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| 煤電低碳化改造面臨多重挑戰(zhàn) | |||
| 煤炭資訊網(wǎng) | 2024/10/21 11:14:03 頭條 | ||
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對于煤電而言，機組改造早已不是一項陌生的工作。作為電力系統(tǒng)減污降碳的主戰(zhàn)場，煤電行業(yè)長期以來面臨著各類“做手術”的任務。隨著“雙碳”戰(zhàn)略的加速演進和構建新型電力系統(tǒng)加快推進，煤電所承擔的使命任務更加復雜和艱巨。 近日，煤電轉型的“任務清單”迎來新的任務：6月，國家發(fā)展改革委、國家能源局出臺《煤電低碳化改造建設行動方案（2024~2027年）》（發(fā)改環(huán)資〔2024〕894號，以下簡稱《行動方案》），明確煤電低碳化改造建設的主要目標及改造和建設方式；8月，國家發(fā)展改革委、國家能源局、國家數(shù)據(jù)局聯(lián)合印發(fā)《加快構建新型電力系統(tǒng)行動方案（2024~2027年）》（發(fā)改能源〔2024〕1128號），提出九大行動任務，“新一代煤電升級行動”是其中之一，對于新一代煤電升級提出了“清潔低碳、高效調(diào)節(jié)、快速變負荷、啟停調(diào)峰”的主線任務。 “新一代煤電”的提出正在打破人們對煤電的固有認識：過去，煤電是高碳電源，以穩(wěn)定和可靠見長，如今的煤電，不僅靈活性要求持續(xù)加碼，清潔低碳亦是勢在必行。 當前，我國經(jīng)濟社會的發(fā)展對能源的需求不斷增長。“2023年全社會用電量達到9.2萬億千瓦時，預計2030年，全社會用電量將達到13萬億千瓦時，未來6年年均新增電量將達到5000億千瓦時。新增用電需求的80%由清潔能源滿足，但在大力發(fā)展新能源同時，煤電還需增容、控量、降比重。”9月26日，在“2024新型電力系統(tǒng)發(fā)展（崇禮）論壇”上，中國工程院院士舒印彪指出。 很顯然，構建新型電力系統(tǒng)，煤電必不可少，但煤電綠色低碳轉型也至關重要。當前，我國已建成世界最大的清潔高效燃煤發(fā)電體系，全國80%以上的煤電機組實現(xiàn)了改造，6000千瓦以上的電廠火電機組的平均供應煤耗較十年前下降19克/千瓦時，三大污染物排放強度均比10年前降低95%以上，機組普遍具備深度調(diào)節(jié)能力，煤電轉型卓有成效。但在能源結構加快調(diào)整以及構建新型電力系統(tǒng)的新形勢、新要求下，我國煤電轉型已進入更加注重低碳化、技術創(chuàng)新和高質(zhì)量發(fā)展的新階段。方向已定，目標已明，但如何在“新一代煤電”升級行動中形成“技術可實現(xiàn)、經(jīng)濟可承受，模式可推廣”的產(chǎn)業(yè)路徑，仍然是廣大煤電企業(yè)要面臨的現(xiàn)實難題。 煤電轉型成為“多能型選手” 煤電機組改造由來已久。“十一五”“十二五”“十三五”期間，電力行業(yè)按照國家的要求和部署，深入實施煤電節(jié)能減排升級改造，供電煤耗持續(xù)下降；2020年，“雙碳”目標提出后，煤電轉型進入高峰期，煤電機組改造的重點是圍繞節(jié)能改造、靈活性改造、供熱改造開展“三改聯(lián)動”，挖掘其對新型電力系統(tǒng)的多維價值貢獻；近期出臺的《行動方案》聚焦“低碳”，提出“加大節(jié)能降碳工作力度，統(tǒng)籌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”，主要目標是：到2025年，首批煤電低碳化改造建設項目全部開工，轉化應用一批煤電低碳發(fā)電技術；相關項目度電碳排放較2023年同類煤電機組平均碳排放水平降低20%左右；到2027年，相關項目度電碳排放較2023年同類煤電機組平均碳排放水平降低50%左右、接近天然氣發(fā)電機組碳排放水平。