黄辉 自然资源保护协会（NRDC）能源转型项目高级主管
林伯强 厦门大学管理学院讲席教授，中国能源政策研究院院长
陈泉志 国家电力投资集团远达环保股份有限公司高级经理
2023年是我国风光新增装机容量创新高的一年，2024年，这种趋势得到延续，但尽管可再生能源得到快速发展，受用电需求保持刚性增长的影响，煤电发电量也增长了5%左右，仍占总发电量近六成，新增用电量仍有不少来自煤电。此外，为支持风光消纳导致煤电出力频繁升降和启停，火电平均供电煤耗为302克标准煤/千瓦时，出现小幅反弹。这些新形势给电力行业碳排放达峰带来了较大挑战。在这样的背景下，国家发展改革委和国家能源局在2024年6月底印发了《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》（以下简称《方案》），提出新增降碳改造需求，将采用生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存（CCUS）三种技术路线来实现煤电机组降碳，并明确了阶段性目标、项目布局、机组条件、降碳效果等改造建设要求。
长期以来，我国非常重视煤电的节能提效改造工作，但对大部分机组来说，通过继续改进煤炭燃烧技术实现能效提升的空间较小，加之灵活性运行会带来的度电煤耗增加，煤电行业很难再通过节能提效改造来满足国家降碳要求，需要通过技术创新来实现实质性降碳。该《方案》提出的三种技术能给煤电机组带来更明显的碳排放下降，可以减少度电煤耗和煤电发电量增长对我国碳达峰时间和碳排放峰值的影响，也是未来逐步实现煤电零排放转型的实践探索。
《方案》对列入改造计划的项目提出了具体碳减排要求，以2023 年煤电机组平均碳排放为基准，2025年改造机组度电碳排放较2023年降低20%左右，2027年改造机组降低50%左右，接近天然气发电机组的碳排放水平。可以看到，对参与改造的项目提出的减排目标非常具有雄心，不过《方案》未对改造的整体规模提出量化目标，而是以鼓励为主。另外，《方案》就源端减碳燃料替代的掺烧比例提出了最低要求：具备掺烧10%以上生物质或绿氨的能力。就2025年20%和2027年50%的减排目标而言，考虑生物质的热值比动力煤（5500大卡/吨）低三分之一左右、氨的热值也略低于动力煤等因素，为实现减排目标，单一掺烧技术下掺烧比例需相应要高于20%和50%以上才能达到减排目标。因此，建议电厂在改造方案设计上要留有裕度以满足需求，也可以考虑通过采用多种路线组合的方式来达成减排目标，比如生物质和CCUS技术结合来实现对应发电量的负碳化。
《方案》提出，在可再生能源资源富集、经济基础较好、地质条件适宜的地区，因地制宜开展改造，并分别对三种技术的布局和实施条件给出了相应的的指引。比如在内蒙古、新疆等风光资源丰富、CO2封存地质条件较好且煤价较低的区域，可考虑开展绿氨掺烧或CCUS项目，或采用耦合技术。在农林废弃资源丰富的吉林等地区以及《方案》中提到的可规模化种植沙生或能源植物的地区则适合发展生物质掺烧等项目。
在筛选项目时，需要重点评估候选项目是否真正具备实施条件。项目实施过程中，建议借鉴过去燃煤耦合生物质发电技改试点的经验，不但要选址在生物质和可再生能源丰富的地区，还需要建立完善的供应链，要与该地区生物质、合成氨等专项规划相衔接，这样才能确保燃料的可持续供应以及整个项目的经济性。此外，项目规模和掺烧配比设计要在科学评估燃料供应能力的基础上确定。CCUS项目则是要更多结合捕集后续的运输、利用、封存等环节，来确定项目的规模。
从技术类型看，三种技术可归结成源端减碳和末端固碳两类，生物质掺烧和绿氨掺烧属于源端减碳，CCUS属于末端固碳。目前，三种技术在国内外都有应用，但技术经济性仍然不足，需要技术和政策创新予以进一步支持。
· 生物质掺烧：起步较早，在英国、丹麦等欧洲国家已得到广泛应用。英国煤电机组已实现煤改100%生物质直接燃烧。我国在2017年就开展过燃煤耦合生物质发电技改试点，但项目进展缓慢，掺烧比例基本都在20%以下。原因主要有生物质燃料收集难度大且价格高、电价补贴取消、高比例掺烧技术不成熟等。目前，国内主要采用初始投资小的直接掺烧生物质技术。而生物质颗粒燃料因热值不同，价格在500-1000元/吨不等。考虑生物质的热值比动力煤低三分之一，需花费比煤炭更高的经济代价才能实现对吨煤热值的等效替代，成本相对较高，需通过产业化发展降低燃料成本和保障燃料供应充裕。
