本報記者|白雪

    近期，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)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）三種技術路線來實現(xiàn)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。三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(jīng)濟性角度上看，這三種技術都會帶來發(fā)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(huán)節(jié)

    我國長期以來非常重視煤電的節(jié)能提效改造工作，因此對于大部分機組來說，繼續(xù)通過改進煤炭燃燒技術實現(xiàn)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(yè)很難再通過節(jié)能提效改造來滿足國家降碳要求，需要通過技術創(chuàng)新來實現(xiàn)實質性降碳。
    自然資源保護協(xié)會（NRDC）能源轉型項目高級主管黃輝認為，此次《方案》提出的三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(fā)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(xiàn)煤電零排放轉型的實踐探索。
    《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(fā)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(guī)模的具體目標，主要以鼓勵為主�！绷硗�，《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1/3、氨的熱值也略低于動力煤，為實現(xiàn)減排目標，單一摻燒技術下?lián)綗�比例需相應提高�?0%和50%以上。對此，黃輝建議，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(fā)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(xiàn)對應發(fā)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(wǎng)優(yōu)先消納、加快技術研發(fā)等方面，抓住了影響項目投資積極性的關鍵環(huán)節(jié)，但落地政策還有待各主管部門的協(xié)同和細化。黃輝舉例說：“降低融資成本還需要協(xié)調(diào)相關部委、金融機構出臺細則予以支持；電網(wǎng)優(yōu)先消納需要細化精準計量和監(jiān)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(guī)和激勵政策，如與碳市場/CCER的銜接、根據(jù)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(jīng)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(fā)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(jīng)濟基礎較好、地質條件適宜的地區(qū)，因地制宜開展改造，并分別對三種技術的布局和實施條件給出了相應的指引。如在內(nèi)蒙古、新疆等地區(qū)風光資源豐富、二氧化碳封存地質條件較好且煤價低，可考慮在這些地區(qū)開展綠氨摻燒或CCUS項目，或采用耦合技術。在農(nóng)林廢棄資源豐富的吉林等地區(qū)以及《方案》中提到的可規(guī)�；�種植沙生或能源植物的地區(qū)則適合發(fā)展生物質摻燒等項目。
    國家電力投資集團遠達環(huán)保股份有限公司高級經(jīng)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(fā)電技改試點的經(jīng)驗，不但要選址在生物質和可再生能源豐富的地區(qū)，還需要建立完善的供應鏈，要與該地區(qū)生物質、合成氨等專項規(guī)劃相銜接，這樣才能確保燃料的可持續(xù)供應以及整個項目的經(jīng)濟性。此外，項目規(guī)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(xù)的運輸、利用、埋存等環(huán)節(jié)，來確定項目的規(guī)模。與此同時，需要通過引進各環(huán)節(jié)參與方、開發(fā)CCUS減排量交易、拓展碳利用方式等，降低各環(huán)節(jié)成本，支撐CCUS項目發(fā)展。

    未來新型電力系統(tǒng)將是多能互補的格局

    “生物質摻燒、綠氨摻燒、CCUS這三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，三種技術目前在國內(nèi)外都有應用�！秉S輝介紹。
    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(fā)電成本。黃輝表示，從經(jīng)濟高效角度來看，新型電力系統(tǒng)應以可再生能源終端電能直接利用為主。從系統(tǒng)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(diào)節(jié)。改造后的煤電將主要用于調(diào)節(jié)備用，而且規(guī)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(fā)展。除了減碳收益外，隨著電力現(xiàn)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(xiàn)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(tǒng)將是多能互補的格局�！叭�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(jīng)濟性角度上看，這三種技術都會帶來發(fā)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(fā)電有一些技術成本優(yōu)勢，且在國際上也有成功的經(jīng)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，這三種煤電低碳改造技術未來很難具備真正的成本優(yōu)勢。從經(jīng)濟高效出發(fā)，新型電力系統(tǒng)的發(fā)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(fā)電的發(fā)展要避免影響農(nóng)業(yè)生產(chǎn)和生態(tài)平衡，綠氨電廠和CCUS電廠則應主要作為調(diào)節(jié)備用資源使用。