电力是现代社会赖以生存和运转的动力。随着经济快速发展和人民生活水平的提高，对电力的需求一直在刚性增长。然而当前我国的电力约70%要依靠化石能源特别是煤炭，造成大量的二氧化碳等温室气体的排放。仅煤电一项，就占到全国二氧化碳年排放量的一半。显然，要实现2030年碳达峰和2060年碳中和，打赢煤电高效、低碳的攻坚战势在必行。虽难度极大，但要求首战必胜。

一、煤电排放占我国碳排放的最大份额

      化石能源消费是碳排放总量的最大来源。以碳排放强度计，煤、石油和天然气分别为2.66、2.02和1.47吨CO2/吨标煤。煤电产生的碳排放又是能源消费碳排放最大来源。表1为联合国气候变化专门委员会发布的各种电源的平均碳排放强度（克CO2/千瓦时），从表1可见，如果将生物质能用于发电，其碳排放强度仅为18克CO2/千瓦时。

      实现“3060”的“双碳”目标，面临着空前巨大的挑战，中国现在是全球最大的碳排放国，碳排放总量大、排放强度高，减排时间紧。我国年碳排放量占全球的 30%左右，超过美国、欧盟和日本的总和，碳排放强度是世界平均水平的2.2倍；现在美、欧、日等主要发达国家碳排放已经达峰，从碳达峰到碳中和有超过 40-50年的过渡期，而我国仅有30年时间。同时，我国的能源结构现在还仍然是以煤为主，煤炭占一次能源消费比重达57%，能源利用效率偏低，单位GDP能耗是世界平均水平的1.7倍。我国现在仍处于快速工业化、城镇化进程中，电力需求还将刚性增长。

      国际能源署在其《2050年能源零排放路线图报告》中指出，CO2排放的重点能源行业是电力、工业、交通和建筑这四大领域，并且强调，电力领域应是全球最先实现零碳化的重点排放领域。报告提出了到2040年，全球煤电从能效最低的亚临界机组开始，燃煤电厂将逐步被完全淘汰的路线图。我国的燃煤发电的总装机容量到2021年已达11亿千瓦，虽然其占比已经降低至50%以下，但煤电的发电量占比仍然超过60%。2020年我国碳排放总量113亿吨，其中能源领域碳排放99亿吨，占比88%；全国火电发电量为53300亿度，碳排放实际统计数据为51.2亿吨，占当年我国CO2总排放量比重的51.76%。况且，随着工业化、城镇化深入推进，我国能源消费总量将在2030年前后达峰后，电力需求仍将持续增长。严峻的现实是，要实现碳达峰和碳中和，能源是主战场，煤电减碳是主力军。不首先实现煤电大幅度减碳，“双碳”目标是不可能达到的。

 二、火电的保底和支持风、光电的作用无可替代

      对我国电力行业如何落实全国“双碳”目标，特别是对煤电机组今后在我国电力生产供应侧的位置的认识，虽然大部分观点认为煤电仍将起“压舱石”和“兜底”的作用，但是也存在较强的“去煤化”或“弃煤化”议论，或者把煤电仅看作将是风电和光伏电源的配角、协助者的角色，即认为“煤电机组将更多地承担系统调峰、调频、调压和备用功能”；而在发展可再生能源电力方面，几乎一致的认识是把焦点放在发展风电和光伏电源上，鲜有提及利用现有的煤电机组产能进行现实可行、潜力巨大的生物质能发电。我们认为，这些认识存在很大的误区，大有商榷的必要。实际上，我国现有的大型煤电机组在我国电力生产中的基础支撑作用将难以替代。

