“双碳”背景下山西省电力行业清洁发展路径研究

史卓群 ，顼 婧

（1.山西能源学院， 山西 太原 030600；2.内蒙古电力(集团)有限责任公司信息通信分公司， 内蒙古 呼和浩特 010000）

2020 年9 月，习近平总书记在第七十五届联合国大会发言时郑重提出“我国碳排放力争在2030 年前达到峰值、在2060 年前实现碳中和”即“双碳目标”，在“十四五”开局之年里，低碳减排、清洁发展成为各项工作开展的重要方向。电力行业作为能源密集型产业，在实现清洁发展、低碳转型当中处于关键性地位。2021 年3 月，中央财经委会议提出“构建以新能源为主体的新型电力系统”，表明清洁低碳的可再生能源将是未来电力系统发展的大势所趋。2022 年2 月24 日，国家能源局发布了政协代表《关于“碳中和”目标下煤电产业高质量发展的提案》的答复，提出严控煤电项目，推动煤电由电量主体电源向支撑性、调节性电源转型，进一步对以煤电为主要电源结构的地区提出了更具紧迫性的挑战。

山西省电源结构长久以来以煤炭为主，“双碳目标”提出后，省人民政府高度重视，积极推进能源转型，在“十四五”规划纲要当中明确指出要提升清洁电力发展水平，从“一煤独大”转向新能源和可再生能源电力高比例发展。本文以此为基础分析了山西省电力行业的发展现状，针对“双碳”背景下电力行业清洁发展面临的几大挑战，从六方面提出未来电力行业清洁发展的方向和路线，助力“双碳”目标实现。

一、山西省电力行业发展现状

我国电力行业长期以来以火电为主，煤炭是最主要的热源。作为国家确定的五大综合能源基地之一，山西省煤炭资源丰富，2020 年总产量达到10.8 亿吨，在全国各省中排第一位。煤炭总消费量36186 万吨，其中四成消耗量被用于发电，达14496 万吨。

如图1 所示，“十三五”期间，山西省发电能力稳步提升。截至2020 年底，全山西省的电力总装机规模突破1亿千瓦，达到1.038 亿千瓦，较2015 年增长49.05%，位居全国第六，其中火力发电装机容量占比仍保持在60%以上。从电源结构来看，“十三五”以来，火力发电装机容量虽然逐年上升，但在全社会总发电装机容量中的占比呈明显下降趋势，2020 年底，火电装机容量6877.6 万千瓦，在总发电装机容量中占比约66.2%；相较2015 年末的85.27%下降达19.07 个百分点。

图1 山西省电力装机容量变化

除了为本省生产生活提供充足的电力保障，山西省作为国家核心电力供应基地，也积极打造坚强发达的电网构架，将富足电力进行省外输送。截至2020 年末，净外送电量突破1000 亿千瓦时大关，达1053.6 亿千瓦时。此外，在电网规划投资方面，“十四五”以来力度继续加大，500 千伏及以下电网投资规模达601 亿元，较“十三五”期间增长27.8%。

二、山西省电力行业清洁发展举措

丰厚的煤炭资源禀赋为山西省经济发展提供了增长点，但近年来，这种粗放型的发展方式越来越难适应“绿色低碳”发展理念。“十三五”以来山西省积极推动能源转型，制定了《山西省国家资源型经济转型综合配套改革试验实施方案(2016-2020 年)》、《山西打造全国能源革命排头兵行动方案》、《山西省“十三五”控制温室气体排放实施方案》等一系列政策文件，多措并举实现清洁发展。具体落实到电力行业方面，有下述几方面措施：

