國家支持煤電低碳化改造建設(shè)。

據(jù)國家發(fā)改委7月15日晚消息，發(fā)改委、能源局近日印發(fā)《煤電低碳化改造建設(shè)行動方案（2024—2027年）》(下稱《方案》)，對存量煤電機組低碳化改造和新上煤電機組低碳化建設(shè)作出系統(tǒng)安排。

《方案》分為五個部分，在明確主要目標(biāo)的基礎(chǔ)上，提出了改造和建設(shè)的方式和要求，以及保障措施和組織實施方案。

“受可再生能源電力隨機性、波動性影響，煤電仍將在一定時期內(nèi)發(fā)揮能源安全兜底保障作用。”發(fā)改委有關(guān)負(fù)責(zé)人在答記者問時表示，對標(biāo)天然氣發(fā)電機組碳排放水平，加快煤電低碳化改造建設(shè)，是推動能源綠色低碳發(fā)展、助力實現(xiàn)碳達(dá)峰碳中和目標(biāo)的重要舉措。

據(jù)世界資源研究所統(tǒng)計，中國電力行業(yè)二氧化碳排放占全國能源消耗產(chǎn)生二氧化碳排放總量的40%左右，其中煤電是最主要的碳排放源。

中國電力企業(yè)聯(lián)合會數(shù)據(jù)顯示，截至2023年底煤電發(fā)電裝機容量11.6億千瓦，同比增長3.4%，占總發(fā)電裝機容量的比重為39.9%。

中國能源研究會能源政策研究室主任林衛(wèi)斌對界面新聞表示，短期來看，近幾年中國用電需求仍保持了較快增長，可再生能源暫時無法完全滿足需求增長，煤電增加導(dǎo)致電力行業(yè)碳排放增加，通過低碳改造有助于減少一部分碳排放。

“考慮到整個電力系統(tǒng)的轉(zhuǎn)動慣量、靈活性和充裕度要求，碳中和情景下電力系統(tǒng)可能也要保留一定煤電。”林衛(wèi)斌同時指出，長期來看，煤電低碳化改造也具有必要性和現(xiàn)實意義。

《方案》的主要目標(biāo)是，到2025年，首批煤電低碳化改造建設(shè)項目全部開工，轉(zhuǎn)化應(yīng)用一批煤電低碳發(fā)電技術(shù)；相關(guān)項目度電碳排放較2023年同類煤電機組平均碳排放水平降低20%左右、顯著低于現(xiàn)役先進(jìn)煤電機組碳排放水平，為煤電清潔低碳轉(zhuǎn)型探索有益經(jīng)驗。

到2027年，煤電低碳發(fā)電技術(shù)路線進(jìn)一步拓寬，建造和運行成本顯著下降；相關(guān)項目度電碳排放較2023年同類煤電機組平均碳排放水平降低50%左右、接近天然氣發(fā)電機組碳排放水平，對煤電清潔低碳轉(zhuǎn)型形成較強的引領(lǐng)帶動作用。

《方案》提出了生物質(zhì)摻燒、綠氨摻燒、碳捕集、利用與封存(CCUS)三種煤電低碳化改造建設(shè)方式。這意味著，這三條技術(shù)路線再獲國家層面的支持。

生物質(zhì)包括能源林木、能源作物、水生植物、各種有機的廢棄物等，是通過植物的光合作用轉(zhuǎn)化而成的可再生資源，其具有的生物質(zhì)能可以被用于發(fā)電，且對環(huán)境友好。

今年一季度，中國生物質(zhì)發(fā)電新增裝機63萬千瓦，累計裝機達(dá)4477萬千瓦，同比增長7%；生物質(zhì)發(fā)電量518億千瓦時，同比增長6%。

《方案》要求， 充分利用農(nóng)林廢棄物、沙生植物、能源植物等生物質(zhì)資源，實施煤電機組耦合生物質(zhì)發(fā)電，改造建設(shè)后煤電機組摻燒生物質(zhì)燃料能力的定為10%。

《方案》還提出，利用風(fēng)電、太陽能發(fā)電等可再生能源富余電力，通過電解水制綠氫并合成綠氨，實施燃煤機組摻燒綠氨發(fā)電， 替代部分燃煤。改造建設(shè)后煤電機組應(yīng)具備摻燒10%以上綠氨能力。

氨是常見的一種化學(xué)肥料，也廣泛應(yīng)用于化工、制藥、制冷和食品等多個工業(yè)領(lǐng)域。

相比氫氣，氨更容易被液化儲運、能量密度更高， 發(fā)生火災(zāi)和爆炸的可能性更低。氨的完全燃燒產(chǎn)物只有氮氣和水，可替代部分煤炭為電力系統(tǒng)提供清潔燃料，兼具有能源屬性和儲能屬性。