      根据我国电力发展规划，到2030年，可再生的风电和太阳能发电的总装机容量将达到12亿千瓦以上，但在“双碳目标”和建立以新能源为主体的新型电力系统的推动下，预计到2030年，新能源装机将大大超过原规划而会达到17亿千瓦以上。但是必须看到，风电和太阳能发电有着不可忽视的短板，那就是“不可控”， 是一个不稳定的间歇电源。其装机的发电能力严重受限于昼夜日照、季节变化、天气阴晴、风力大小等自然气象条件的限制。据报道，2019年在全国非化石能源发电量占比仅为32.6%情况下，风电和光电就已经普遍面临并网难、消纳难、调度难等问题。2021年2月，美国德克萨斯州因严寒天气，全州电网在4分钟内完全崩溃。450万户家庭和大量企业失去电力；长达数天的断电造成近百人死亡。其中一个主要原因，是已占相当产能比的风电和光伏电源，因风叶冻结和连续阴霾天气而无法出力。我国去冬今春南方数省频繁拉闸限电，则是因降雨少影响水力发电，以及风、光条件差影响到风电和光伏电的正常运行。

      电力系统是一个超大规模的非线性变能量的平衡系统，必须要随时保持供需平衡，其运行模式是“源随荷动”。发电侧作为主动调节端，负荷侧则为被动不可调节端，由发电端主动调节，跟踪负荷的变化运行。这是用一个精准可控的发电系统，去匹配一个基本可测的用电系统，通过实际运行过程中的滚动调节，实现电力系统安全可靠的运行。但是因风电和光伏电固有的不可控和间歇性，不能“源随荷动”，或只能单边“源随荷动”（即弃风弃光，减少出力）。与此同时，在用电侧，大量分布式风、光电接入后，用电负荷预测准确性也大幅下降。由此，这些新能源大规模接入，对传统电网带来巨大影响。在风、光电电源侧的大规模储能系统未发展起来以前，风、光发电系统均不具备调峰调频、无功补偿的能力。随机的气象条件，使得机组出力时刻变化，对电网形成较大冲击，使得电网需要为风、光发电系统建设相应的调峰调频及对电压进行有效的控制和调整，需要相应增加常规的火电电源提供补偿调节力。从某种意义上说，风、光发电的存在，相当于在电网中增加了一个“不确定性负荷”。 因此， 如果要确保电网能够消纳大容量的风、光电的发电量，庞大的煤电必须转型成为调节型的电源，同时继续承担起供电安全“压舱石”的功能。而且在此情况下，煤电还将会面临总体装机容量不能低，而又须长时期在低负荷下运行，因而导致运行效率和利用小时数降低的局面；再加上煤电高碳排放的特点，在高煤价和碳交易政策下，煤电有可能会发生在经济上无法可持续维持的尴尬局面。

      实际上，我国现有的大型煤电机组在我国电力生产中的基础支撑作用将难以替代。首先，我国煤电为主的电源结构是我国缺油少气、煤炭丰富的资源禀赋特点决定的，是建国以来70多年，尤其是近30多年来全国电力战线广大干部职工和技术人员，经过自力更生艰苦奋斗、引进消化吸收国外先进技术、大胆积极创新建立起来的，形成了一个世界最大和领先、布局合理、稳定可靠的煤电生产和电力输送配置的巨大系统，强有力保障和支撑了国家的能源安全、生产和社会发展、人民生活水平不断提高的需要。我国已经成为世界煤电生产最强国，这个历史过程和结果具有巨大的惯性，改变起来绝非短期，更非一朝一夕之功。

      据最新出版的《电力强国崛起——中国电力技术创新与发展》和其它可靠统计数据：2020年年底，我国火电装机容量12.45亿千瓦,其中煤电装机10.8亿千瓦；已投产的国产35万千瓦、60万千瓦、66万千瓦、100万千瓦等级的超（超）临界参数机组共826台，装机容量达5.23亿千瓦，占国内在役煤电机组总容量的48%，这些机组已成为火电的主力机组；同时还有约983台、装机容量达3.5亿千瓦的30万千瓦和60万千瓦等级的亚临界参数机组。具有我国独创技术的超（超）临界参数和改造的亚临界参数煤电机组的供电效率和超低排放水平均处于世界领先地位。