(一)清洁能源发电

清洁能源发电即为使用不含碳、不会生成二氧化碳等温室气体的一次能源发电，其中水力发电在我国已开发建设较为成熟，当下正在大力推进且形成一定应用规模的主要为风力发电和光伏发电。山西省具有气候、区位优势，风能、太阳能资源都较为富集，海拔70 米处风能资源≥200 瓦/平方米的技术开发量为2814 万千瓦，总体储存量达到5800 万千瓦；年均太阳能辐照量达到1624千瓦时/平方米，在整个华北地区位居第二。此外，省内水电也有很大的进一步发展空间，黄河北干流水电资源尚待开发。

总体来说，山西省的清洁能源发电具备极大潜力。如图2，“十三五”期间，清洁能源发电有了长足提升，到2020 年末，清洁能源装机容量达3505.48 万千瓦，在总发电装机容量中占比约33.76%。占比较2015 年末的14.73%提升19.03 个百分点。其中大部分增长来源于风力发电和光伏发电。“十三五”期间，以风电和光伏发电为主的新能源发电量总计达到1173.91 亿千瓦时，相当于减少5860.6 万吨标准煤开采和消耗，减少二氧化碳排放14607.5 万吨。

图2 电力生产结构变化

(二)煤炭清洁利用

尽管清洁能源发电将成为未来电力行业的首要发展方向，但一定时期内，尚且难以改变以煤炭为主的电源结构。在这样的客观情况下，必须要实现煤炭的清洁利用，使煤炭从勘探开发到加工利用的整个流程中，一方面减少污染的排放，同时提高资源转化生产效率。

2018 年，山西省印发《关于推动煤炭清洁高效利用的实施意见》，针对燃煤发电行业提出，要推广先进节能减排技术，加快推进现役机组升级改造，在役和新建机组全部达到超低排放标准，力争到2030 年燃煤电厂平均供电煤耗下降到国内领先水平。采取的可行性技术包括发展先进煤电技术，开展700℃超临界发电机组锅炉、基于富氧燃烧的超临界二氧化碳布雷顿循环发电及碳捕集技术等常规煤电参数等级进一步提升和新型煤基发电技术研究。通过改进完善煤炭清洁利用技术，有效减少了电力行业煤炭需求，提高煤炭经济效益，对改善空气质量和优化生态环境具有重要意义。

(三)变输煤为输电

过去山西省长期以煤炭直接输出为主，经济效益低，调控难度大，一旦遭遇突发因素影响，易导致供需失衡，进而致使煤价、电价大幅震荡，不利于实现电力平衡，也不利于促进清洁能源电力消费、消纳。“十三五”以来，为实现转型发展，山西省积极探索“变输煤为输电”的能源转化之路，紧跟“新基建”大潮，以特高压为核心推进电网建设，持续拓展晋电外送通道。同时，逐步改变燃煤发电为主的电力结构，转向火力、风力、光伏、水力多能互补并重的新格局。截至2020 年底，山西省电力已实现建成投运包括“三交一直”特高压在内的9 个外送通道、18 回线路，外送电能力实现长足发展。山西省委、省政府也分别与多个省、市政府签订了战略合作框架协议，推进“晋电外送”。

(四)能源消费更趋绿色

“十三五”期间，山西省电力行业除了实现能源供给更清洁，也致力于助力能源消费更绿色。国网山西省电力公司积极开展电能替代工作，累计完成推行电能替代项目2408 个，达成替代电量322.89 亿千瓦时。其中，先后推动1971 家工矿企业2185 个工业“煤改电”改造事项，完成替代电量超过252 亿千瓦时；新增设置342 座充电站和3288 个充电桩，完成充电量3.2 亿千瓦时；居民“煤改电”项目覆盖73.91 万户，完成采暖电量24.4 亿千瓦时。通过这一系列电气化举措相当于降低消耗散煤1800万吨、减少二氧化碳排放量3200 万吨。

三、“双碳”背景下电力清洁发展遇到的挑战

(一) 清洁能源电力持续增长与消纳能力不足之间的矛盾[8]