并提出了三種改造方式，即煤電機組耦合生物質(zhì)發(fā)電，煤電機組摻燒綠氨發(fā)電，以及碳捕集利用與封存。 從污染控制，到靈活性提升，再到低碳發(fā)展，政策引導煤電轉型升級的路徑清晰。雖然我國現(xiàn)役煤電機組污染物排放績效已經(jīng)達到世界先進水平，但碳排放高的問題一直未能有效解決。低碳化改造有助于減少煤電機組的碳排放，為煤電清潔低碳轉型探索有益經(jīng)驗。“生物質(zhì)摻燒、綠氨摻燒、碳捕集利用與封存等典型技術路徑能夠顯著降低煤電機組燃煤消耗和碳排放，同時，也要求機組能夠適應新的燃料類型，并具備更高的靈活性和效率，以適應低碳轉型的需求。”國能（北京）低碳科技有限責任公司業(yè)務經(jīng)理袁紅表示。 伴隨著“三改聯(lián)動”的持續(xù)推進和低碳化探索的開啟，煤機改造步入“深水區(qū)”。“煤電改造正在從單一技術改造向綜合改造轉變，從短期效應向長期可持續(xù)發(fā)展轉變。早期改造更多關注單一技術的應用，如脫硫脫硝，而現(xiàn)在更加注重多種技術的綜合應用，如節(jié)能改造、環(huán)保改造、靈活性改造‘三改聯(lián)動’；同時，改造工作不再僅僅追求短期內(nèi)的污染減少，而是更加注重長期的可持續(xù)發(fā)展，包括提高能效、優(yōu)化能源結構、促進清潔能源發(fā)展等。”國網(wǎng)能源院能源戰(zhàn)略與規(guī)劃研究所主任工程師張富強分析道。 作為電力系統(tǒng)中最“靠得住”的“老大哥”，煤電正在成為“能屈能伸、能上能下、能粗能細”的“多能型選手”，但其中所經(jīng)歷的陣痛是不言而喻的。 在此前的超低排放和“三改聯(lián)動”中，資金投入大、缺少回收機制、重復改造、設備運行風險高等問題的出現(xiàn)讓煤電企業(yè)持續(xù)承壓。“煤電企業(yè)可能進行多項改造，改造資金需求動輒上億元。改造后，煤電機組長期參與深度、頻繁調(diào)峰，增加設備老化和提早失效風險，進一步導致機組運維成本上升。”袁紅表示。 低碳化改造對煤電機組升級改造提出了新的要求，也為實施改造帶來了更高的難度與挑戰(zhàn)。《行動方案》所提及的生物質(zhì)、綠氨、以及CCUS等技術的應用，涉及能源轉型中的技術創(chuàng)新、產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新與商業(yè)模式創(chuàng)新，目前大多數(shù)技術還處于示范驗證或商業(yè)探路的初期，且無一例外地面臨著高成本的現(xiàn)實難題。如何降成本、如何疏導成本是企業(yè)實施改造面臨的重大挑戰(zhàn)。 中電聯(lián)專家委員會首席專家陳宗法在本刊撰文指出，煤電升級改造的實踐證明，只有政策上到位、技術上可行、經(jīng)濟上合算，才能落到實處。煤電低碳化改造建設也不例外，何況其難度更大、代價更高。建議國家、企業(yè)、市場、社會吸取過去煤電升級改造的經(jīng)驗教訓，協(xié)同發(fā)力、綜合施策，有效推進煤電低碳化改造建設。 低碳改造面臨成本、技術、安全大考驗 在《行動方案》所指出的三種改造方案中，技術水平最為成熟、改造實施難度最小的是生物質(zhì)摻燒。從全球范圍來看，煤電機組耦合生物質(zhì)發(fā)電并非新興技術。