近期，国家层面关于能源电力的相关文件频出，与煤电领域直接相关的有四个，分别是国家发改委、能源局6月24日印发的《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》，国务院办公厅7月30日印发的《加快构建碳排放双控制度体系工作方案》，国家发改委、国家能源局、国家数据局7月25日印发的《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》，国家能源局7月26日印发的《关于加强煤电机组灵活性改造和深度调峰期间安全管理的通知》。这四份文件从体系建设、技术路线、行动方案以及安全事项等不同层面，对与煤电相关的碳减排工作进行了指导与规定，对今后一段时期内煤电的减碳工作具有明确的指导作用。
（来源：电联新媒 作者：张宝）
《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》在“新一代煤电升级行动”一节中指出，“以清洁低碳、高效调节、快速变负荷、启停调峰为主线任务，推动煤电机组深度调峰、快速爬坡等高效调节能力进一步提升，更好发挥煤电的电力供应保障作用，促进新能源消纳”，即进一步提升煤电的高效调节能力，同时给出了“应用零碳或低碳燃料掺烧、碳捕集利用与封存等低碳煤电技术路线，促进煤电碳排放水平大幅下降”的技术路线。而另一份《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》则是结合上述技术路线，给出了行动方案，包括主要目标、改造与建设的方式与要求，以及保障措施与实施办法；该《方案》明确指出，到2027年，煤电低碳化改造建设项目的度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低50%左右，改造与建设的方式为生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存。
从燃料侧降碳是煤电的必选之路
近年来，欧美诸国纷纷提出了自己的碳减排目标，并宣布通过停建煤电机组、减少煤电发电量、提升新能源占比来实现这一目标，我国也明确提出了2030年“碳达峰”与2060年“碳中和”的“双碳”目标，并着眼于全国上下一盘棋，在电源侧通过大力发展风光等新能源、加快建设抽水蓄能、扩大火电机组调峰区间，甚至新建一批能够深度调峰的煤电机组等措施，努力实现这一目标。随着国际形势的变化，欧美国家对碳减排的目标以及煤电的去留，在态度上有了新的变化，但我国还是坚定不移地在推进相关工作。有研究表明，“从系统稳定性要求来看，系统最大可承载的新能源出力占比为50%左右”，若超出此比例，在不采取措施的情况下，系统因抗扰能力下降而发生停电的风险将不断提高。从实际情况看，国内不少地区新能源发电占比都在逼近该值，西北、东北地区个别省份已经超过该值，在节假日时，负荷较低的情况下煤电压低出力，新能源出力比值更加突出。为此，国家层面不得已放开了新能源消纳不低于95%的红线，并有序推动新能源参与市场交易。根据国家能源局发布的统计数据显示，截至2024年6月底，全国累计发电装机容量约30.7亿千瓦，其中，太阳能发电装机容量约7.1亿千瓦，同比增长51.6%；风电装机容量约4.7亿千瓦，同比增长19.9%。新能源装机突增，系统存量调节能力已经基本挖潜殆尽，以抽水蓄能为主的储能建设速度已无法满足新能源消纳的需要，临时新增建设大量新型储能调节资源，经济代价太大，长期看来，此举也不利于新能源大规模可持续发展，但碳减排的目标是刚性的。既然目前新能源无法独立支撑社会经济发展的电力需求，而单纯地提升火电机组发电效率更是无法完成碳减排的任务，那么直接从煤电机组锅炉的燃料侧降低存量煤电的碳排放便是一条必须选择的技术路线。
煤电机组碳减排的“三大法宝”
“生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存”是国家层面给出的煤电碳减排的“三大法宝”，工作思路是先试点再推广。应该说，这是立足大量煤电机组作为“基础保障性和系统调节性”电源这一现实国情而制定的减排路线，现阶段具体目标要求为改造后的煤电机组，要具备掺烧10%以上生物质与绿氨的能力。
