0前言
2016年11月4日《巴黎协定》正式生效。恰好在同一天，国务院印发《"十三五"控制温室气体排放工作方案》，首次明确提出"大型发电集团单位供电二氧化碳排放控制在550克二氧化碳/千瓦时以内"；11月7日，国家发改委、国家能源局对外正式发布《电力发展"十三五"规划》，还先后发布了《水电发展"十三五"规划》、《风电发展"十三五"规划》、《太阳能发展"十三五"规划》、《生物质能发展"十三五"规划》等。一时间，数据很多，需要梳理。如何理解碳排放强度550克二氧化碳/千瓦时（简称克/千瓦时），我国现在处在什么水平，到2020年将会处在什么水平？大型发电集团单位如五大电力情况如何，有没有难度？通过什么路径达到550克/千瓦时？这些问题将会本文中一一"碳"讨。仅代表个人观点，供参考，并欢迎指正。
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1 二氧化碳的生成与估算
1.1 碳的功与过
碳（化学符号C）是神奇的生命元素之一。我们说的有机物，就是碳氢化合物。三四十亿年的生命交响乐，主旋律是碳的化学演变。可以说，没有碳，就没有生命。
植物也含有碳，植物通过光合作用把氧气释放出来。
矿物燃料（煤炭，石油，天然气等）燃烧生成二氧化碳（CO2）。因此，与矿物燃料有关的能源、电力、生产、生活，都释放二氧化碳。
二氧化碳是主要的温室气体，多了不行，会造成全球变暖、海平面上升、气候反常、土地干旱、沙漠化面积增大等负面影响。
1.2燃煤电厂二氧化碳的生成
我们主要讨论燃煤电厂的情况。
先假设煤中碳完全燃烧生产二氧化碳：
即1千克碳完全燃烧变成了3.67千克二氧化碳，倍率是3.67，放大得有点吓人。
不过，煤在实际燃烧中，有少量的未完全燃烧，碳含在飞灰和灰渣中，也有微量的一氧化碳。
煤中也不全是碳，还有氢、氧、氮、硫等元素，有灰分、水分。碳的含量因煤种而异，差别挺大，发热量差别也挺大。下表列举了一些电厂用褐煤、烟煤、无烟煤的煤质分析。
有了元素分析，可以门捷列夫公式估算理论计算低位发热量： Q=339C+1030H-109(O-S)-25M，kJ/kg，从上表中可以看到理论计算值与实测值比较接近。从公式也可以看得出，碳的发热量占了主要比例，简化计算折算到标煤发热量7000千卡/千克（按29307.6千焦/千克）的含碳量比例为：C/339Cx29307.6=86.4%，即应该小于86.4%。表中不同煤种的计算结果为79-85%之间，基本上以80%左右为主，这就给我们估算标煤碳排放带来方便。
在统计上，十三五电力规划中选取标煤二氧化碳的排放系数K=2.8，即1吨标煤排放二氧化碳2.8吨。相当于考虑了理想倍率3.67 x 折算标煤含碳量80% x 转化系数95%。比如，十三五规划第1.1节中提到：十二五"供电煤耗5年间累计降低18克标煤/千瓦时，年节约标煤7000万吨以上，减排二氧化碳约2亿吨"，排放系数为~2/0.7=2.857。
1.3 燃煤机组供电煤耗与二氧化碳排放强度
能源发展战略行动计划（2014—2020年）给出了典型常规燃煤发电机组供电煤耗参考值（2014年9月发布）：
供电煤耗x2.8即为各类机组的二氧化碳排放强度要求。
中电联给出了火电机组年均供电煤耗数值（包含了煤电、气电）：
这是各种火电机组当年实际运行工况下的平均数值。2015年煤电机组平均供电煤耗为318克标煤/千瓦时（扣除了气电机组）。按照上面标煤二氧化碳排放系数2.8计算，2015年我国煤电机组平均二氧化碳排放强度为318x2.8=890克二氧化碳/千瓦时。
1.4燃气机组二氧化碳的生成
