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近期，國家層面關于能源電力的相關文件頻出，與煤電領域直接相關的有四個，分別是國家發改委、能源局6月24日印發的《煤電低碳化改造建設行動方案（2024—2027年）》，國務院辦公廳7月30日印發的《加快構建碳排放雙控制度體系工作方案》，國家發改委、國家能源局、國家數據局7月25日印發的《加快構建新型電力系統行動方案（2024—2027年）》，國家能源局7月26日印發的《關于加強煤電機組靈活性改造和深度調峰期間安全管理的通知》。這四份文件從體系建設、技術路線、行動方案以及安全事項等不同層面，對與煤電相關的碳減排工作進行了指導與規定，對今后一段時期內煤電的減碳工作具有明確的指導作用。
《加快構建新型電力系統行動方案（2024—2027年）》在“新一代煤電升級行動”一節中指出，“以清潔低碳、高效調節、快速變負荷、啟停調峰為主線任務，推動煤電機組深度調峰、快速爬坡等高效調節能力進一步提升，更好發揮煤電的電力供應保障作用，促進新能源消納”，即進一步提升煤電的高效調節能力，同時給出了“應用零碳或低碳燃料摻燒、碳捕集利用與封存等低碳煤電技術路線，促進煤電碳排放水平大幅下降”的技術路線。而另一份《煤電低碳化改造建設行動方案（2024—2027年）》則是結合上述技術路線，給出了行動方案，包括主要目標、改造與建設的方式與要求，以及保障措施與實施辦法；該《方案》明確指出，到2027年，煤電低碳化改造建設項目的度電碳排放較2023年同類煤電機組平均碳排放水平降低50%左右，改造與建設的方式為生物質摻燒、綠氨摻燒、碳捕集利用與封存。
從燃料側降碳是煤電的必選之路
近年來，歐美諸國紛紛提出了自己的碳減排目標，并宣布通過停建煤電機組、減少煤電發電量、提升新能源占比來實現這一目標，我國也明確提出了2030年“碳達峰”與2060年“碳中和”的“雙碳”目標，并著眼于全國上下一盤棋，在電源側通過大力發展風光等新能源、加快建設抽水蓄能、擴大火電機組調峰區間，甚至新建一批能夠深度調峰的煤電機組等措施，努力實現這一目標。隨著國際形勢的變化，歐美國家對碳減排的目標以及煤電的去留，在態度上有了新的變化，但我國還是堅定不移地在推進相關工作。有研究表明，“從系統穩定性要求來看，系統最大可承載的新能源出力占比為50%左右”，若超出此比例，在不采取措施的情況下，系統因抗擾能力下降而發生停電的風險將不斷提高。從實際情況看，國內不少地區新能源發電占比都在逼近該值，西北、東北地區個別省份已經超過該值，在節假日時，負荷較低的情況下煤電壓低出力，新能源出力比值更加突出。為此，國家層面不得已放開了新能源消納不低于95%的紅線，并有序推動新能源參與市場交易。根據國家能源局發布的統計數據顯示，截至2024年6月底，全國累計發電裝機容量約30.7億千瓦，其中，太陽能發電裝機容量約7.1億千瓦，同比增長51.6%；風電裝機容量約4.7億千瓦，同比增長19.9%。新能源裝機突增，系統存量調節能力已經基本挖潛殆盡，以抽水蓄能為主的儲能建設速度已無法滿足新能源消納的需要，臨時新增建設大量新型儲能調節資源，經濟代價太大，長期看來，此舉也不利于新能源大規模可持續發展，但碳減排的目標是剛性的。既然目前新能源無法獨立支撐社會經濟發展的電力需求，而單純地提升火電機組發電效率更是無法完成碳減排的任務，那么直接從煤電機組鍋爐的燃料側降低存量煤電的碳排放便是一條必須選擇的技術路線。
煤電機組碳減排的“三大法寶”
“生物質摻燒、綠氨摻燒、碳捕集利用與封存”是國家層面給出的煤電碳減排的“三大法寶”，工作思路是先試點再推廣。應該說，這是立足大量煤電機組作為“基礎保障性和系統調節性”電源這一現實國情而制定的減排路線，現階段具體目標要求為改造后的煤電機組，要具備摻燒10%以上生物質與綠氨的能力。