· 绿氨掺烧：煤电和绿氨结合实现降碳，与欧美推广的“氢就绪”燃气发电厂类似。日本是最先探索绿氨作为煤电替代燃料的国家，逐步提高掺烧比例，最终转为纯氨发电厂。我国发电企业正在开展低比例掺氨示范，比例在10%~35%之间，但由于绿氨的高生产成本，目前示范项目基本不使用绿氨。现阶段，我国灰氨的生产成本为2000元/吨左右，而绿氨的生产成本达到4000元/吨以上。若考虑运输存储等其他费用，电厂使用价格会更高。此外，氨本身也存在安全性和燃烧不充分带来氨逃逸、氮氧化物增加等问题，机组灵活性运行下高比例掺氨技术还有待改进。
· CCUS：国内煤电碳捕集项目走在全球前列。目前在运的项目规模达50万吨/年，以燃烧后捕集技术为主，一些百万吨级项目正在规划建设中，但大多是示范性质，存在总捕集能力低、成本高、产品应用场景窄等问题。一些商业化项目主要是基于周边存在驱油、食品、焊接等利用场景的捕集利用，尚未实现真正封存。当前，碳捕集成本约为230~400元/吨CO2，管道运输成本分别为0.8元/（吨·km），封存成本为50-60元/吨。可以看到，制约规模商业化应用的关键因素是成本和应用场景。
《方案》涵盖了降低融资成本、加大投资补助力度、保障电网优先消纳、加快技术研发等方面，抓住了影响项目投资积极性的关键环节。不过，如何进一步落地还有待各主管部门的协同和细化。比如，资金支持、降低融资成本还需要协调相关部委、金融机构出台细则。资金支持方面，一些国家既有用于技术研发，也有投资建设的投入，且资金来源和筹措方式多样，如政府专项资金、政府背书贷款、大型气候基金、机构投资、碳税资金支持等。零碳电量计量和优先发电政策方面，需要细化改造后零碳电量的优先消纳规则，建立精准计量与监管零碳电量的标准，并与当前电力市场化交易机制做好衔接。另外，从欧洲对生物质、绿氢等技术支持的经验看，建立强有力的碳排放管理体系来提供碳排放约束与碳价支撑、设计科学有效的补贴激励机制是绿色低碳技术得以快速发展的重要推手。因此，还需要尽快完善有关约束激励政策，如与碳市场/CCER（国家核证自愿减排量）的衔接、根据成本变化和减碳比例设计合理的补贴及退坡机制、参与绿电绿证交易等。
总体来看，未来新型电力系统将是多能互补格局。三种煤电低碳改造技术为未来煤电转型提供了多元化的可能。从经济角度，这三种技术都会带来发电成本上升的问题，也都需要通过政策支持来引导技术逐步走向成熟和降低成本。其中，煤电掺烧生物质过渡到纯生物质发电相对具有技术成本优势，在国际上也有成功的经验，实施难度相对小一些，需要推动生物质燃料产业链的完善进一步降低成本，并在发展过程中避免影响农业生产和生态平衡。绿氨掺烧则非常依赖于可再生能源发电成本的进一步下降。有研究表明，在0.15元/千瓦时电价水平、当前电解水制氢装备成本及电耗水平下，绿氨生产成本在2800元/吨左右，仍高于煤价，需要进一步推进风光发电成本的下降；CCUS则主要依赖于技术进步带来的成本下降。根据生态环境部环境规划院等研究机构有关预测，以燃烧后CCUS技术为例，2030年，捕集成本将下降到190-280元/吨，管道运输成本为0.7元/（吨·km），封存成本为40-50元/吨。可以看到，相关技术成本依然较高，如果没有政策机制持续支持，近中期难以规模化、商业化运行，需要加快推动捕集技术进步、拓宽碳利用、规模化发展管道运输、就近利用封存等多重政策措施来降低各环节成本。
与风光水等可再生能源电力直接利用相比，三种煤电低碳改造技术未来很难具备真正的成本优势。因此，新型电力系统的发展更多应是以可再生能源终端电能直接利用为主。但从系统安全角度来看，电力系统确实需要布置一部分灵活可控的电源予以兜底调节。利用一部分经零碳化改造的煤电作为可控的灵活性资源符合当下我国资源禀赋和国情，但规模布局需要统筹考虑与储能等其他灵活性资源的协同互补和经济代价问题。在配套机制方面，随着碳市场碳价提高和配额收紧，减碳价值会成为煤电低碳改造项目重要的收益来源之一。此外，随着电力市场的完善，改造后的煤电还可以通过电力缺口时段获取较高的电力现货价格以及提供辅助服务和容量价值获取另一部分重要收益。
编辑 姜黎
审核 何诺书