燃气的主要成分是甲烷CH4。甲烷完全燃烧反应：
即1千克甲烷完全燃烧产生2.75千克二氧化碳，倍率为2.75，比碳的倍率3.67小。
按某燃气电厂用西气东输天然气，典型成分为甲烷摩尔比例96.2%， 乙烷1.8%， 低位热值为8089千卡/立方米，密度0.6982千克/立方米。热值换成千克为单位则8089 / 0.6982=11585.5千卡/千克。再则算到标煤热值则甲烷的摩尔比例为96.2x7000 / 11585.5 = 58.1%，比煤中碳折算比例（约80%）也小很多。
1.5燃气机组二氧化碳排放强度
燃机当然分几类，如航改型、9E、9F型等。燃气联合循环机组净效率比煤电高很多。E型联合循环净效率在ISO标准工况下（环境温度15度）大约为52.5%， F型大约为59.5%（几个厂家平均值，最新机型已突破60%）。但是在实际运行工况下，环境温度、负荷率对效率影响挺大。
自今未见全国燃气机组平均净效率的直接数据。如果按照电力发展"十三五"规划中引用的数据推算：2015年火电机组平均供电煤耗为315克/千瓦时，煤电机组为318克/千瓦时，按照2.1节表中煤电发电量66.2%、气电发电量2.9%加权比例推算，则气电的供电煤耗为：(315x(2.9+66.2)-318x66.2)/2.9=246.5克/千瓦时，即相当于净效率49.83%。那么燃气机组二氧化碳排放强度为：246.5x58.1%x2.75=390.4克二氧化碳/千瓦时。即燃气机组二氧化碳排放强度比燃煤机组小很多，大约为煤电43.9%（即390.4/890）。
2目前发电行业碳排放强度
2.1 全国发电行业碳排放强度
按照电力发展"十三五"规划数据：截至2015年底，全国发电装机容量达到15.3亿千瓦，其中水电3.2亿千瓦，占21.1％；火电9.9亿千瓦（其中煤电9亿千瓦，气电0.66亿千瓦），占65.56％；核电2608万千瓦，占1.7％；风力、太阳能等新能源发电约1.72亿千瓦。但这里没有给出分项的发电量及比例。计算总体发电碳排放强度，要用到煤电、气电的发电量比例，所以还是用回2015年全国电力工业统计快报数据，尽管略有差别。
可再生能源、核电机组的碳排放强度取零，因此，2015年底，全国发电行业碳排放强度为： 66.2%x890+2.9%x390.4=600.5克/千瓦时。计算中也可以看出，气电机组影响比例很小，小于2%。
2.2 五大电力碳排放强度
电力发展"十三五"规划提出"大型发电集团单位供电二氧化碳排放控制在550克二氧化碳/千瓦时以内"，我们就看看五大电力的情况，参考《五大发电及国华电力2015年主要经济技术指标解读》（中国电力报发电报道2016.03.03）。
2.2.1五大电力供电煤耗
五大电力平均值为307.7克/千瓦时，比全国火电平均值315克/千瓦时好多了。
2.2.2五大电力清洁能源装机占比例
国家电投（40%）和华电（37.1%）都超过全国平均比例（35%），五大的平均值为33.5%。
2.2.3五大电力碳排放强度
该文有五大电力2015年的发电量，但没有提供细分发电量的比例，这里大致按照全国的比例估计，取火电的发电量比例为火电装机比例的1.1倍(全国为66.2/58.7= 1.145)。
可见，有两家2015年供电碳排放强度均优于全国水平（600.5克/千瓦时）。有三家尽管供电煤耗优于全国水平，但火电机组发电量比例较高，碳排放强度差于全国水平，差距在10%左右。
3 十三五发电行业碳排放强度
3.1 十三五装机与发电量
《电力发展"十三五"规划》给出了2020年总装机及分项装机和比例，总用电量，但没有给出分项发电量及比例，需要推算。