在我國，過去大型燃煤電廠大規(guī)模摻燒生物質(zhì)燃料發(fā)展緩慢，直到2021年，隨著煤價的迅猛上漲和發(fā)電企業(yè)進入全國碳市場，我國煤電企業(yè)加快了生物質(zhì)燃料摻燒的實踐。 原料供應不穩(wěn)定是制約該技術應用的重要因素。生物質(zhì)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(zhì)燃料供給源選址困難，嚴重限制行業(yè)的發(fā)展規(guī)模。 “在我國，單個農(nóng)戶的農(nóng)田規(guī)模普遍較小，發(fā)電廠商在材料收集的時候，需要一戶一戶去談，收集難度大，品控不穩(wěn)定；同時，生物質(zhì)原料的運輸和儲存存在一定難度，尤其是農(nóng)林廢棄物等原料的季節(jié)性和地域性限制較大。”張富強表示。 我國生物質(zhì)資源以動物糞便、秸稈和林業(yè)剩余物、生活垃圾為主，還包括少量污水污泥和廢棄油脂。《3060零碳生物質(zhì)發(fā)展?jié)摿λ{皮書》顯示，目前我國生物質(zhì)資源年產(chǎn)量34.94億噸，作為能源利用的開發(fā)潛力為4.6億噸標準煤。這一數(shù)據(jù)看似規(guī)模不小，但能夠用到火電機組摻燒的比例有限，對于大電廠的可消納量而言，實則杯水車薪。 “以兩臺百萬千瓦機組的運行估算，如果摻燒10%的生物質(zhì)燃料（按熱值折算），熱值2800大卡，則一年大約需要生物質(zhì)60萬噸；以能源可利用生物質(zhì)的20%投入煤電摻燒來測算，只夠150個大型電廠使用。”國家電投火電產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新中心新技術研發(fā)部主任陶麗表示。 自2023年下半年，煤價逐漸回落，煤電機組摻燒生物質(zhì)已不具備成本優(yōu)勢。目前，生物質(zhì)燃料折合標煤采購價約1000~1200元/噸，比動力煤現(xiàn)貨價格高出約10%~30%，在部分煤價較高的區(qū)域，與煤價相當，但摻燒過程中需要額外的處理費用，導致整體經(jīng)濟性較差。 《行動方案》出臺后，各大央企正在加快行動申報首批試點項目。在做項目申報的選擇時，哪些因素需要重點考量？ “首先會看電廠周圍的資源稟賦，是否有充足的農(nóng)林資源，是否有收儲的途徑？若大型燃煤機組周邊有關停或即將關停的生物質(zhì)電廠，那么生物質(zhì)供給及收儲運資源可以直接移植。”陶麗表示，“在具備生物質(zhì)資源的前提下，選擇煤價較高的地區(qū)做試點，在摻燒生物質(zhì)的同時不會過多增加燃料成本，再加上碳市場的配額交易收益，以期經(jīng)濟賬能夠大致算平或少虧。在同等資源條件下，優(yōu)先選擇小機組試點。” 由于生物質(zhì)摻燒技術最為成熟、改造最易實施，預計將成為多數(shù)電廠開展低碳改造的選擇，隨著需求的上漲，未來生物質(zhì)資源可能供不應求，成本將進一步上漲。 實際上，生物質(zhì)摻燒的改造屬于低成本改造，改造投資并不高，但運行成本高。“經(jīng)綜合測算，常規(guī)60萬千瓦煤機生物質(zhì)摻燒比例20%時，度電成本提高0.04元/千瓦時，摻燒50%時，度電成本將提高0.1元/千瓦時。”華能能源研究院副院長黃海威在第十一屆中國電力規(guī)劃發(fā)展論壇上表示。 供應受限、原料價格高，這樣的痛點亦存在于綠氨摻燒的應用。“一方面，綠氨的形成需要經(jīng)歷可再生能源發(fā)電、電解水制綠氫，再合成綠氨等一系列復雜的工業(yè)流程，能源損耗大，發(fā)電效率不高；另一方面，綠氨供應鏈并未成熟，產(chǎn)能尚未完全釋放，供應量和供應成本存在較大不確定性。”