      随着我国产业结构的调整和城市化进程，电力需求侧的结构性变化明显，负荷不稳定和变化幅度增加剧烈，要求发电侧具有深度随动的主动性，电网的调度调节高度灵活。如上所述，风电和光伏发电在目前大规模储能技术未获突破的情况下，完全不能满足这些要求，而我国大型煤电系统则能适应需求侧的变化。

      风电和光伏发电装机容量和实际发电量之间存在巨大的不相称差距。据全国新能源消纳监测预警中心提供的数据，在近几年高速发展的态势下，2020年底，全国风电和光伏发电装机容量分别达到了2.81亿千瓦和2.53亿千瓦，共5.34亿千瓦，是煤电装机容量的49.44%，而全年发电量却只有7270亿千瓦时，仅是火电发电量的14.06%。由此可见，要达到某些研究描述的“电源结构呈现‘风光领跑、多源协调’态势，风电和光伏发电将逐步成为电源主体”的状态，前路是何等漫长！

      如前所述，我国已建成的大容量超（超）临界参数和亚临界参数机组的总容量有8.73亿千瓦，这些机组及其配套设施、输配电系统的资产总量高达数以10万亿人民币。这笔庞大的资产是国家和人民长期奋斗积累起来的财富。这些机组服役时间大都不长，正当“青春”和“年富力强”的好年华，决不能轻易地让它们以“低碳转型”的名义提前退役，造成不可挽回的巨大损失。如果以全新的生产、储能（目前还没有成熟的技术）和不稳定的风光发电系统来替换上述煤电系统的电量生产能力，其投资和运行成本的高企将可想而知。
      因此，如何使煤电更高效、更清洁、更低碳，更灵活地发展，已成为中国实现“碳中和”战略目标需要研究和着手解决的迫切课题。出路何在？

三、生物质与煤耦合发电是煤电实现低碳、零碳的唯一途径

      生物质发电和风力发电、太阳能发电等可再生能源电力一样，都是（近）零碳排放的电力生产方式，而且还具有风力发电和太阳能发电所没有的优势：即在自然界，年度再生的农、林剩余物资源量比较稳定；燃料可以运输、储存以便常年均衡使用。利用大型高效燃煤机组混烧生物质燃料发电，是国际上实现生物质发电的一种先进技术。不仅比现有的生物质直燃发电(一般为中、小发电厂)的发电效率高，而且可以明显降低煤电机组的碳排放量，提高煤—生物质耦合发电的灵活性，加强煤电生产的可持续性，是煤电走向低碳化一条现实可行、也是唯一的路径。

      需要强调指出的是，生物质燃料在大型高效的煤电机组中与煤混烧，并不是煤电低碳发展的权宜之计或过渡技术。因为生物质是可再生能源，生物质混烧发电是高效率低排放并具有灵活性的火力发电，其本质是生物质发电的一种先进形式。和不可控的风力发电和太阳能发电不同，对于电网安全和可靠的电力供应，支持和消纳风、光电起着调节和保障作用。

      国际上在大型燃煤发电厂中采用生物质混烧技术，源于1997年12月在日本京都通过的《联合国气候变化框架公约的京都议定书》。该议定书的目的，是限制发达国家二氧化碳的排放量以抑制全球气候变化。自那时以来，发达国家尤其是欧盟国家，就开始在法规政策和技术上采取各种措施以降低煤电的碳排放。其中最主要的技术，就是采用燃煤与生物质耦合混烧发电。生物质混烧技术逐步成熟起来后，得到了很好的推广和应用。