（上图取自能源局网站）
《风电发展"十三五"规划》、《水电发展"十三五"规划》告诉我们，到2020年风电总发电量要确保4200亿千瓦时（推算出年利用小时按2000小时计算），占全国总发电量的6%；水电总发电量年发电量1.25万亿千瓦时（推算出年利用小时数3676小时计算），在非化石能源消费中的比重保持在50%以上。这里得出线索即2020年非化石能源发电量至少按2x1.25=2.5万亿千瓦计算；2020年总发电量取中间值为7万亿千瓦时。而《电力发展"十三五"规划》中提到，2020年非化石能源发电量占总发电量31%，则为31%x7=2.17万亿千瓦时，与上面的2.5万亿千瓦时不太一致。如果按2.17万亿千瓦时推算，则煤电发电量比例为64.3%，气电发电量比例为4.7%。这表明，煤电的发电量比例下降了约2个百分点。下表煤电、气电发电量比例为估算值：
3.2 十三五煤电供电煤耗与碳排放强度
十三五要求新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克标煤每千瓦时；现役燃煤发电机组经改造平均供电煤耗低于310克，燃煤机组二氧化碳排放强度下降到865克/千瓦时左右（大约310x2.8）。气电机组仍按煤电的44%估算，则气电机组的排放强度为865x44%=380.6克/千瓦时。
那么2020年全国供电二氧化碳强度为：865x64.3%+380.6x4.7%=574千克/千瓦时，比2015年的600.5克/千瓦时下降了4.4%。
3.3 五大电力碳排放强度
能源杂志微信号于2016年11月29日发表《详解电力央企"十三五"规划》，从中可以知道五大电力对清洁能源的规划，但缺乏发电量比例，火电发电量比例取为火电装机比例的1.1倍（全国估算为64.3/54.6=1.178）。下表标蓝色的为文中给出的数据，其余为推算。
情形1：没有公布供电煤耗的按2020年比2015年减少5克/千瓦时计算。
模拟结果显示，只有一家投达到了550克/千瓦时并且大幅超越。一家接近要求，努力一把有可能达到。一家有17%的差距，两家约10%差距。
情形2：再假设五大电力的供电煤耗都比2015年下降10克/千瓦时，重新模拟一遍。
这时，两家达到550克二氧化碳/千瓦时，三家未达标。
简单的判据：2.8x供电煤耗x煤电发电量比例=550，例如，假设煤电发电比例下不来，为74.9%，则供电煤耗需降到262.2克/千瓦时，比2015年下降48.2克/千瓦时才能达标，这将是非常艰难的任务。
4 降低碳排放强度途径
4.1 碳减排的挑战
我国以煤为主的能源结构，导致现在成为世界上最大的二氧化碳排放国，放约占全球排放量的20.09%。2016年9月3日，中国向联合国递交《巴黎协定》批准文书，做出其低碳承诺：
（1）二氧化碳排放于2030年达到峰值并争取尽早达峰值。
（2）单位国内生产总值二氧化碳排放2030比2005年下降60-65%。2020年比 2015年下降18%。
（3）2020年非化石能源占一次能源消费比例达到15%，2030年达到20%。
《巴黎协定》为2020年后全球应对气候变化行动作出长期安排，到2050年全球实现碳的零排放。到2100年前，将全球平均气温升幅控制在工业化前（1750年）水平以上低于2°C之内，并努力限制在1.5°C之内。
从工业化（1875年 ）开始到现在，全球升温已近1°C，到2100年， 今后84年地球还有1°C的升温空间；如果全球不采取任何碳减排措施，到2100年，全球平均升温至少4.5°C；如果只遵循现有的碳减排措施，到2100年，全球平均升温至少3.6°C；即使按照巴黎气候大会各国承诺的减排指标，到2100年，最乐观的全球平均升温是2.7°C，比《巴黎协定》规定要求还高出0.7°C。实现《巴黎协定》要求的2°C减排目标的困难和挑战依然巨大。
