，发电企业所属的燃煤电厂涉及大量的人员与资产，如何在退出煤电的过程中最大化经济效益、做好相关人员与资产的安置是发电企业面临的另一大挑战。

因此，他建议，发电企业在实现低碳发展的过程中，一方面应扩大新能源的投资，提高新能源装机的规模与比例，积极开展多元清洁供能、分布式发电等项目投资，加大减碳脱碳技术如CCUS（碳捕集封存与利用）、氢能、储能、电网数字化等关键技术的开发；另一方面，对煤电机组开展低碳和灵活性改造，推动落后机组有序退出的过程中，应健全相应的管理机制，在实现新旧动能转换过程中做好人员安置与资产处置等工作，减轻低碳转型的阻碍。