最近又开始了：有消息说中国碳交易第一阶段只纳入一个电力行业。
有个非常明确的东西在心里萦绕:中国煤电还用碳减排么？抑或碳交易？
为什么这么说呢?
我重新回顾了一下2017年9月19日中国电力企业联合会在京发布的《中国煤电清洁发展报告》（以下简称《报告》），看看《报告》给出的数据和结论以及结论过程：
1．结论：
（1） 中国以煤为主的资源禀赋决定了能源消费以煤为主的格局，也决定了以煤电为主的电力生产和消费结构；
（2） 煤电在当前电力安全稳定供应、应急调峰、集中供热、平衡电价中发挥着基础性作用；
（3） 中国燃煤发电技术已经达到世界先进水平，部分领域达到世界领先水平；
（4） 中国燃煤电厂污染物实现了严格管控，环保设施形成了全覆盖；
（5） 中国煤电清洁发展取得了巨大成效，污染物排放控制水平和绩效达到世界先进水平；
（6） 绿色低碳是能源发展的大趋势；
（7） 燃煤发电将持续发挥基础性和灵活性电源作用；
（8） 常规大气污染物已不是煤电发展的约束性因素，碳减排将成为煤电发展重要制约因素。
2．数据：
（1） 资源禀赋：2016年中国能源生产总量34.6亿吨标煤、能源消费总量43.6亿吨标煤，其中原煤生产占能源生产总量69.6%、煤炭消费占一次能源消费总量62.0%。世界范围内一次能源消费中煤炭占比为28%，凸显了煤炭在中国能源结构中的作用。美国灵活性电源占比达到44%，中国仅为6%（不含灵活性改造煤电）。在现有的资源条件下，煤电是中国最重要、最可靠的调峰电源
（2） 能源消费：中国发电量从2010年开始居世界第一位，发电装机从2011年开始居世界第一位。2016年中国电力装机容量达到16.51亿千瓦，发电量6.02亿瓦时。从消费占比看，火电在中国电力结构中占据着重要的位置，2016年每1度电中就有0.66度来自燃煤电厂。中国以煤为主的资源禀赋决定了能源消费以煤为主的格局，也决定了以煤电为主的电力生产和消费结构。
（3） 燃煤发电总规模：根据中电联统计，截至2016年底，发电装机容量达16.5亿千瓦，其中煤电装机容量9.4亿千瓦，占发电装机总量的57.3%；发电量达6.0万亿千瓦时，其中燃煤发电量约3.9万亿千瓦时，占总发电量的65.5%
（4） 先进机组：截至2016年底，中国已投产百万千瓦等级机组达到96台，30万千瓦以上火电机组比例由1995年的27.8%增长至2016年的79.1%。
（5） 除尘技术等：除尘技术更新换代，2016年电除尘器占68%，袋式和电袋除尘器占32%，平均除尘效率达到99.9%以上。烟尘排放绩效由1979年的25.9克/千瓦时下降到2016年的0.08克/千瓦时，下降99.7%。1979~2016年，火电发电量增长17.5倍，烟尘排放量比峰值600万吨下降了94%。发电水耗降至1.3千克/千瓦时，达到世界先进水平。
（6） 二氧化硫排放：截至2016年底，中国已投运燃煤电厂烟气脱硫机组容量约8.8亿千瓦，占煤电机组容量的93.6%，加上具有脱硫作用的循环流化床锅炉，脱硫机组占比接近100%，2005~2016年间，累计新增脱硫设施8.3亿千瓦；燃煤电厂脱硫效率大于97%，部分达99%以上；二氧化硫排放绩效由1980年的10.11克/千瓦时降至2016年的0.39克/千瓦时，下降96.1%；2016年，单位火电发电量烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量分别降至0.08克、0.39克和0.36 克，达到世界先进水平；二氧化硫排放量比峰值1350万吨下降了87%。
（7） 氮氧化物排放：截至2016年底，中国已投运火电烟气脱硝机组容量约为9.1亿千瓦，占火电装机容量85.8%，其他为燃机、CFB锅炉；氮氧化物排放量比峰值1000万吨左右下降了85%，常规煤粉炉基本采用SCR技术，部分CFB锅炉及极少数常规煤粉炉采用SNCR技术或者SCR-SNCR技术。为全国实现“十一五”“十二五”污染物减排目标做出了巨大贡献。
（8） 碳排放强度：2016年，中国火电供电煤耗降至312克/千瓦时，碳排放强度不断下降，碳排放控制水平显著提升，2016年，中国火电单位发电量二氧化碳排放量降至822克/千瓦时，比2005年下降了21.6%。 2015年全国火电单位供电二氧化碳排放比2010年下降近8%，超额完成《国家应对气候变化规划（2014-2020）》提出的下降3%左右的目标要求。中国煤电碳排放控制水平高于美国、德国、加拿大、法国、英国等国家。
（9） 重点地区关注：来自清华大学环境学院的统计显示，京津冀及周边7省市地区，700多万吨的二氧化硫排放当中，非电和民用散煤排放高达580万，占比83%。加大这些污染的治理力度，才是进一步释放减排潜力，提升空气质量的正确途径。