与新能源相比，发展较为成熟的水力发电利用率已达到百分之百，实现零弃水率。消纳问题主要出现在风力、光伏等新能源电力。如图3 所示，“十三五”以来，山西省光伏发电利用率较高，保持在97%以上；风力发电利用率从2016 年的90.67%，到2020 年的97.03%，有较大幅度提升。2020 年全国平均弃光率2%左右，全国平均弃风率3%左右。总体看来，山西省弃光率和弃风率较低，但如图4 所示，“十三五”期间，山西省全口径发电量持续较快增长，但社会总用电量增速明显滞后于发电量，发电能力与用电能力之间的反差不断扩大，省内电力市场供过于求。且由于规模成本差异，常规能源电力对新能源电力存在挤出效应，未来可能进一步加剧新能源电力的消纳矛盾。此外，在“双碳”背景下，新能源电力的空间远不止于此，因此随着装机并网容量的持续增加，必将面临更大的消纳压力。

图3 山西省弃风、弃光情况

图4 山西省用电、发电情况

(二) 新能源的分布不均以及不稳定性给电网系统带来巨大压力

新能源电力消纳难的直接原因看似在于供需矛盾，但其实从全省范围来看，新能源电力市场并未饱和，供需矛盾的深层次原因在于资源禀赋分布不均导致的配置难题。风力发电主要受地理环境影响，开发投产区域往往与用电负荷呈现出逆向分布特征，山西省风电项目多位于北部山区，电力需求则集中在平原、城镇地区。光伏发电更多受季节和天气条件影响，山西省冬夏季温差大，日照时长差异也比较大，光伏发电的供应与负荷在时空上往往也难以平衡。

针对上述情况，需要完善的电力输送调度机制。虽然近年来山西省电网大力开展省内外输电通路规划建设，但配套调峰调度机制尚且相对落后。目前山西省电源调峰结构以火电为主，火电也是极端条件下顶峰发电的重要支撑，在保障能源安全方面还将发挥基础和兜底作用。但山西省内的大量中小机组仍采用传统运行方式，没有及时升级改造增强灵活性，调峰深度和速度都不够，短期内不足以成为服务风电、太阳能发电消纳的调峰机组，实现支撑电网安全运行、保障电力平稳供应的作用。

(三)电力市场化体制机制不完善

当前我国正处于电力市场化进程起步阶段，尚不健全的市场机制和价格机制也无法适应未来新能源电力的持续发展。一是我国当下电力行业管理以省为单位，但仅靠省内运行调度优化已不足以解决新能源电力消纳问题，而远距离送受电、区域电力市场等体制机制的不健全致使新能源电力资源配置还存在一定的省间壁垒。二是我国电力市场化进程处于起步阶段，现货市场不够完善，中长期交易合同的刚性一定程度上固化了传统电源的市场份额，挤压新能源电量消纳空间。三是随着国家持续推进新能源补贴政策退坡，支持力度减弱，新能源电力的价格优势减小，消纳积极性降低。

四、“双碳”目标下的山西省电力清洁发展方向

(一)明确煤电地位

转变煤电为主体的电源结构势在必行，但长期来看，为了稳定供应、保障生产，不能完全放弃煤电。于是根据国家能源局当前发布的“多措并举加快推动煤电由电量主体电源向支撑性、调节性电源转型”方针，山西省在“十四五”期间的电力发展规划当中，也应当进一步明确煤电地位，严控煤电项目，原则上不再新建单纯以发电为目的的煤电项目，加快已有燃煤发电机组的技术升级，加强调峰深度及灵活性，确保煤电成为保障电力供应安全的支撑性电源和促进清洁能源消纳的调节性电源。