生物質發電在中國已經發展多年，將生物質作為燃料或者通過其產生的沼氣來發電，在整個生命周期內，理論上二氧化碳為零排放。生物質來源較為充裕的地區，已經建有大量的生物質電站。截至2023年底，全國生物質發電裝機4414萬千瓦，較上年增加282萬千瓦。煤電機組摻燒生物質，技術上基本沒有問題，實際上大量的生物質電站出于技術或經濟效益的考慮，都或多或少地在加煤摻燒。從技術上分析，大型煤電機組鍋爐摻燒生物質比例在20%以下時，也可促進燃燒、降低爐膛內溫度、提高煙溫、降低氮氧化物排放量。從現實經驗看，要推動煤電機組摻燒生物質，現階段關鍵是要重啟國內生物質摻燒發電的財政補貼。其中的技術問題是，煤電摻煤生物質時，如何準確計量生物質部分發電量。另外，由于生物質包括了秸稈、薪柴、禽畜糞便、生活垃圾等，成分不一，煤電機組摻燒生物質，應因地制宜，不能強求，要規范生物質來源，確保發電運行穩定高效、安全可靠。
關于煤電燃料與氨摻燒，國內已經有多家電廠進行了成功試點，皖能銅陵電廠在300兆瓦煤電機組上實現了摻氨10%～35%時，機組100兆瓦～300兆瓦負荷下平穩運行；國能臺山電廠630兆瓦煤電機組已完成高負荷下鍋爐摻氨燃燒試驗，氨燃盡率達到99.99%；據悉，業界目前正在大力推進摻氨50%比例的工程試驗。氨的熱值與燃煤較為接近，以20%的比例將氨與煤摻燒，對電站鍋爐影響小，但再提高摻燒比例的話，就要考慮防止氮氧化物排放超標問題。另外，已有的試驗與分析，只是證明了煤氨摻燒的可行性，但其中氮氧化物的生成機理、鍋爐爐內的多場耦合機制以及長期大量摻燒對鍋爐防磨防爆、設備腐蝕、運行安全性以及污染物排放的影響，仍需要持續觀察并進行大量實踐驗證，同時，大量氨的輸送與存儲安全性也需要慎重考慮，短期內大量上馬類似項目，有一定風險。
氨的來源如果是綠電，此類氨與煤電燃料摻燒，便具有了碳減排的意義。雖然與生物質摻燒相比，煤電機組與氨摻燒技術的成熟度欠缺，但由綠電而生產氫，進而合成氨的技術與產業鏈已經十分成熟，在綠氫的運輸問題沒有解決，而新能源又需要快速消化的情況下，將大量綠氫合成氨再輸送到全國各地，是既能夠提高新能源消納水平又降低燃煤電站碳排放的一個兩全齊美的好辦法，還可以為煤電的進一步發展騰挪一定的碳排放空間。從中長期來看，綠氨成本在未來存在較大的降幅空間，煤電機組摻氨燃燒改造也可以充分利舊，摻氨燃燒在眾多存量煤電機組碳減排的技術路線中，極可能最終勝出，成為實現“雙碳”目標最重要的制勝法寶。
碳捕集利用與封存也是燃煤電站實現碳減排的技術路線之一，但其因高能耗而飽受詬病。目前，國內已有大量示范項目上馬，二氧化碳捕集量已經從萬噸級發展到百萬噸級，但其運行要消耗廠用電和大量蒸汽，使煤電機組供電煤耗增加近1/4，即使是捕集設備不投用，設備空轉能耗也會使機組供電煤耗增加1%～2%，這不是目前發電企業能夠承受的。百萬噸級的二氧化碳捕集項目，聽上去好像規模很大，其實一臺百萬千瓦的煤電機組，滿發時一天的二氧化碳排放量就近兩萬噸，年利用小時數按5000小時計算，一年的二氧化碳排放量就有約400萬噸，如此量級的二氧化碳，如何充分利用與封存都會存在問題。如果目前所有的煤電機組都上馬二氧化碳捕集裝置并且全額捕集的話，煤電的發電出力也會下降近1/4，這對目前煤電要保障電力供應的定位會產生一定影響。如何減少碳捕集裝置的能耗、提升發電效率、擴大利用渠道，是該技術路線亟待解決的問題。
當然，生物質摻燒、綠氨摻燒、碳捕集利用與封存這三項煤電碳減排技術并不是孤立的，它們之間可以相互耦合，比如生物質也可以與綠氨摻燒，燃煤電站進行生物質摻燒后仍可以進行碳捕集，如此一來，不僅僅可以實現燃煤電站的零碳排放，甚至可以實現負碳排放；再比如，將綠電生產綠氫時產生的綠氧送到燃煤電站，鍋爐采用富氧燃燒發電，更方便煤電機組進行碳捕集。總之，燃煤電站的降碳方案要因地制宜，一廠一策，技術不再是主要問題，關鍵要看效益。在碳減排的道路上，我們既要埋頭苦干，在技術與產業上爭取彎道超車；又要抬頭看路，放眼長遠，不為國際形勢與輿論所左右，避免被道德綁架，從國家能源安全的角度看待此問題，抓住新能源消納這個“牛鼻子”，力爭國家整體利益最大化。
