近期，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》（以下简称《方案》）提出■■★◆★◆，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。三种煤电的低碳改造技术为未来煤电转型提供了多元化的可能。从经济性角度上看★◆◆★★◆，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◆★◆■◆★。我国长期以来非常重视煤电的节能提效改造工作★◆◆◆◆■，因此对于大部分机组来说★★■，继续通过改进煤炭燃烧技术实现能效提升的空间不大，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■◆◆。自然资源保护协会（NRDC）能源转型项目高级主管黄辉认为，此次《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，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年降低50%左右，接近天然气发电机组碳排放水平。在黄辉看来：■★★“《方案》的减排目标具有雄心◆■，但没有提出改造项目总规模的具体目标，主要以鼓励为主◆★★。”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，鉴于生物质的热值比动力煤（按5500大卡/千克计算）低1/3、氨的热值也略低于动力煤，为实现减排目标，单一掺烧技术下掺烧比例需相应提高到20%和50%以上★◆■◆。对此■◆◆■■★，黄辉建议，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煤电低碳发电技术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》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，但落地政策还有待各主管部门的协同和细化◆■★◆。黄辉举例说：“降低融资成本还需要协调相关部委◆■★◆★■、金融机构出台细则予以支持；电网优先消纳需要细化精准计量和监管零碳电量、与当前电力市场化交易衔接等措施。”对此★◆■，黄辉建议尽快完善相关法规和激励政策，如与碳市场/CCER的衔接◆◆★■、根据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。从欧洲对生物质◆◆★■◆◆、绿氢等技术支持的经验看，通过强有力的碳排放管理体系来提供碳价支撑以及补贴激励机制，是绿色低碳技术快速发展的重要推手。在项目布局方面，《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指引。如在内蒙古◆◆■◆◆、新疆等地区风光资源丰富◆■、二氧化碳封存地质条件较好且煤价低，可考虑在这些地区开展绿氨掺烧或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。国家电力投资集团远达环保股份有限公司高级经理陈泉志认为，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。另外，项目实施过程中◆★■，陈泉志建议借鉴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项目更多要结合捕集后续的运输■■◆、利用、埋存等环节，来确定项目的规模。与此同时，需要通过引进各环节参与方★■■★■★、开发CCUS减排量交易、拓展碳利用方式等■◆★◆★◆，降低各环节成本◆◆■★★■，支撑CCUS项目发展。“生物质掺烧、绿氨掺烧、CCUS这三种技术可归结成源端减碳和末端固碳两类。其中，生物质掺烧和绿氨掺烧属于源端减碳，CCUS属于末端固碳■★◆★■，三种技术目前在国内外都有应用。”黄辉介绍★■。煤电低碳化改造为煤电零碳转型提供了新的路径，但也增加了发电成本★■★■。黄辉表示★★■，从经济高效角度来看，新型电力系统应以可再生能源终端电能直接利用为主◆★◆◆■★。从系统安全角度来看，确实需要布置一部分灵活可控的电源予以兜底调节。改造后的煤电将主要用于调节备用，而且规模也应予合理控制，避免增加不必要的社会成本和影响其他灵活性资源发展。除了减碳收益外，随着电力现货市场和辅助服务的完善，改造后的煤电将主要通过电力缺口时段获取较高的现货价格以及通过提供辅助服务和容量价值回收相应成本★■■。总体来看★★■★◆■，未来新型电力系统将是多能互补的格局。“三种煤电的低碳改造技术为未来煤电转型提供了多元化的可能。◆■◆■★”黄辉坦言，从经济性角度上看，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★★◆◆◆。其中◆◆★★◆，煤电从掺烧生物质过渡到纯生物质发电有一些技术成本优势■★■★，且在国际上也有成功的经验，实施难度相对小一些■★■◆■★。不过，与风、光■◆★◆■★、水等可再生能源电力直接利用相比，这三种煤电低碳改造技术未来很难具备真正的成本优势。从经济高效出发◆◆★◆◆，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，生物质发电的发展要避免影响农业生产和生态平衡，绿氨电厂和CCUS电厂则应主要作为调节备用资源使用。