生物质发电在中国已经发展多年，将生物质作为燃料或者通过其产生的沼气来发电，在整个生命周期内，理论上二氧化碳为零排放。生物质来源较为充裕的地区，已经建有大量的生物质电站。截至2023年底，全国生物质发电装机4414万千瓦，较上年增加282万千瓦。煤电机组掺烧生物质，技术上基本没有问题，实际上大量的生物质电站出于技术或经济效益的考虑，都或多或少地在加煤掺烧。从技术上分析，大型煤电机组锅炉掺烧生物质比例在20%以下时，也可促进燃烧、降低炉膛内温度、提高烟温、降低氮氧化物排放量。从现实经验看，要推动煤电机组掺烧生物质，现阶段关键是要重启国内生物质掺烧发电的财政补贴。其中的技术问题是，煤电掺煤生物质时，如何准确计量生物质部分发电量。另外，由于生物质包括了秸秆、薪柴、禽畜粪便、生活垃圾等，成分不一，煤电机组掺烧生物质，应因地制宜，不能强求，要规范生物质来源，确保发电运行稳定高效、安全可靠。
关于煤电燃料与氨掺烧，国内已经有多家电厂进行了成功试点，皖能铜陵电厂在300兆瓦煤电机组上实现了掺氨10%～35%时，机组100兆瓦～300兆瓦负荷下平稳运行；国能台山电厂630兆瓦煤电机组已完成高负荷下锅炉掺氨燃烧试验，氨燃尽率达到99.99%；据悉，业界目前正在大力推进掺氨50%比例的工程试验。氨的热值与燃煤较为接近，以20%的比例将氨与煤掺烧，对电站锅炉影响小，但再提高掺烧比例的话，就要考虑防止氮氧化物排放超标问题。另外，已有的试验与分析，只是证明了煤氨掺烧的可行性，但其中氮氧化物的生成机理、锅炉炉内的多场耦合机制以及长期大量掺烧对锅炉防磨防爆、设备腐蚀、运行安全性以及污染物排放的影响，仍需要持续观察并进行大量实践验证，同时，大量氨的输送与存储安全性也需要慎重考虑，短期内大量上马类似项目，有一定风险。
氨的来源如果是绿电，此类氨与煤电燃料掺烧，便具有了碳减排的意义。虽然与生物质掺烧相比，煤电机组与氨掺烧技术的成熟度欠缺，但由绿电而生产氢，进而合成氨的技术与产业链已经十分成熟，在绿氢的运输问题没有解决，而新能源又需要快速消化的情况下，将大量绿氢合成氨再输送到全国各地，是既能够提高新能源消纳水平又降低燃煤电站碳排放的一个两全齐美的好办法，还可以为煤电的进一步发展腾挪一定的碳排放空间。从中长期来看，绿氨成本在未来存在较大的降幅空间，煤电机组掺氨燃烧改造也可以充分利旧，掺氨燃烧在众多存量煤电机组碳减排的技术路线中，极可能最终胜出，成为实现“双碳”目标最重要的制胜法宝。
碳捕集利用与封存也是燃煤电站实现碳减排的技术路线之一，但其因高能耗而饱受诟病。目前，国内已有大量示范项目上马，二氧化碳捕集量已经从万吨级发展到百万吨级，但其运行要消耗厂用电和大量蒸汽，使煤电机组供电煤耗增加近1/4，即使是捕集设备不投用，设备空转能耗也会使机组供电煤耗增加1%～2%，这不是目前发电企业能够承受的。百万吨级的二氧化碳捕集项目，听上去好像规模很大，其实一台百万千瓦的煤电机组，满发时一天的二氧化碳排放量就近两万吨，年利用小时数按5000小时计算，一年的二氧化碳排放量就有约400万吨，如此量级的二氧化碳，如何充分利用与封存都会存在问题。如果目前所有的煤电机组都上马二氧化碳捕集装置并且全额捕集的话，煤电的发电出力也会下降近1/4，这对目前煤电要保障电力供应的定位会产生一定影响。如何减少碳捕集装置的能耗、提升发电效率、扩大利用渠道，是该技术路线亟待解决的问题。
当然，生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存这三项煤电碳减排技术并不是孤立的，它们之间可以相互耦合，比如生物质也可以与绿氨掺烧，燃煤电站进行生物质掺烧后仍可以进行碳捕集，如此一来，不仅仅可以实现燃煤电站的零碳排放，甚至可以实现负碳排放；再比如，将绿电生产绿氢时产生的绿氧送到燃煤电站，锅炉采用富氧燃烧发电，更方便煤电机组进行碳捕集。总之，燃煤电站的降碳方案要因地制宜，一厂一策，技术不再是主要问题，关键要看效益。在碳减排的道路上，我们既要埋头苦干，在技术与产业上争取弯道超车；又要抬头看路，放眼长远，不为国际形势与舆论所左右，避免被道德绑架，从国家能源安全的角度看待此问题，抓住新能源消纳这个“牛鼻子”，力争国家整体利益最大化。
