煤電低碳化改造需政策支持引導技術走向成熟

中國發展改革報社記者 白 雪

近期，國家發展改革委、國家能源局聯合印發的《煤電低碳化改造建設行動方案（2024—2027 年）》（以下簡稱《方案》）提出，采用生物質摻燒、綠氨摻燒、碳捕集利用與封存（CCUS）3種技術路線來實現煤電機組降碳，并明確了階段性目標、項目布局、機組條件、降碳效果等改造建設要求。3種煤電的低碳改造技術為未來煤電轉型提供了多元化的可能。從經濟性角度上看，這3種技術都會帶來發電成本上升的問題，也都需要通過政策支持來引導技術逐步走向成熟。

《方案》抓住了影響項目投資積極性的關鍵環節

我國長期以來非常重視煤電的節能提效改造工作，因此對于大部分機組來說，繼續通過改進煤炭燃燒技術實現能效提升的空間不大，加之靈活性運行會帶來的度電煤耗增加，煤電行業很難再通過節能提效改造來滿足國家降碳要求，需要通過技術創新來實現實質性降碳。自然資源保護協會（NRDC）能源轉型項目高級主管黃輝認為，此次《方案》提出的3種技術能給煤電機組帶來更明顯的碳排放下降，可以減少度電煤耗和煤電發電量增長對我國碳達峰時間和碳排放峰值的影響，是未來逐步實現煤電零排放轉型的實踐探索，但《方案》還有待進一步細化。

《方案》對列入改造計劃的項目提出了具體碳減排要求，以2023 年煤電機組平均碳排放為基準，2025年改造機組度電碳排放較2023年降低20%左右，2027年降低50%左右，接近天然氣發電機組碳排放水平。

在黃輝看來：“《方案》的減排目標具有雄心，但沒有提出改造項目總規模的具體目標，主要以鼓勵為主。”另外，《方案》就源端減碳燃料替代的摻燒比例提出了最低要求：具備摻燒10%以上生物質或綠氨的能力。就2025年20%和2027年50%的減排目標而言，鑒于生物質的熱值比動力煤（按5500大卡/千克計算）低三分之一、氨的熱值也略低于動力煤，為實現減排目標，單一摻燒技術下摻燒比例需相應提高到20%和50%以上，建議電廠在改造方案設計上要留有裕度以滿足需求，也可以考慮通過采用多種煤電低碳發電技術路線組合的方式來達成減排目標，比如生物質和CCUS技術結合來實現對應發電量的負碳化。

《方案》涵蓋了降低融資成本、加大投資補助力度、保障電網優先消納、加快技術研發等方面，抓住了影響項目投資積極性的關鍵環節，但落地政策還有待各主管部門的協同和細化。黃輝舉例說：“比如，降低融資成本還需要協調相關部委、金融機構出臺細則予以支持；電網優先消納需要細化精準計量和監管零碳電量、與當前電力市場化交易銜接等措施。”對此，黃輝建議盡快完善相關法規和激勵政策，如與碳市場/CCER的銜接、根據減碳比例設計合理的補貼及退坡機制、參與綠電綠證交易等。從歐洲對生物質、綠氫等技術支持的經驗看，通過強有力的碳排放管理體系來提供碳價支撐以及補貼激勵機制，是綠色低碳技術快速發展的重要推手。

項目布局還需建立完善的供應鏈

在項目布局方面，《方案》提出，在可再生能源資源富集、經濟基礎較好、地質條件適宜的地區，因地制宜開展改造，并分別對3種技術的布局和實施條件給出了相應的指引。如在內蒙古、新疆等地區風光資源豐富、CO2封存地質條件較好且煤價低，可考慮在這些地區開展綠氨摻燒或CCUS項目，或采用耦合技術。在農林廢棄資源豐富的吉林等地區以及《方案》中提到的可規?；N植沙生或能源植物的地區則適合發展生物質摻燒等項目。

國家電力投資集團遠達環保股份有限公司高級經理陳泉志認為，在篩選項目時，需要重點評估候選項目是否真正具備實施條件。另外，項目實施過程中，陳泉志建議借鑒燃煤耦合生物質發電技改試點的經驗，不但要選址在生物質和可再生能源豐富的地區，還需要建立完善的供應鏈，要與該地區生物質、合成氨等專項規劃相銜接，這樣才能確保燃料的可持續供應以及整個項目的經濟性。此外，項目規模和摻燒配比設計要在科學評估燃料供應能力的基礎上確定。CCUS項目更多要結合捕集后續的運輸、利用、埋存環節，來確定項目的規模。需要通過引進各環節參與方、開發CCUS減排量交易、拓展碳利用方式等，降低各環節成本，支撐CCUS項目發展。