按照全球平均温升2°C 的情景下2050年世界能流图，煤炭的比例只能为4%，意味着关停大多数煤电厂；要么煤电碳排放强度要求达到40-100 克二氧化碳/千瓦时 ，采用非常高效的碳捕捉与存埋（CCS）。目前看CCS高能耗、高成本，在2050年以前能否实现全球煤电"CCS化 "非常不确定。
尽管一些国家去煤化，我国煤电比例也呈下降趋势，但煤电在相当长时期内仍将占重要地位。中国乃至世界要做到完全去煤化并不现实。目前煤电呈阶段性过剩，为调整煤电结构、提升煤电效率带来机会。2017年开始启动全国碳排放交易体系，将会给碳减排带来促进作用。
4.2主要途径
主要有三条途径降低发电公司碳排放强度：1）调整电源结构，降低煤电发电量比例（仅仅降低煤电装机比例还不够）；2）提高煤电机组效率，包括掺烧生物质；3）碳捕集和埋存（CCS）。鉴于CCS仍未大规模商业化，到2020年前只有靠前面两条途径，并且要同时进行。
4.2.1新建煤电机组
十三五规划新增煤电限制在2亿千瓦以内。新建煤电机组效率要比同出力级别旧机组效率高很多，能够提升总体煤电机组的效率。例如正在筹建的示范项目申能安徽平山二期1x1350MW高低位布置超超临界二次再热机组，预期供电煤耗低于247克/千瓦时，碳排放强度低于692克/千瓦时（247x2.8），受到世人瞩目。
4.2.2现役燃煤机组进行节能改造
十三五规划估计3.4亿千瓦煤电机组要实施节能改造。目前仍有超过3亿千瓦装机容量的300MW及以上亚临界机组，典型的参数水平是16.7MPa/538℃/538℃。由于参数较低，汽轮机通流效率设计限于当时的水平普遍不高，加上运行老化，机组运行供电煤耗也普遍在330克/千瓦时左右。据中电联电力评价咨询院报告，参加2015年度全国火电300MW级机组能效水平对标的200台亚临界湿冷纯凝机组平均供电煤耗为324.7克/千瓦时；参加600MW级机组能效水平对标的86台亚临界湿冷纯凝机组平均供电煤耗315.7克/千瓦时。这些亚临界机组应该是十三五节能改造的重点。
4.2.3亚临界机组改造
A．不升参数汽机通流改造能够降低供电煤耗大约10-15克/千瓦时。这是目前用得最多的方案。参阅2016年5月28日在《瞻前顾后》发表的"GE助力煤电厂节能减排"。
B．升温到16.7MPa/566℃/566℃能够比不升温改造再降低供电煤耗大约3克/千瓦时。该方案已有少量改造业绩。
C．要通过改造实现供电煤耗下降20-30克/千瓦时，需要打破常规，采用创新技术。据了解，正在研发的"一种高温亚临界机组"，即保持机组压力在亚临界水平（约16.7MPa）不变，而将机组主蒸汽和再热蒸汽温度均提高到超超临界的600℃甚至更高的水平。这一创新的亚临界机组节能改造技术值得人们关注，它有可能是未来大幅降低供电煤耗而性价比又比较好的技术方案。
4.2.4超/超超临界旧机组改造
即便对于超/超超临界旧机组，也有改造空间。据报道，华润铜山2x1000MW超超临界机组经过系统改造后（未做汽机通流改造），供电煤耗降低10克/千瓦时以上。
4.3煤电机组掺烧生物质