CCUS涉及到的技術(shù)種類繁多，可應(yīng)用在電力、化工、水泥、鋼鐵、農(nóng)業(yè)等多個行業(yè)進(jìn)行降碳。捕集后的二氧化碳可用于油田驅(qū)油，提高石油和煤層氣采收率，或作為原料轉(zhuǎn)換成其他產(chǎn)品。

根據(jù)《方案》，將采用化學(xué)法、吸附法、膜法等技術(shù)分離捕集燃煤鍋爐煙氣中的二氧化碳，實施高效驅(qū)油、制備甲醇等資源化利用，或因地制宜實施地質(zhì)封存。

不過，無論是生物質(zhì)還是綠氨摻燒，仍面臨著成本高企等瓶頸，規(guī)模化發(fā)展難度大。

2022年， 清華大學(xué)能源與動力工程系郭慧娜等人發(fā)表論文指出，燃煤機組直燃耦合生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)還面臨著諸多挑戰(zhàn)，包括穩(wěn)定低成本的生物質(zhì)原料供應(yīng)和加工流程尚未形成、高比例摻燒缺乏成熟技術(shù)、受熱面沾污腐蝕問題亟待解決、摻燒時生物質(zhì)發(fā)電量的計量尚未形成標(biāo)準(zhǔn)等。

去年，畢馬威中國發(fā)布的《綠氨行業(yè)概覽與展望》 報告顯示，現(xiàn)階段綠氨成本仍然較高，不具備競爭優(yōu)勢。2020年，綠氨的生產(chǎn)成本區(qū)間為720-1400美元/噸，通過煤等化石燃料制取的灰氨成本則為280-440美元/噸。即使煤炭價格處于歷史高點，綠氨成本比灰氨高，不具備競爭優(yōu)勢。

CCUS的技術(shù)路線也需要進(jìn)一步發(fā)展，以降低成本、提高項目整體的經(jīng)濟性，此外還需要考慮碳封存的源匯匹配問題。

“目前三個技術(shù)路線已經(jīng)清晰，但還處于通過技術(shù)突破盡可能降低成本的階段。”7月17日，廈門大學(xué)中國能源政策研究院院長林伯強對界面新聞表示，通過煤電低碳化改造建設(shè)的應(yīng)用，能夠推動三個技術(shù)路線的效率提高、成本降低和實際落地。

中國的能源資源稟賦，以及長期依賴煤電的能源結(jié)構(gòu)，決定了實現(xiàn)碳中和的難度，低碳煤電與可再生能源+儲能之間還存在一定競爭。

科技部等部門編寫的《第四次氣候變化國家評估報告》特別報告《中國碳捕集利用與封存技術(shù)評估報告》一書就提及，除了提高能源利用效率外，可再生能源和CCUS技術(shù)是減少排放的最有效手段，特別是對于電力行業(yè)，兩者在一定程度上成為互相競爭的減排技術(shù)。

林衛(wèi)斌告訴界面新聞，最新的《方案》相當(dāng)于對三項技術(shù)進(jìn)行引導(dǎo)性支持，將來三項技術(shù)應(yīng)用的程度將取決于它們的技術(shù)進(jìn)步及經(jīng)濟效益，尤其是考慮了碳排放成本后的低碳煤電與新能源配儲能之間的比較權(quán)衡。

《方案》也給出了具體的保障措施，包括加大資金支持力度、強化政策支撐保障、優(yōu)化電網(wǎng)運行調(diào)度和加強技術(shù)創(chuàng)新應(yīng)用四方面。其中，將利用超長期特別國債等資金渠道對符合條件的煤電低碳化改造建設(shè)項目予以支持。

相比生物質(zhì)摻燒和CCUS，綠氨在煤電降碳領(lǐng)域較為新穎，仍處于示范工程階段。

2023年末，國家能源集團在中國神華廣東臺山電廠600兆瓦燃煤發(fā)電機組上實施了高負(fù)荷發(fā)電工況下煤炭摻氨燃燒試驗，為國內(nèi)外完成摻氨燃燒試驗驗證的容量最大機組。

同年4月，合肥綜合性國家科學(xué)中心能源研究院與安徽省能源集團有限公司實施大比例摻氨燃燒降碳工程示范項目，在皖能銅陵電廠開展的工程試驗取得重大突破，驗證了燃煤電廠摻氨降碳的技術(shù)可行性以及現(xiàn)役燃煤鍋爐摻氨升級改造的工程可行性。

《方案》表示，實施綠氨摻燒的項目，所在地應(yīng)具備可靠的綠氨來源，并具有豐富的可再生能源資源以滿足綠氨制備需要。此外，鼓勵煤炭與煤電聯(lián)營、煤電與可再生能源聯(lián)營“兩個聯(lián)營”和沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)大型風(fēng)電光伏基地配套煤電項目率先實施綠氨摻燒示范。