未來新型電力系統將是多能互補的格局

“生物質摻燒、綠氨摻燒、CCUS3種技術可歸結成源端減碳和末端固碳兩類。其中，生物質摻燒和綠氨摻燒屬于源端減碳，CCUS屬于末端固碳，3種技術目前在國內外都有應用。”黃輝對3種技術進行了詳細介紹。

生物質摻燒技術起步較早，在英國、丹麥等歐洲國家已得到廣泛應用。英國煤電機組已實現煤改100%生物質直接燃燒。我國在2017年就開展過燃煤耦合生物質發電技改試點，但項目進展緩慢，摻燒比例基本都在20%以下。原因主要有生物質燃料收集難度大且價格高、電價補貼取消、高比例摻燒技術不成熟等。目前，國內主要采用初始投資小的直接摻燒生物質技術。而生物質顆粒燃料因熱值不同，價格在500元/噸～1000元/噸不等。因為生物質的熱值比動力煤低三分之一，即便使用1000元/噸的生物質，也需花費1500元左右的代價才能實現對噸煤熱值的等效替代，成本還是相對較高，需通過產業化發展降低燃料成本和保障燃料供應充裕。

綠氨摻燒技術通過煤電和綠氨結合實現降碳，與歐美推廣的“氫就緒”燃氣發電廠類似。日本是最先探索綠氨作為煤電替代燃料的國家，逐步提高摻燒比例，最終轉為純氨發電廠。我國發電企業正在開展低比例摻氨示范，比例在10%~35%之間，但由于綠氨的高生產成本，目前示范項目基本不使用綠氨?，F階段，我國灰氨的生產成本為2200元/噸左右，而綠氨的生產成本達到4000元/噸以上。若考慮運輸存儲等其他費用，電廠使用價格會更高。此外，氨本身也存在安全性和燃燒不充分帶來氮氧化物等污染物的問題。機組靈活性運行下高比例摻氨技術還有待改進。

在CCUS技術方面，國內煤電碳捕集利用（CCU）項目走在全球前列。目前在運的項目規模達50萬噸/年，以燃燒后捕集技術為主，一些百萬噸級項目正在規劃建設中，但目前大多是示范，存在總捕集能力低、成本高、產品應用場景窄等問題。一些商業化項目是基于周邊存在碳酸飲料廠、焊接廠等利用場景的捕集利用，并未真正實現封存。陳泉志也表示，制約規模商業化應用的因素是經濟性和地域約束。不考慮后續的運輸、封存費用，僅碳捕集成本就需要200~400元/噸CO2。   

煤電低碳化改造為煤電零碳轉型提供了新的路徑，但也增加了發電成本。黃輝表示，從經濟高效角度來看，新型電力系統應以可再生能源終端電能直接利用為主。從系統安全角度來看，確實需要布置一部分靈活可控的電源予以兜底調節。改造后的煤電將主要用于調節備用，而且規模也應予合理控制，避免增加不必要的社會成本和影響其他靈活性資源發展。除了減碳收益外，隨著電力現貨市場和輔助服務的完善，改造后的煤電將主要通過電力缺口時段獲取較高的現貨價格以及通過提供輔助服務和容量價值回收相應成本。

總體來看，未來新型電力系統將是多能互補的格局。“3種煤電的低碳改造技術為未來煤電轉型提供了多元化的可能。”黃輝坦言，從經濟性角度上看，這3種技術都會帶來發電成本上升的問題，也都需要通過政策支持來引導技術逐步走向成熟。其中，煤電從摻燒生物質過渡到純生物質發電有一些技術成本優勢，且在國際上也有成功的經驗，實施難度相對小一些。不過，與風光水等可再生能源電力直接利用相比，這3種煤電低碳改造技術未來很難具備真正的成本優勢。從經濟高效出發，新型電力系統的發展更多應是以可再生能源終端電能直接利用為主，生物質發電的發展要避免影響農業生產和生態平衡，綠氨電廠和CCUS電廠則應主要作為調節備用資源使用。