(二)强化“新能源+储能”综合利用技术

近年来储能技术的发展为促进新能源电力就地消纳、彻底解决弃风弃光问题提供了可能。截至目前，全国先后有包括山西省在内的十几个省(区)发布相关政策，要求或建议新增平价风电、光伏项目配置储能，力促储能在新能源发电侧创新发展，形成极具潜能的“风光+储能”新业态。2019 年，山西省为推动能源革命综改试点提出十五项重大举措明确要发展“新能源+储能”试点示范项目。在新阶段，必须继续推进储能技术研发。有关部门应尽快明晰和细化储能配套政策和技术标准，明确储能市场参与电力市场的主体身份，完善交易调度和计价结算，形成合理的商业模式，保障储能的商业效益，建成辅助服务补偿的长效机制，并配合金融市场机制以规避投资项目的运营风险，加强管理流程的制度硬化。

(三)进一步完善电力市场化交易体系

2016 年，山西省列入全国首批电力体制改革综合试点省份，全面筹备开展电力现货市场试点，自2021 年4月开始试运行。为实现电力市场清洁发展，必须继续大力推进电力现货市场良好稳定试运行，同时做好中长期、辅助服务与现货市场的衔接配合，力争尽快实现现货市场正式运行，确立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场交易体系。同时应尽快建立健全可再生能源参与电力市场交易的机制，推动风力、光伏等新能源企业的富余电量参与市场交易。同时做好省间与省内消纳清洁能源电力的市场衔接机制，在尊重市场差异性的基础上尽量规范市场核心规则、建立统一的技术标准，解决清洁能源发电的政策性收购与市场化交易的衔接问题。

(四)积极构建“能源互联网”

以互联网技术为支撑，积极探索构建基于智能电网的能源互联网，不仅能实现能源开发、转化与传输网络的相互协调；也可整合用户的多元化用能需求，将电力需求侧管理扩大化为综合用能管理，处理好清洁能源电力大规模并网时的电力电量平衡优化，提升清洁能源消纳以及电力系统的安全稳定运行。当下应抓住本省实施电力体制改革试点之机，加快制定更先进的能源体系架构，实现省内与全国能源网络互联，形成“源-网-荷-储”一体化的运行模式。也要加强能源产业与现代信息技术的深层次融合，深化清洁能源智能化领域的科研力度，完善能源供需数据平台建设，加强能源智能生产消费技术监管，做好智能调控，提高资源配置效率。

(五)持续推进可再生能源消纳责权制度

2020 年10 月，山西省能源局印发了《落实可再生能源电力消纳责任权重实施方案》的通知，指出省内承担消纳责任的各市场主体，明确各主体最低消纳责任权重，并规定了考核指标和监督机制，对未完成任务的市场主体依据法规进行处理。除了通过购买或自发自用可再生能源电力的方式落实消纳责任权重，责任主体还可通过购买其他主体的超额消纳量或绿色证书来履行消纳责任。后两种方式可以充分发挥市场机制作用，平衡可再生能源电力消纳成本，实现资源最优化配置。后续，为进一步推进可再生能源消纳责权制度，发挥好市场机制在促进清洁能源电力消纳当中的作用，需要尽快通过相关支持政策推进省内绿色证书交易市场建设，完善可再生能源电力配额制，激励各责任主体对新能源电力消纳的积极性。

(六)加强科技人才支撑

实现电力行业清洁发展、低碳转型，离不开核心技术的突破和管理模式的创新，归根结底有赖于专业型、创新型人才汇聚形成的推动力。2018 年以来，山西省多个地市出台人才引进政策。以太原市为例，2018 年，人社部门为4090 人次发放人才引进补助；2019 年增加至14433 人次；2020 年达到23585 人次；2021 年预计达3 万余人次。从数据来看，近年来高层次专业人才回流逐年上升，政策成效明显。未来可以采取更为柔性的引进方式，实施项目合作、候鸟合作、网络平台合作等人才战略，加强顶层设计，提升人才政策协同效应，促进当地人才结构的改善与经济的发展转型。山西省还可以结合自身特色产业打造并推广形象，积极争取国家政策支持和财政保障，进一步提升人才吸引力和区位竞争力。