据《生物质能发展"十三五"规划》：截至2015年，我国生物质发电总装机容量约1030万千瓦，生物质发电技术基本成熟。到2020年，生物质能基本实现商业化和规模化利用。生物质能年利用量约5800万吨标准煤。生物质发电总装机容量达到1500万千瓦，年发电量900亿千瓦时。在二氧化碳减排的巨大压力下，中国开始重视在大容量燃煤电厂示范生物质掺烧。国家能源局最近表示，"十三五"期间，国家将力推煤电+生物质（农林残余物）、煤电+泥煤、煤电+垃圾、煤电-光热等耦合发电，积极开展试验示范，探索利用高效清洁燃煤电厂的管理和技术优势，掺烧消纳秸秆和农林废弃物、污泥垃圾等燃料的有效途径。国家将参照可再生能源政策，出台一系列煤电耦合发电的支持政策，鼓励煤电企业因地制宜地开展不同类型的耦合发电改造。
4.3.1为什么掺烧生物质
生物质发电的碳排放是按零排放计算的，如果煤电机组掺烧生物质，则能比较大幅降低碳排放。例如，300MW煤电机组掺烧生物质10%，等于降低了10%的碳排放，相当于降低供电煤耗30克/千瓦时的效果。
A掺烧发电的优点 :
（A1）利用燃煤电厂原有设施和系统来实现生物质发电；
（A2）利用燃煤电厂已经存在的供电和供热市场；
（A3）降低生物质燃料供应风险，降低生物质发电的投资和运行费用；
（A4）利用燃煤电厂高蒸汽参数达到高效率的优点，使生物质发电的效率可达到今天燃煤电厂能够达到的高水平；
（A5）掺烧生物质电厂不受锅炉容量和蒸汽参数限制；
（A6）生物质掺烧电厂的飞灰可完全用于制造水泥；
（A7）生物质掺烧的比例可达10－20％。对循环流化床锅炉，生物质掺烧的比例可在0-100%之间，更加灵活。
B 实现生物质掺烧发电的关键是政策
（B1）生物质是一种能量密度低的燃料，其收集、运输和燃料处理均较困难，燃料成本相对较高。因此，尽管生物质掺烧发电有许多优点，仍需要有政府相关政策的鼓励才有可能实现。
（B2）掺烧奖励政策，即对掺烧生物质的发电量实行优先上网收购、上网电价补贴和其它减免税政策：a"绿色"发电指标，即规定所有发电公司必须完成一定指标的零排放发电量；b掺烧奖励政策，即掺烧份额的发电量实行高价的上网电价，优先收购和减免税政策；c完不成"绿色"发电"指标的惩罚政策；d碳排放贸易市场和碳排放交易政策。
(B3)为使生物质掺烧发电的政策能够贯彻执行，必须要有一套客观、科学和不受人为干扰的生物质参烧量的监测和核查系统。
C欧盟关于掺烧发电的激励政策举例：
（C1）每一个发电公司均有CO2减排指标（绿色发电指标），其采用可再生能源取代化石燃料的发电量超过其绿色发电指标的部分可以在碳排放市场上进行交易，例如在欧盟碳交易市场上的碳交易价格是每吨二氧化碳5～40 欧元。
（C2）政府对采用可再生能源发电所取代的化石燃料量（按照热值计算）给与减税政策：
2a） 取代每相当于1000度电（MWh ）热值的煤电减税6.3欧元 ；
2b） 取代每相当于1000度电（MWh ）热值的油电减税5.3欧元；
2c） 取代每相当于1000度电（MWh ）热值的天然气电减税1.9欧元 。
（C3）政府对采用废弃生物质发电给与上网电价优惠：
3a） 采用伐木和森林废弃物发电- 每1000度（MWh）电上网电价增加6.9 欧元；
3b） 采用回收生物质材料发电- 每1000度（MWh）电上网电价增加2.5 欧元。
（C4）政府对创新的可再生能源新的发电项目的投资给与补贴。
（C5）其他与绿色电力生产和应用有关的政策还有：
5a） 如果用户使用的是绿色电力，则要付更高的电费给发电公司；
5b） 政府要给种植用于生物质发电的能源植物的农民给与补贴；
5c） 政府要给收割炭薪林和伐木废弃物予以补贴。
4.3.2煤电掺烧生物质的技术途径
根据欧盟的经验，在大容量燃煤火电厂中实现和生物质掺烧的技术途径至少有以下几项：
(1)直接混合燃烧，即在燃烧侧实现掺烧，即将生物质燃料处理成可以和煤粉掺烧的状态直接送入炉膛实现掺烧；