煤电机组容量电价机制的新要求
《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》给出了具体的煤电低碳化改造路线，同时也传递出一个明确的信号，即在建设新型电力系统的形势下，煤电是基础保障性和系统调节性电源，这个定位短期内不会改变，在煤电减碳技术成熟后，存量机组应改尽改，新建机组应配必配。这一方面给煤电企业吃了个定心丸，帮助其在新型电力系统中找准定位，也为其后续的低碳清洁发展指出了一条清晰的路径。这正呼应了《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》中提到的要求，即：坚持清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的基本原则，聚焦近期新型电力系统建设亟待突破的关键领域，选取典型性、代表性的方向开展探索，以“小切口”解决“大问题”，提升电网对清洁能源的接纳、配置、调控能力。
其实，一年多来，国家层面关于煤电的文件频出，其中最重磅的就是2023年底由国家发改委、国家能源局下发的《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定自2024年1月1日起，建立煤电容量电价机制，对煤电实行两部制电价政策。该政策已经实施半年多，业内人员已从激烈的讨论中慢慢平静下来，关注点也从政策条款本身转移到如何降低非停、确保出力抽测合格，从而尽可能地提高容量电费的获得率上来。煤电企业也逐渐意识到，容量电费本来就属于自己，目前只是改变了分配方式，从原来大的蛋糕中留一块出来，按装机容量而不是全部按电能量市场进行分配。煤电容量电价机制的影响是长期的、深远的、多方面的，正如笔者在《煤电容量电价机制对煤电机组运行的现实影响》一文中所指出，我国的新型电力系统建设，要求煤电机组“顶得上，调得下，时刻备用，经得起折腾”，煤电机组低碳化改造建设后，同样也应该满足这一要求，至少不能降低相关标准。
从各省或地区出台的煤电容量电价相关政策看，在最大出力的认定方面，全国基本按“月前按日申报，缺省依并网协议，允许日前修改，调停备用或计划检修期内全额给”这个思路来执行。在申报值调整方面，江苏规定，保供月份最大出力申报值不予调整。对检修期的规定方面，华中规定煤机每年在非保供期可有两次非计划检修，不含非停转临修，合计不超过10天，其间容量电费全额给，超期部分一分不给，并要求按《燃煤火力发电企业设备检修导则》（DL/T 838）申报年度检修计划。在具体考核方面，各省或地区均将机组非停、检修超期、调用不合格、抽查不达标这四种情况列为考核项，多数地区明确表示，每台机组每次非停至多记1次考核；福建在其煤电机组最大出力申报、认定及考核细则的第十七条中规定“每日每台煤电机组认定未达标次数不超过一次”，华北区域也有类似的规定。当然，让电厂最头疼的还是容量电价机制要求的对煤电机组进行最大出力随机测试，绝大部分地区都有此规定，并根据测试结果进行考核，只是对测试频次与响应速度和时长的要求有差异。
在辅助服务方面，部分地区近期修订了“两个细则”的相关条款，丰富了煤电机组可提供服务的品种，比如最新的《华东区域电力辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》就增加了低频调节、有偿调峰、有偿转动惯量、爬坡等品种。较为遗憾的是，目前煤电设备的转动惯量不予补偿，但在不远的将来，随着新能源占比的进一步提升，系统对于转动惯量的需求加大，建议逐渐放开这一限制。
低碳化的煤电机组如何应对新机制
