為助力實現(xiàn)“雙碳”目標，我國積極部署新一輪煤電低碳化轉型行動。當前，生物質摻燒、綠氨摻燒、碳捕集利用與封存等煤電低碳化轉型方式，尚面臨一些實際困難，需要探索出一條技術可實現(xiàn)、經濟可承受、模式可推廣的煤電低碳化轉型路徑。

10年淘汰煤電落后產能超1億千瓦

經過幾輪升級改造，我國煤電低碳化改造成效顯著。數(shù)據(jù)顯示，“十一五”“十二五”“十三五”和“十四五”前三年，全國平均供電煤耗分別下降37.0克/千瓦時、17.6克/千瓦時、9.9克/千瓦時和1.6克/千瓦時，煤電機組碳排放水平逐步降低。

國家能源局相關負責人介紹，近10年來，我國累計淘汰煤電落后產能超過1億千瓦，電力行業(yè)污染物排放量減少超過90%。目前，我國煤電平均供電煤耗降到了303克標準煤/千瓦時，先進煤電機組的二氧化硫、氮氧化物排放水平與天然氣發(fā)電機組限值相當。

煤電的頂峰保供地位仍無可替代，未來煤電仍將長期發(fā)揮能源供應的兜底保障作用。但由于煤炭能源是高碳排放化石能源，能源保供和“雙碳”目標之間的矛盾日益突出，煤電低碳化轉型勢在必行。

2024年6月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《煤電低碳化改造建設行動方案(2024—2027年)》(以下簡稱《行動方案》)，鼓勵通過生物質摻燒、綠氨摻燒、碳捕集利用與封存三種方式，推進存量煤電機組低碳化改造和新上煤電機組低碳化建設，提升煤炭清潔高效利用水平。

煤電低碳化轉型面臨新難點

原料供應不穩(wěn)定，或制約生物質摻燒成效。目前，技術水平最為成熟、改造實施難度最小的是生物質摻燒。生物質資源的先天屬性使其在收、儲、運等多個環(huán)節(jié)都受到限制，就近且穩(wěn)定的生物質燃料供給源選址困難，嚴重限制行業(yè)的發(fā)展規(guī)模。

綠氨摻燒技術能耗高，成本較高。綠氨主要通過電解水制氫，再合成綠氨等一系列復雜的工業(yè)流程，能源損耗大、成本高。同時，綠氨供應鏈并未成熟，產能尚未完全釋放，供應量和供應成本存在較大不確定性。

碳捕集利用與封存面臨成本、技術等壁壘。二氧化碳捕集利用與封存不但技術要求高，而且每噸二氧化碳捕集的費用需要數(shù)百元，同時碳捕集利用還需要消耗大量能源。中國科學院院士金紅光曾公開表示，二氧化碳捕集會額外消耗20%至30%的能源，讓發(fā)電效率下降10個百分點以上。而這些成本，尚不包括對煤電機組進行改造而產生的動輒幾千萬元、上億元的費用。

系統(tǒng)謀劃煤電低碳化轉型

——督促相關支持政策落地?！缎袆臃桨浮诽岢?，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項目予以支持;鼓勵各地區(qū)因地制宜制定支持政策，加大對煤電低碳化改造建設項目的投資補助力度。

——從電力全行業(yè)來綜合考量減碳。研究發(fā)現(xiàn)，在新能源大發(fā)時深度調峰甚至啟停，從而降低煤電的發(fā)電小時數(shù)，支撐新能源最大限度地上網(wǎng)，是最高效的低碳路徑。由于煤電定位的轉變，煤電年利用小時數(shù)逐步下降，在新能源占比較高的區(qū)域，煤電機組長期處于低負荷以及頻繁變負荷的運行狀態(tài)。

——完善煤電企業(yè)成本回收機制。考慮到其他行業(yè)電能替代帶來的行業(yè)間碳排放轉移問題，不宜過快收緊發(fā)電企業(yè)配額。同時，通過建立碳價與電價聯(lián)動機制、完善碳排放指標交易等方式，將碳成本計入煤電成本核算，促進碳成本在不同行業(yè)分攤傳導，確保煤電行業(yè)健康、可持續(xù)發(fā)展。

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