(2)间接混合燃烧，即生物质先在气化炉中进行气化气化，气化产生的生物质煤气喷入煤粉炉中实现掺烧；
(3)并联燃烧，即在蒸汽侧实现"掺烧"，即燃烧生物质的为单独燃烧生物质的锅炉，但锅炉的蒸汽参数和燃煤锅炉一样，将生物质锅炉产生的蒸汽并入煤粉炉的蒸汽管网，共用汽轮机实现发电。
4.3.3煤电机组掺烧生物质的经验
(1)全世界现在共有150多套煤与生物质掺烧发电的实例，其中100套在欧盟国家，他们具有最丰富的生物质掺烧发电的经验。40多套在美国，其余在澳大利亚。参与生物质和煤掺烧的电厂单机容量通常在50－800MWe。
(2)掺烧的生物质燃料主要是木本和草本生物质，燃烧锅炉的炉型包括煤粉炉、炉排炉和流化床锅炉等。
(3)生物质掺烧的比例一般可在0－20％之间。
(4)对原有燃煤锅炉改造的掺烧结果表明：锅炉效率会有小量降低；锅炉出力不会有损失；CO2、SO2、NOx和汞的排放会显著降低。
(5)可改造（或设计）成与生物质掺烧发电的燃煤锅炉包括煤粉炉、循环流化床锅炉、鼓泡床锅炉和生物质气化炉产生的生物质煤气参与煤粉炉掺烧。
通用电气公司对不同生物质掺烧做了大量燃烧特性研究、不同掺烧比例燃烧器研发，并有丰富的改造经验。
生物质与燃煤的区别:
颗粒大小和形状；
着火和燃烧特性;
热的释放和;传递特性；
灰融与结渣性质；
密度；
挥发分释出。
对现有部件和系统的设计限制:
给煤、磨煤、燃烧系统的能力，要处理额外流量；
结焦、结渣和腐蚀的影响；
对烟气控制系统的影响(颗粒物, NOx, CO)；
性能的限制（负荷，灵活性）。
通用电气业绩举例：
4.3 CCS
CCS技术主要分燃烧中和燃烧后脱除，目前处在试验阶段。
4.3.1富氧燃烧
富氧燃烧被认为是有前途的燃烧中脱碳技术，以纯氧为燃料而非空气，燃烧后生成高浓度CO2烟气，捕捉并储存。二氧化碳捕集效率可达90%以上。原阿尔斯通公司（现能源业务并入通用电气）开发了富氧燃烧技术，并建设最大的示范电厂即白玫瑰碳捕集与封存示范项目（参考："白玫瑰CCS项目: 助推CCS 工业发展"，《基石》杂志2015年第1期）：
计划建成一座总装机为448MWe的新型超超临界富氧燃煤电厂，建成之初便配备全套碳捕集与封存（CCS）设施。电厂位于英国北约克郡（NorthYorkshire）塞尔比附近，坐落在德拉克斯（Drax）电厂旁。为全球首个此类型的大规模CCS 示范性项目，也将成为全球第一座商业化的基于富氧燃烧的燃煤发电CCS电厂。这表明全球CCS 技术应用取得了关键进展。
4.3.2化学链燃烧
采用载氧体燃烧(如 CaO) ，燃烧后生成高浓度CO2烟气，捕捉并储存。
原阿尔斯通（现通用电气）从事两种不同的化学链燃烧技术：
1）基于金属氧化物 (MeOx)，采用循环流化床固体输送和碳收集器以减少未燃尽碳损失；
2）基于石灰石(LCL?)，采用钙基载氧体如 CaS, CaSO4，基于快速床固体输送和吸附剂再生来提高石灰石的使用效率。
和其它CCS技术相比，预计CO2捕集成本低50％，是一种有前景的CCS技术。
目前看，CCS总体仍属于"三高"状态：高耗能、高耗水、高成本。CCS距离大规模商业化还有很长一段路要走。
5 结束语
低碳社会是未来发展的方向。
2015年全国供电加权平均碳排放强度大约为600.5克二氧化碳/千瓦时，2020年估计达到574克二氧化碳/千瓦时。
2020年大型发电集团单位供电二氧化碳排放控制在550克二氧化碳/千瓦时以内，对五大发电集团来说估计两家可以达到，三家有很大挑战。
目前降碳排放强度主要靠降低煤电机组发电量比例，降低煤电机组供电煤耗；煤电机组掺烧生物质是降低碳排放的一种有效途径。