实际上，在煤电容量电价机制实施伊始，各燃煤发电企业都八仙过海各显神通，纷纷通过各种措施，提升最大出力认定值，并尽可能地避免机组出力被考核。比如在锅炉侧采用给煤磨煤机分仓控制，必要时烧好煤，快速响应出力要求以及深调时稳燃，或优化燃烧器，降低单个燃烧器送粉量，提升深调燃烧可靠性；在汽机侧采用低压缸零出力技术，提升深调时热电比，或者优化汽机启动方式，实现宽负荷脱硝；也有电厂在研究抽测规则，尽可能地提前预判自己的机组当天是否会被抽中，以便提前应对。也有越来越多的燃煤机组采用配储方式，来提升机组技术出力可靠性与调频响应水平，某600兆瓦煤电机组配置20兆瓦/20兆瓦时的电化学储能，在现货市场运行的情况下，调频辅助服务收益每天甚至可达50多万元，相当可观。
从实际运行经验来看，煤电机组深调运行时的安全性，关键在于锅炉的稳燃以及机组低负荷运行时系统的抗干扰能力。如前所述，低碳化改造的煤电机组，无论是掺烧生物质还是掺烧绿氨，在高负荷阶段，20%的掺烧量，对机组运行基本上没有影响。总体来说，燃煤锅炉掺烧生物质，会强化炉内烟气扰动效果，促进燃料与氧化剂的混合，有助于燃料的燃烧；但在低负荷阶段，生物质掺烧的方式会影响燃烧的稳定性，如果将生物质气化后与煤掺烧，负荷的低限比纯煤更低，而如果仅仅将生物质粉碎后直接与煤掺烧，炉膛温度会受到低负荷以及掺烧的双重影响，炉膛温度下降会更多，降低燃烧的可靠性，此时应综合考虑氮氧化物排放、锅炉出口烟温以及燃烧稳定性后，选择掺烧比例，优化生物质燃料进到锅炉燃烧器的位置，以确保运行安全。
应该说，氨的着火与稳燃特性在气体燃料中并不算突出，它的绝热火焰温度较低，掺氨燃烧将造成炉内温度下降，对辐射传热不利，但气体氨与煤掺烧具有较高的燃尽率，在工程上可通过富氧燃烧、预热燃烧等方式，强化掺氨燃烧的过程。有分析表明，低负荷工况下，燃煤锅炉掺烧氨比例为50%时，对炉膛容积热负荷和截面热负荷影响不大，在50%～30%的不同负荷水平下，炉膛出口烟温上升均低于6.5摄氏度，该负荷段内，锅炉对掺烧0%～50%的氨具有较好的兼容性。实际上，关于大型煤电锅炉与氨掺烧，目前国内试验最高掺烧的比例也在逼近50%，但深调时的相关燃烧稳定性与系统抗干扰能力，仍需要工程界进一步实践摸索确定。
二氧化碳捕集给煤电机组带来的影响，是显而易见的。一是因其高耗能而导致的机组有效发电出力下降，二是因为其高耗能的部分多为锅炉蒸汽，从而带来了更大的下调峰深度和更快的调峰响应速度，调峰性能得到优化，可以提升电力系统运行的安全裕度和调度柔性。煤电机组配置二氧化碳捕集装置后，即使是全容量配置，实际运行时也不一定就要全容量运行，其调用方式应该是考虑顶出力、深调甚至爬坡响应以后的一个效益最大化的结果。
煤电机组低碳化发展的未来
有权威机构以电力保供为硬约束，选取碳排放配额和火电装机保留最多的电力系统深度低碳场景开展煤电退减路径方面的研究，得出“要实现双碳的目标，到2060年，我国煤电装机8.2亿～10.7亿千瓦，利用小时数1000以下”这个结论。煤电机组设计寿命按30年计，并考虑一定的延寿时长，从现在起新建煤电机组都要充分考虑低碳化建设的问题，预计不久以后，最有可能的就是在2027年以后，与上述三个煤电减碳“法宝”相关的低碳化技术成为煤机的强制标配。煤电机组即将面临“既要顶峰，又要深调，既要爬坡，又要惯量，既要可靠，又要低碳”的众多“既要又要”的境地，任务艰巨，责任重大。煤电机组的调用与发展，短期内电力电量并重，中期看电力，长期要看碳排放。新建煤电机组选型标准应从低煤耗变为“低碳耗”，现阶段可预留绿氨掺烧接口，为碳捕集设备与临时存储装置预留安装空间，以降低后期改建成本。煤电机组的支撑性、调节性电源的定位不会因低碳化发展而改变，对此我们应保持清醒的认识。
现在，国家层面已经给出了较为明确的煤电低碳化改造建设行动方案，具体的工程实践还需要煤电企业积极响应。建议发电集团层面统筹部署，以多样化的思路去申请项目试点，个别电厂可以激进一些，但大多数电厂应采取稳健、安全的技术改造方案。任何技术的发展都不太会一帆风顺，在大型煤电机组低碳化领域，我们已经走在了世界的前列，甚至进入了“无人区”，我们对青山绿水的渴望比任何时候都强烈，我们对“双碳”目标的追求比世界上任何一个国家都执着，但以煤为主是我国的基本国情，煤电机组要在建设新型电力系统中完成自己的使命，在确保清洁高效的同时，低碳化也是其必然选择。