      由于生物质能是全生命周期零碳甚至可以是碳负排放的，因此掺混比只要达到一定的比例，即能产生十分显著的碳减排效应。据清华大学环境学院、美国哈佛大学及伯克利能源实验室等科学家组成的联合团队，2019年发表的对中国碳排放和大气污染的影响及其经济效益的研究报告(“对中国电力环境友好和碳负净排放的煤-生物质耦合气化发电技术”, 美国科学院院刊PANS, March 7, 2019)。表明当往煤中掺混35%生物质量时，生物质耦合煤发电加碳捕获封存(CBECCS)系统，即可实现电力生产全生命周期的零碳排放，并将成本控制在0.62元/千瓦时以下。如果全面推行该系统，用全国25%的农作物秸秆，可替代18.1%的总发电量, 年减少8.8亿吨CO2排放。

四、英国和丹麦关闭煤电的底气来自生物质与煤耦合发电

      以丹麦为例。2017年，现代生物能源已经占到可再生能源的近七成(69%)。其最主要的贡献，是在热电联产领域以生物质燃料特别是生物质成型颗粒燃料替代煤炭。由于在技术上解决了多掺富含钾和氯的秸秆易产生锅炉结焦的问题，1992年，功率为7.8万千瓦的Midkraft发电厂使用秸秆与煤混燃发电即已达到50%:50%的比例，年消化秸秆7万吨。1999年，丹麦已实现使用120万吨秸秆(占全国年产秸秆350万吨近三成)及20万吨木切片与煤混燃发电的目标(原料不足部分进口)。丹麦能源信息署(EnergiNet) 估计，生物质能已占到全国发电能源消费量的四分之一以上；并预计，随着越来越多的生物质(包括沼气)热电联产项目投产，到2026年这个数字将提高为57%。英国则是在在强有力的激励政策推动下，从上世纪末起，煤电生物质耦合发电得到强劲的发展。经过20多年的煤电厂生物质耦合混烧燃煤发电的实践，最终使英国所有的大型燃煤电厂全部改造成为生物质混烧。最典型的是英国装机容量最大Drax电厂。该电厂共装有6台66万千瓦燃煤机组。从2003年在一台机组上改造混烧5%的生物质开始，不断增加生物质混烧比，直至全部煤电机组均改造成生物质混烧，最终于2018年实现了4台66万千瓦煤电机组100%燃烧生物质颗粒燃料。成为世界上最大的生物质燃料火电厂。与此同时，该厂通过国内外两个市场，解决了年需1000万吨生物质颗粒燃料的供给问题。因此，根据他们的经验，大型燃煤机组进行煤—生物质混燃发电在技术上是十分成熟的，为我国煤电行业借鉴国际经验实现低碳转型展示了一条康庄大道。而且我国大型燃煤机组的特殊优势是可以使煤—生物质混烧发电如虎添翼。其优势之一是我国的燃煤机组世界最高供电效率和最低供电煤耗，其二具有深度调峰的负荷调节技术， 使机组负荷调节范围达到100%—20%，第三是烟尘、SO2、NOX等常规大气污染物都能达到超低排放。

      根据国际经验，发展燃煤火电向生物质燃烧发电转换、以实现低碳转变的首要推动力是政策，也是推动煤电生物质混烧成功的关键。这些政策的主要是：
      1. “绿色”发电指标，即规定所有发电公司必须完成一定指标的碳零排放发电量；
      2. 混烧奖励政策，即混烧生物质份额（按照热值）的发电量实行高价的上网电价，优先收购和减免税政策；
      3. 完不成“绿色”发电“指标的予以惩罚；
      4. 碳排放权交易政策。
      正因为有了如此的成功变革，英国和丹麦才有底气正式宣布，将分别在2025年和2030年，全部关闭所有的煤电厂。丹麦和英国等国的经验表明，燃煤火电厂要实现通过煤-生物质混烧达到低碳发展的目的，必须具备三个条件：
      1、制定国家法规政策对燃煤电厂混烧生物质进行约束和支持；
      2、建立可靠的生物质燃料的供给市场；
      3、开发先进可行的生物质与煤混烧，乃至100%燃烧生物质的可靠技术。
      而前提条件则是，必须要有足够而且比较稳定的生物质燃料供应。在生物原料资源方面，我国有着不可忽视的优势。

