煤電低碳化改造建設(shè)方案出爐，哪些技術(shù)路線將受益？

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(dòng)方案（2024—2027年）》(下稱《方案》)，對(duì)存量煤電機(jī)組低碳化改造和新上煤電機(jī)組低碳化建設(shè)作出系統(tǒng)安排。

《方案》分為五個(gè)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(shí)施方案。

受可再生能源電力隨機(jī)性、波動(dòng)性影響，煤電仍將在一定時(shí)期內(nèi)發(fā)揮能源安全兜底保障作用。對(duì)標(biāo)天然氣發(fā)電機(jī)組碳排放水平，加快煤電低碳化改造建設(shè)，是推動(dòng)能源綠色低碳發(fā)展、助力實(shí)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(jì)，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(huì)數(shù)據(jù)顯示，截至2023年底煤電發(fā)電裝機(jī)容量11.6億千瓦，同比增長3.4%，占總發(fā)電裝機(jī)容量的比重為39.9%。

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(shí)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(gè)電力系統(tǒng)的轉(zhuǎn)動(dòng)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。長期來看，煤電低碳化改造也具有必要性和現(xiàn)實(shí)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(xiàng)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(xiàng)目度電碳排放較2023年同類煤電機(jī)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(jī)組碳排放水平，為煤電清潔低碳轉(zhuǎn)型探索有益經(jīng)驗(yàn)。

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(yùn)行成本顯著下降；相關(guān)項(xiàng)目度電碳排放較2023年同類煤電機(jī)組平均碳排放水平降低50%左右、接近天然氣發(fā)電機(jī)組碳排放水平，對(duì)煤電清潔低碳轉(zhuǎn)型形成較強(qiáng)的引領(lǐng)帶動(dòng)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(jī)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(duì)環(huán)境友好。

今年一季度，中國生物質(zhì)發(fā)電新增裝機(jī)63萬千瓦，累計(jì)裝機(jī)達(dá)4477萬千瓦，同比增長7%；生物質(zhì)發(fā)電量518億千瓦時(shí)，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(shí)施煤電機(jī)組耦合生物質(zhì)發(fā)電，改造建設(shè)后煤電機(jī)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(shí)施燃煤機(jī)組摻燒綠氨發(fā)電， 替代部分燃煤。改造建設(shè)后煤電機(jī)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(gè)工業(yè)領(lǐng)域。

相比氫氣，氨更容易被液化儲(chǔ)運(yùn)、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?dú)夂退商娲糠置禾繛殡娏ο到y(tǒng)提供清潔燃料，兼具有能源屬性和儲(chǔ)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(gè)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(shí)施高效驅(qū)油、制備甲醇等資源化利用，或因地制宜實(shí)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)?；l(fā)展難度大。

2022年， 相關(guān)發(fā)表論文指出，燃煤機(jī)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(shí)生物質(zhì)發(fā)電量的計(jì)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(bào)告顯示，現(xiàn)階段綠氨成本仍然較高，不具備競爭優(yōu)勢(shì)。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(jià)格處于歷史高點(diǎn)，綠氨成本比灰氨高，不具備競爭優(yōu)勢(shì)。

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(xiàng)目整體的經(jīng)濟(jì)性，此外還需要考慮碳封存的源匯匹配問題。

目前三個(gè)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。通過煤電低碳化改造建設(shè)的應(yīng)用，能夠推動(dòng)三個(gè)技術(shù)路線的效率提高、成本降低和實(shí)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(shí)現(xiàn)碳中和的難度，低碳煤電與可再生能源+儲(chǔ)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(píng)估報(bào)告》特別報(bào)告《中國碳捕集利用與封存技術(shù)評(píng)估報(bào)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(duì)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)。

最新的《方案》相當(dāng)于對(duì)三項(xiàng)技術(shù)進(jìn)行引導(dǎo)性支持，將來三項(xiàng)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(jì)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(chǔ)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(qiáng)化政策支撐保障、優(yōu)化電網(wǎng)運(yùn)行調(diào)度和加強(qiáng)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(duì)符合條件的煤電低碳化改造建設(shè)項(xiàng)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(tuán)在中國神華廣東臺(tái)山電廠600兆瓦燃煤發(fā)電機(jī)組上實(shí)施了高負(fù)荷發(fā)電工況下煤炭摻氨燃燒試驗(yàn)，為國內(nèi)外完成摻氨燃燒試驗(yàn)驗(yàn)證的容量最大機(jī)組。

《方案》表示，實(shí)施綠氨摻燒的項(xiàng)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(lì)煤炭與煤電聯(lián)營、煤電與可再生能源聯(lián)營“兩個(gè)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(xiàng)目率先實(shí)施綠氨摻燒示范。
      國電中星作為一家電力檢測(cè)設(shè)備廠家，密切關(guān)注電力行業(yè)相關(guān)產(chǎn)業(yè)的發(fā)展動(dòng)態(tài)，更多資訊歡迎訪問www.i-361.com。