上海交通大學行業(yè)研究院特聘研究員舒彤告訴記者。 “在我們的調(diào)研中，截至2024年6月全國綠氨產(chǎn)能僅42萬噸，當前產(chǎn)能還沒有形成規(guī)模，”陶麗表示，“此外，綠氨的價格大概是煤價的8~10倍，煤電企業(yè)難以承受，且燃煤機組摻燒綠氨能源轉化和利用效率低，燃煤機組可通過自身靈活性提升實現(xiàn)兜底保供，通過降低發(fā)電量減少碳排放。” 當前，新能源最高效的利用方式仍是上網(wǎng)發(fā)電，制作綠氨所采用的新能源，宜選擇電價低谷時期、電網(wǎng)難以消納的“棄風棄光”電量。因此，綠氨產(chǎn)能釋放的前提是新能源足夠多、且電價足夠低。由于目前綠氨燃料成本高昂，將大幅提高煤電項目的發(fā)電成本，現(xiàn)階段商用價值很低，不具備競爭優(yōu)勢。經(jīng)測算，常規(guī)60萬千瓦煤機摻燒20%的綠氨，度電成本將提高0.23元/千瓦時，摻燒50%的綠氨，度電成本將提高0.6元/千瓦時。 “不過，由于光伏、風電產(chǎn)業(yè)的大規(guī)模發(fā)展，可再生能源發(fā)電成本逐年降低，綠氨摻燒有很大的降本空間。”袁紅表示。 碳捕集、利用和封存（CCUS）技術應用更是面臨能耗高、成本高、壁壘高、上中下游產(chǎn)業(yè)協(xié)調(diào)不足等諸多難題。 首先，碳捕集環(huán)節(jié)能耗大，成本高。碳捕集是CCUS的基礎，在CCUS全環(huán)節(jié)鏈條中，僅“捕集”一項的成本便占據(jù)總成本的70%~80%。不僅每噸二氧化碳捕集的費用大約需要300~400元，該環(huán)節(jié)還需要消耗大量額外的能量，這會導致煤電機組的整體能耗增加，從而降低其供電效率。 捕集環(huán)節(jié)的能耗高到什么程度？中國科學院院士金紅光曾在公開講座中表示，二氧化碳捕集會額外消耗20%～30%的能源，讓發(fā)電效率下降十個百分點以上。“我們用了三十多年時間把發(fā)電效率從百分之三十多提高到百分之四十多，為了捕集二氧化碳，一夜之間又回到30年前，發(fā)電效率又降低到百分之三十多，我認為這種捕集方式的額外能耗過高。”金紅光表示。 其次，在捕集之外，CCUS能否產(chǎn)生經(jīng)濟性，碳利用的環(huán)節(jié)是關鍵。 “CCUS應用的核心問題在于這個‘U’，即如何實現(xiàn)‘利用’，這是CCUS打通商業(yè)模式的關鍵落點。驅(qū)油是一個重要的應用場景，甲醇制造也需要二氧化碳，但這類應用場景非常稀缺，當前無法形成普遍的需求，多數(shù)情況下企業(yè)捕集到的碳賣不出去，找不到一個經(jīng)濟可行的商業(yè)模式。如果不能就地解決下游穩(wěn)定利用問題，那么企業(yè)就難以形成長期碳捕集的動力。”陶麗表示。 實際上，低碳化改造的難點不在改造技術及初投資，而在于改造之后是否能夠維持長周期的運行。“一些企業(yè)花了幾千萬做生物質(zhì)摻燒改造，但因為收購不到生物質(zhì)燃料或者生物質(zhì)漲價，改完之后無法投運；包括國內(nèi)已經(jīng)開展的部分CCUS、摻氨項目也存在‘改而不投’的問題。低碳改造如果不具備經(jīng)濟性，改完之后很可能成為參觀學習的擺設，存在巨大的浪費。”陶麗表示。 此外，綠氨摻燒和CCUS的應用還存在較大的安全風險挑戰(zhàn)。液氨被視為電廠的危險化學品及重大危險源，因此氨的儲存和運輸需要特殊條件的支撐；碳封存的安全性和長期穩(wěn)定性也是公眾和政府關注的焦點，如果在儲存過程中發(fā)生碳泄漏，不僅會對環(huán)境造成影響，還可能對人類健康和安全造成威脅。 