煤電機組容量電價機制的新要求
《煤電低碳化改造建設行動方案（2024—2027年）》給出了具體的煤電低碳化改造路線，同時也傳遞出一個明確的信號，即在建設新型電力系統的形勢下，煤電是基礎保障性和系統調節性電源，這個定位短期內不會改變，在煤電減碳技術成熟后，存量機組應改盡改，新建機組應配必配。這一方面給煤電企業吃了個定心丸，幫助其在新型電力系統中找準定位，也為其后續的低碳清潔發展指出了一條清晰的路徑。這正呼應了《加快構建新型電力系統行動方案（2024—2027年）》中提到的要求，即：堅持清潔低碳、安全充裕、經濟高效、供需協同、靈活智能的基本原則，聚焦近期新型電力系統建設亟待突破的關鍵領域，選取典型性、代表性的方向開展探索，以“小切口”解決“大問題”，提升電網對清潔能源的接納、配置、調控能力。
其實，一年多來，國家層面關于煤電的文件頻出，其中最重磅的就是2023年底由國家發改委、國家能源局下發的《關于建立煤電容量電價機制的通知》，決定自2024年1月1日起，建立煤電容量電價機制，對煤電實行兩部制電價政策。該政策已經實施半年多，業內人員已從激烈的討論中慢慢平靜下來，關注點也從政策條款本身轉移到如何降低非停、確保出力抽測合格，從而盡可能地提高容量電費的獲得率上來。煤電企業也逐漸意識到，容量電費本來就屬于自己，目前只是改變了分配方式，從原來大的蛋糕中留一塊出來，按裝機容量而不是全部按電能量市場進行分配。煤電容量電價機制的影響是長期的、深遠的、多方面的，正如筆者在《煤電容量電價機制對煤電機組運行的現實影響》一文中所指出，我國的新型電力系統建設，要求煤電機組“頂得上，調得下，時刻備用，經得起折騰”，煤電機組低碳化改造建設后，同樣也應該滿足這一要求，至少不能降低相關標準。
從各省或地區出臺的煤電容量電價相關政策看，在最大出力的認定方面，全國基本按“月前按日申報，缺省依并網協議，允許日前修改，調停備用或計劃檢修期內全額給”這個思路來執行。在申報值調整方面，江蘇規定，保供月份最大出力申報值不予調整。對檢修期的規定方面，華中規定煤機每年在非保供期可有兩次非計劃檢修，不含非停轉臨修，合計不超過10天，其間容量電費全額給，超期部分一分不給，并要求按《燃煤火力發電企業設備檢修導則》（DL/T 838）申報年度檢修計劃。在具體考核方面，各省或地區均將機組非停、檢修超期、調用不合格、抽查不達標這四種情況列為考核項，多數地區明確表示，每臺機組每次非停至多記1次考核；福建在其煤電機組最大出力申報、認定及考核細則的第十七條中規定“每日每臺煤電機組認定未達標次數不超過一次”，華北區域也有類似的規定。當然，讓電廠最頭疼的還是容量電價機制要求的對煤電機組進行最大出力隨機測試，絕大部分地區都有此規定，并根據測試結果進行考核，只是對測試頻次與響應速度和時長的要求有差異。
在輔助服務方面，部分地區近期修訂了“兩個細則”的相關條款，豐富了煤電機組可提供服務的品種，比如最新的《華東區域電力輔助服務管理實施細則（征求意見稿）》就增加了低頻調節、有償調峰、有償轉動慣量、爬坡等品種。較為遺憾的是，目前煤電設備的轉動慣量不予補償，但在不遠的將來，隨著新能源占比的進一步提升，系統對于轉動慣量的需求加大，建議逐漸放開這一限制。
低碳化的煤電機組如何應對新機制
實際上，在煤電容量電價機制實施伊始，各燃煤發電企業都八仙過海各顯神通，紛紛通過各種措施，提升最大出力認定值，并盡可能地避免機組出力被考核。比如在鍋爐側采用給煤磨煤機分倉控制，必要時燒好煤，快速響應出力要求以及深調時穩燃，或優化燃燒器，降低單個燃燒器送粉量，提升深調燃燒可靠性；在汽機側采用低壓缸零出力技術，提升深調時熱電比，或者優化汽機啟動方式，實現寬負荷脫硝；也有電廠在研究抽測規則，盡可能地提前預判自己的機組當天是否會被抽中，以便提前應對。也有越來越多的燃煤機組采用配儲方式，來提升機組技術出力可靠性與調頻響應水平，某600兆瓦煤電機組配置20兆瓦/20兆瓦時的電化學儲能，在現貨市場運行的情況下，調頻輔助服務收益每天甚至可達50多萬元，相當可觀。