3．技术水平和标准：
（1） 在发电装备技术和方面：中国的超超临界常规煤粉发电技术达到世界先进水平，空冷技术、循环流化床锅炉技术达到世界领先水平。2010年起中国煤电效率仅略低于日本，高于德国、美国等国家。中国30万千瓦及以上机组多数负荷率60~75%，综合考虑负荷因素对效率降低的影响，中国燃煤电厂效率与日本持平。
（2） 在污染治理技术方面：中国燃煤电厂燃煤煤质复杂，燃煤平均发热量与挥发分偏低、硫分和灰分偏高，烟尘、二氧化硫和氮氧化物的原始生成浓度较高，且大多为环保技术改造项目，通过自主研发和引进消化吸收再创新，燃煤电厂大气污染物控制装置形成了全覆盖，治理技术总体达到世界先进水平，部分领域达到世界领先水平。
（3） 排放标准执行和监管：在国家划定的大气污染重点控制区新建机组排放限值，已全面超越了其他国家和地区2016年12月之前制定的同类标准要求。中国燃煤电厂实现了全过程（从设计、施工、投运到关停）、全方位（供电煤耗、排放浓度、总量控制、监管、统计等）、全要素（气、水、声、渣等）的清洁化发展
（4） 先进技术第一梯队横向比较：美国是全球第二大煤电国家，与美国比较，中国煤电环保设施配置率明显高于美国，中国燃煤电厂加权平均运行年限是11.26年，美国平均运行年限约为38年。中国2015年燃煤发电量是美国的2.4倍，火电发电量是美国的1.5倍，烟尘、二氧化硫、氮氧化物三项污染物年排放总量与美国基本持平，美国为437万吨，中国为420万吨。中国以煤为主的火电二氧化硫排放绩效、氮氧化物排放绩效已经好于除日本外的其他国家。单纯煤电比较，单位煤电发电量二氧化硫排放量、氮氧化物排放量已经达到世界先进水平。
（5） 排放控制技术路径和方法：燃煤电力二氧化硫控制步入以烟气脱硫为主的控制阶段。目前采用的脱硫方式基本是湿法脱硫，其稳定性和可靠度更高，而脱氮则采用的是目前主流的SCR技术。而且国家重点地区的燃煤电厂改造均已逐步推进，大规模燃煤发电厂的环保升级空间有限。减排重点，只能是非电行业和民用散煤的改造。
4．成本比较：
（1） 2016年煤电平均标杆电价0.3644元/千瓦时(含脱硫脱硝除尘电价)，其中西北煤电基地平均标杆电价0.2918元/千瓦时。自2006年以来，中国可再生能源电价附加从0.1分／千瓦时飙涨到1.9分／千瓦时，从平均标杆电价来看，煤电与水电基本相当，略低于核电，与风电光伏和气电相比，具有非常明显的价格优势。
（2） 能源结构转型要求社会要大力发展非化石能源，但是这类能源成本较高，在大规模发展的情况下势必会对终端价格造成影响，而煤电的低成本有效抑制了这些高成本非化石能源大规模发展所带来的用电成本提高。
5．未来目标
（1） 预计碳排放强度：中国非化石能源占能源消费比重将由2015年的12%提高至2030年的20%，燃煤发电机组供电煤耗由2015年的318克/千瓦时降至2020年310克/千瓦时以下。
（2） 总体计划：按照《能源发展“十三五”规划》《电力发展“十三五”规划》，力争到2020年煤电装机容量控制在11亿千瓦以内，占比降至约55%。烟尘、二氧化硫、氮氧化物三项污染物排放量分别由2015年的40万吨、200万吨、180万吨降至2020年的20万吨、90万吨、90万吨。
（3） 压缩电煤空间：中国煤炭转型发展具有较大空间，世界电煤消费占煤炭消费的比重平均约56%，美国91%、澳大利亚91%、德国80%、加拿大78%、英国73%、印度70%，中国低于发达国家水平、主要发展中国家及世界平均水平。
（4） 总之，中国煤电将持续发挥基础性和灵活性电源作用，当前乃至二三十年内煤电仍是提供电力、电量的主体。尽管煤电清洁发展取得巨大成效，常规污染物将保持在较低排放量水平并持续下降，但在节能减排方面依然面临着艰巨的任务，尤其是碳排放将成为燃煤发电重要的制约因素。
以上证据显示：我国煤电技术已经跨入全球最先进行列。
我们知道当年酝酿CDM（清洁发展机制，简称CDM(Clean Development Mechanism)，是《京都议定书》中引入的灵活履约机制之一）的时候，有个非常明确的理念就是：技术和成本原则，还有就是历史责任。就是说发达经济体的能源技术已经达到很高水平，没有潜力可挖了，再继续要求减排就会产生巨大的边际成本，非常不经济，所以才到不发达经济体扶持项目，以降低履约成本。
那么，问题就来了：中国煤电还用碳减排么？答案是显然的，没有减排空间，继续加大力度，就象CDM机制形成的原因那样：成本也不允许。
我们知道碳交易的目的是为了减排碳，不是为了炒碳价。煤电既然不需要碳减排了，那还要电力行业的碳交易干什么？
现在摆在我国电力行业的正是这样的困惑！