五、我国生物质能原料资源潜力巨大

      中国的国情决定，我们不可能像欧美国家那样大量进口生物质能的原料。因此，决定我国当前和今后大规模应用生物质能的关键，首先是资源量潜力，其次是将理论资源潜力转变为实际应用的能力。

      我国生物质能资源潜力应由两大部分组成，即农林废弃物以及在边际土地(marginal land，指因温度、水分和土壤养分等条件不适宜种植粮、棉、油等农作物的土地)上种植能源植物(灌木和草类)。迄今几乎所有的资源潜力预测研究，都忽略了边际土地种植能源植物的巨大潜力，得出的年资源潜力在3.5亿吨至5亿吨标准煤间的数据，因而造成我国生物质能资源量不够充足的普遍误解。实际上，我国属于边际土地范畴的草地和林地、加上多种有障碍因子(如盐碱、沙)的土地面积数倍于耕地。

      我们对边际土地种植能源植物的巨大潜力的精确测算结果是，适宜种植能源植物(灌木，草类)的3类边际土地即灌木林、疏林地和低覆盖度草地，面积合计为1.79亿公顷；以1公里栅格为单位，先计算出180万个土地单位的净初级生产力(NPP)，而后折算为能源植物的生物量和地上部(可利用)生物量，再折算为能量。将年能源植物能量加上估算的可利用年有机废弃物(包括农作物秸秆、农产品加工剩余物、畜禽粪便、林业抚育、采伐和加工剩余物、城市生活垃圾、工业废水/生活污水和餐饮废油)折能量，得到年生物质能总资源量为9.56亿吨标准煤(考虑到畜禽粪便、废、污水和废油不适宜耦合发电，发电可用生物质资源量为5.69 吨标准煤)。需要强调指出的是，该资源潜力是能源植物在完全自然(生长)条件下的情况。如果人工种植，必然会增加投入(水、肥，选种等)和管理，则能源植物的生物量和能源潜力将可翻一、两番甚至更多。与此同时，随着生产和生活水平的不断提高，城乡有机垃圾的资源量也还会继续增加。扩大造林面积也将增加“三剩物”的产出。因此，届时生物质可利用的年资源量将超过20亿吨标准煤。而当前我国用于发电的燃煤量每年约折合为16亿吨标准煤。

      与煤、石油、天然气的资源富集程度和燃料获得方式不同，生物质资源分散，收集、处理加工、运输方式和渠道多样。当前我们在原料(如秸秆)的收、储、运方面之所以困难重重和成本高，是因为生物质的生产、收获和产后处理没有形成完整产业链，更没有相应的规模化产业。
      而如果换一个角度看，这样一个年总产值超万亿元的巨大支柱型产业和市场，包括极其大量的劳动力岗位，恰恰是振兴乡村的急需。一些生物质直燃电厂前几年参与扶贫攻坚的实践已证明，农村存在大量废弃的和无人收获的农、林有机物。只要设立常年的收购站，一个弱劳力甚至残疾人，靠收集出售这些原料，年收入也能上万元甚至数万元。
      可以预见，在生物质能的机械化生产、收集、产后处理(特别是压缩成型) 储运形成完整产业链、以及强大的相应产业形成后，生物质原料过于分散，收、储、运困难，成本高的局面将会彻底改观。在这方面，必须要有政府在法规、税收、财政等多方面的综合政策的大力支持。