從實際運行經驗來看，煤電機組深調運行時的安全性，關鍵在于鍋爐的穩燃以及機組低負荷運行時系統的抗干擾能力。如前所述，低碳化改造的煤電機組，無論是摻燒生物質還是摻燒綠氨，在高負荷階段，20%的摻燒量，對機組運行基本上沒有影響。總體來說，燃煤鍋爐摻燒生物質，會強化爐內煙氣擾動效果，促進燃料與氧化劑的混合，有助于燃料的燃燒；但在低負荷階段，生物質摻燒的方式會影響燃燒的穩定性，如果將生物質氣化后與煤摻燒，負荷的低限比純煤更低，而如果僅僅將生物質粉碎后直接與煤摻燒，爐膛溫度會受到低負荷以及摻燒的雙重影響，爐膛溫度下降會更多，降低燃燒的可靠性，此時應綜合考慮氮氧化物排放、鍋爐出口煙溫以及燃燒穩定性后，選擇摻燒比例，優化生物質燃料進到鍋爐燃燒器的位置，以確保運行安全。
應該說，氨的著火與穩燃特性在氣體燃料中并不算突出，它的絕熱火焰溫度較低，摻氨燃燒將造成爐內溫度下降，對輻射傳熱不利，但氣體氨與煤摻燒具有較高的燃盡率，在工程上可通過富氧燃燒、預熱燃燒等方式，強化摻氨燃燒的過程。有分析表明，低負荷工況下，燃煤鍋爐摻燒氨比例為50%時，對爐膛容積熱負荷和截面熱負荷影響不大，在50%～30%的不同負荷水平下，爐膛出口煙溫上升均低于6.5攝氏度，該負荷段內，鍋爐對摻燒0%～50%的氨具有較好的兼容性。實際上，關于大型煤電鍋爐與氨摻燒，目前國內試驗最高摻燒的比例也在逼近50%，但深調時的相關燃燒穩定性與系統抗干擾能力，仍需要工程界進一步實踐摸索確定。
二氧化碳捕集給煤電機組帶來的影響，是顯而易見的。一是因其高耗能而導致的機組有效發電出力下降，二是因為其高耗能的部分多為鍋爐蒸汽，從而帶來了更大的下調峰深度和更快的調峰響應速度，調峰性能得到優化，可以提升電力系統運行的安全裕度和調度柔性。煤電機組配置二氧化碳捕集裝置后，即使是全容量配置，實際運行時也不一定就要全容量運行，其調用方式應該是考慮頂出力、深調甚至爬坡響應以后的一個效益最大化的結果。
煤電機組低碳化發展的未來
有權威機構以電力保供為硬約束，選取碳排放配額和火電裝機保留最多的電力系統深度低碳場景開展煤電退減路徑方面的研究，得出“要實現雙碳的目標，到2060年，我國煤電裝機8.2億～10.7億千瓦，利用小時數1000以下”這個結論。煤電機組設計壽命按30年計，并考慮一定的延壽時長，從現在起新建煤電機組都要充分考慮低碳化建設的問題，預計不久以后，最有可能的就是在2027年以后，與上述三個煤電減碳“法寶”相關的低碳化技術成為煤機的強制標配。煤電機組即將面臨“既要頂峰，又要深調，既要爬坡，又要慣量，既要可靠，又要低碳”的眾多“既要又要”的境地，任務艱巨，責任重大。煤電機組的調用與發展，短期內電力電量并重，中期看電力，長期要看碳排放。新建煤電機組選型標準應從低煤耗變為“低碳耗”，現階段可預留綠氨摻燒接口，為碳捕集設備與臨時存儲裝置預留安裝空間，以降低后期改建成本。煤電機組的支撐性、調節性電源的定位不會因低碳化發展而改變，對此我們應保持清醒的認識。
現在，國家層面已經給出了較為明確的煤電低碳化改造建設行動方案，具體的工程實踐還需要煤電企業積極響應。建議發電集團層面統籌部署，以多樣化的思路去申請項目試點，個別電廠可以激進一些，但大多數電廠應采取穩健、安全的技術改造方案。任何技術的發展都不太會一帆風順，在大型煤電機組低碳化領域，我們已經走在了世界的前列，甚至進入了“無人區”，我們對青山綠水的渴望比任何時候都強烈，我們對“雙碳”目標的追求比世界上任何一個國家都執著，但以煤為主是我國的基本國情，煤電機組要在建設新型電力系統中完成自己的使命，在確保清潔高效的同時，低碳化也是其必然選擇。
來源：張寶 電聯新媒