1月1日起，全国碳市场第一个履约周期正式启动，标志着全国碳市场进入新的发展阶段。

　　根据生态环境部1月5日印发的《2019—2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》，要求首批纳入发电行业的2225家重点排放单位，于1月29日前完成配额预分配工作。

　　作为全国碳排放权交易系统建设的具体承担单位，上海环境能源交易所董事长赖晓明近日透露，全国统一的碳排放权交易市场有望于今年年中正式启动。届时，先试先行的煤电行业将会何去何从？

　　落后小机组面临淘汰关停加速

　　电力部门是能源领域二氧化碳排放的最主要部门。国际能源署数据显示，中国发电产生的二氧化碳占中国能源相关总排放量的51%左右，2018年中国电力行业二氧化碳排放量总计49亿吨，较2010年上升40%。

　　有业内专家告诉记者，全国碳市场选择从电力部门入手的主要原因是考虑“抓大放小”的原则，煤电部门碳排放量大，管理相对规范，排放数据容易获取。

　　那么碳交易将为煤电行业带来什么影响？北京中创碳投科技有限公司事业部副经理李鹏分析：“短期看，煤电机组尤其是小机组、自备电厂将面临较大压力，碳市场会加速效率低、落后小机组的淘汰和关停。中长期看，随着配额分配方式转变，即免费分配的比例逐渐降低，拍卖比例逐渐提高，煤电机组整体成本会有较大程度增加。”

　　碳市场将提高煤电机组整体成本，但是否会有效倒逼煤电减排仍是未知数。李鹏告诉记者，碳市场跟火电厂节能技改要求等相关政策是耦合的，很难计算碳市场单独对煤电行业碳减排效果起到多大作用。

　　就煤电减排本身，其可挖潜空间也越来越小。“煤电企业在节能降耗方面已经做了大量工作，且成效显著，我国火电行业在全球处于领先水平，而先进的燃煤发电技术也意味着继续在技术方面提升难度越来越大。”

　　提高发电效率方面，李鹏建议，在条件允许的情况下，将纯凝发电改为热电联产，效率将大大提高，同时大幅降低碳排放。

　　大型机组燃料替代或成趋势

　　碳市场倒逼落后小机组淘汰关停后，留下的大型先进机组将往何方去？

　　相关机构预测，2050年可再生能源比例或将达到70—80%，成为我国能源结构的主力。

　　但不可否认的是，我国未来仍将存在大量高参数、大容量、低排放煤电机组。有研究指出，至2050年我国仍需保留400—700GW煤电，承担基荷、调峰和供暖需求，但是需要对现有机组进行灵活性改造和热电协同改造。

　　李鹏具体分析：“大型、高效的百万机组未来可能主要作为调峰电源，进行灵活性改造后，每年运行小时数降低，其排放总量也会随之降低。”

　　有多位专家指出，调峰机组频繁起停会导致供电煤耗、强度提高，这时就需要电力市场起到配套支持作用。如将大型煤电机组作为调峰电源，参与调峰辅助市场服务，解决新能源消纳问题，在电价方面享更多优惠。

　　除了作为调峰电源、减少运行时间，掺烧生物质等燃料替代来降低碳排放也是有效方式。“生物质生长过程中吸收二氧化碳，燃烧过程中放出，因此生物质燃料发电是碳中和的过程。”李鹏介绍，掺烧的生物质比例越高电厂碳排放总量和强度降幅越大，或可成为未来煤电厂在碳市场下的应对方向之一。

　　有报告预计，在能源结构低碳化的驱动下，电力系统2050年直接排放的二氧化碳水平将比2020年下降约80%。

　　煤电+CCS可期

　　有报告指出，电力系统若要实现长期二氧化碳深度减排，CCS（碳捕获与封存）技术将发挥重要作用。CCS可以捕获90%的碳排放量，在燃煤电厂加装CCS装置将可使实现煤电机组的低碳化。预计到2050年，电力系统CCS技术埋存量可达5.1亿吨，能源系统的二氧化碳净排放量将降为24.1亿吨。

　　“CCS在技术上相对成熟，但成本较高。”李鹏初步估算，一家煤电厂加装二氧化碳捕集系统可能使发电效率下降8—10%，也意味着企业的经济成本同步增加，这并不是一笔小投入。

　　国内少数示范性质的CCS工程近年来陆续进入了公众视野。2019年11月，国家能源集团国华电力公司15万吨/年燃烧后碳捕集和封存全流程示范项目开工。中国华能集团清洁能源技术研究院开发的我国首套1000吨/年相变型二氧化碳捕集工业装置在华能长春热电厂已于2020年11月成功连续稳定运行。

　　国网能源研究院院长张运洲提出，通过在煤电机组加装CCUS（碳捕获、封存与利用）装置，可捕捉二氧化碳，与绿氢广泛结合大规模制取甲烷或甲醇，在终端替代进口油气。同时保留了系统转动惯量，有助于保障电力系统安全稳定运行。

　　“CCS未来商业化应用过程中首先需要解决其经济效益问题。”李鹏对此表示，采用CCUS制取化工产品，或许是煤电通过碳减排获取经济效益的可行方式之一。