      六、对我国高质量低碳发电的几点建议

      习近平总书记在主持中共中央政治局4月30日下午，就新形势下加强我国生态文明建设进行第二十九次集体学习学习时深刻指出：“实现碳达峰、碳中和是我国向世界做出的庄严承诺,也是一场广泛而深刻的经济社会变革，绝不是轻轻松松就能实现的。各级党委和政府要拿出抓铁有痕、踏石留印的劲头，明确时间表、路线图、施工图，推动经济社会发展建立在资源高效利用和绿色低碳发展的基础之上”。为贯彻习近平总书记的讲话精神，实现低碳煤电的目标，笔者根据我国现实和客观的条件，建议煤电高质量低碳发展的线路图需要在四个方面、分三步走的方式开展：
      1. 首先是采用已经经过示范运行的煤电升级改造创新技术，对现有在役的煤电机组进行升级改造，除了将落后低效率高煤耗的机组进行淘汰外，对所有在役的煤电机组，包括30万千瓦、60万千瓦和100万千瓦等级的亚临界、超临界和超超临界机组，制定具体的供电煤耗要求和碳排放强度标准，以及灵活性低负荷性能要求，限时完成，否则不许上网运行。力争在“十四五”期间尽可能完成对所有在役的煤电机组的升级改造。实现在役煤电机组的高效和低煤耗发展，实际上这是实现煤电与生物质耦合发电的基础和前提。
      2. 生物质的碳排放强度只有18克CO2/千瓦时，是燃煤碳排放强度的0.018，因此，通过生物质与煤耦合混烧，并不断增加生物质混烧比， 就可以大幅度降低煤电的碳排放。生物质耦合发电实际上是推动煤电向可再生能源发电的过渡，也是在推动风光电的加速与可靠地发展的保障，制定相应政策推动煤电在高效低煤耗基础上的耦合混烧生物质发电，是煤电低碳转型的重要举措，鼓励在役的大容量高效率的煤电机组尽可能采用生物质燃料与煤耦合混烧发电，就可以进一步更大幅度地降低煤电的碳排放，实现煤电的低碳发展。
      3. 制定系列政策，推进在边际土地上种植灌木、草类等能源植物以及有林地的改造，建立农、林废弃物和能源植物收、储、运和初加工的产业链。推动建立全国性的生物质燃料供需市场。生物质发电利用由小型直燃发电厂逐渐转为以大型燃煤电厂混烧利用为主。
      4. 大力推动碳捕集利用和封存（CCUS）技术的创新研发示范和应用，在“3060”双碳目标的推动下，CCUS技术的研发和示范正在取得重要进展，相信在2025至2045年期间，CCUS技术将会逐步得到大面积的推广应用，使煤电达到近零排放。那时，如果实行与生物质混烧的燃煤机组，在采用了CCUS技术后，就可实现负的碳排放。
      对煤电高质量低碳发展提出三步走的建议：即进一步淘汰煤电的落后产能；对仍然需要继续服役的非最先进机组自身的升级改造；大型高效煤电机组生物质耦合混烧发电和推进CCUS技术的研发和利用。其中，首先是对在役机组的升级改造，以进一步降低煤耗减排二氧化碳；二是使煤电的生物质耦合混烧发电起到承上启下的作用，在煤电自身通过创新改造成为高效率低煤耗灵活性机组的基础上，再进一步降低其碳排放。这样就能创造一个时间窗口，为采用CCUS等技术最终实现煤电的碳零排放打下基础。而我国推动发展煤和生物质耦合混烧发电的关键，是“完善绿色低碳政策和市场体系”，“制定和实施相应的扶持激励生物质混烧政策”和“建立和发展生物质燃料的供需市场体系，实现国内和国际两个生物质颗粒燃料市场的双循环”。我们相信，只要坚定地按照党中央和习近平总书记关于“3060”双碳目标的战略决策的一系列指示和要求，千方百计走煤电低碳发展的道路，我们的目标就一定会实现。（清华大学1 倪维斗，毛健雄，李定凯 中国农业大学2 石元春，程序，朱万斌）

本文作者：
      1. 倪维斗，中国工程院院士，清华大学原副校长；毛健雄，李定凯均为清华大学能源与动力工程系教授；
      2. 石元春，中国科学院院士，中国工程院院士，原北京农业大学校长；程序，原北京农业大学副校长，中国农业大学农学院教授；朱万斌，中国农业大学农学院教授