對于發(fā)電企業(yè)而言，每一輪機組改造都面臨著成本與收益的考驗。改造前后投入的成本與收益不匹配，是推進機組改造的最大挑戰(zhàn)。目前，低碳化改造市場化的成本回收僅有碳市場一條渠道，“生物質(zhì)摻燒降碳能減少碳市場履約成本，但需要碳價達到350元/噸時，煤電摻燒生物質(zhì)才具有經(jīng)濟性；綠氨方面，當新能源電價降至0.02元/千瓦時或碳價達到1350元/噸以上時，煤電摻燒綠氨才具有經(jīng)濟性。目前全國碳市場的碳價約90元左右，僅依靠碳市場的收益渠道，遠遠無法覆蓋低碳改造的成本。”黃海威表示。 “總體上看，這三種技術路線均有實踐，但技術經(jīng)濟性都不夠成熟，且難以做到標準化，難以降本。對三種技術方案未來的廣泛應用和技術升級，只能說拭目以待。”舒彤表示。 建立適應煤電新質(zhì)生產(chǎn)力的新型生產(chǎn)關系 多位受訪人士認為，煤電機組低碳轉型，不僅要考慮源頭降碳和末端捕碳，過程減碳同樣至關重要。“《行動方案》所提出的生物質(zhì)摻燒、綠氨摻燒和CCUS三種技術路線可以理解為通過增加新介質(zhì)對煤電的碳排放進行稀釋。但從廣義上說，圍繞煤電機組實際運行工況下節(jié)能降碳問題開展的所有改造行為都應視作低碳化改造。比如在新建煤電機組中加載節(jié)能降碳、靈活調(diào)峰的先進技術，可降低單位發(fā)電量的碳排放，目的是實現(xiàn)從源頭、過程到末端的全鏈條煤電綠色生產(chǎn)。”舒彤表示。 隨著煤電面臨的政策市場環(huán)境和自身定位的變化，煤電企業(yè)對于“三改”特別是靈活性改造的態(tài)度逐漸轉變。“從煤電企業(yè)的角度來說，‘三改’已經(jīng)具備了一定的經(jīng)濟性，正逐漸從政策要求向政策和市場雙輪驅(qū)動的階段轉變。”陶麗表示。 實際上，讓煤電機組更靈活，在新能源大發(fā)時深度調(diào)峰甚至啟停，從而降低發(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。當前，煤電機組的靈活性改造仍在推進，機組調(diào)峰能力普遍可達到30%~100%?；诿弘姸ㄎ坏霓D變，煤電年利用小時數(shù)逐步下降，當前，煤電利用小時數(shù)下降至4300左右，并存在進一步下降的趨勢。在新能源占比較高區(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)。 一個有關煤耗的數(shù)據(jù)變化，可深刻反映煤電定位的改變。2023年，全國6000千瓦及以上火電廠供電標準煤耗302.0克/千瓦時，同比增加1.2克/千瓦時，是改革開放后煤耗逐漸下降趨勢中的首次上升。煤電從電量主體逐漸向調(diào)節(jié)性電源轉變后，控制或降低煤耗的難度日漸加大。 “當機組運行負荷長期大幅偏離設計負荷，已經(jīng)沒有必要過度追求機組能耗指標。應重點關注煤電靈活性提升和低碳化改造，從整體減排的角度來看可能效果更好。”陶麗表示。 當前，煤電的可持續(xù)經(jīng)營仍然面臨較大壓力。2021~2023年，煤電呈現(xiàn)“巨虧”“減虧”“扭虧”三部曲，今年上半年，上市公司財報顯示，煤電企業(yè)仍存在30%左右的虧損面，企業(yè)對煤電盈利信心仍然不足。“吃最差的糧，干最重的活，掙最少的錢”，是煤電人士的自我調(diào)侃。 “從收入來看，電價被管制，電量份額受其他電源尤其是新能源沖擊，利用率長期低于可研，從支出來看，煤電機組長期參與深度、頻繁調(diào)峰，增加設備老化和提早失效風險，進一步導致機組運維成本上升。即便可能因為煤價下行、發(fā)電量提高等偶然因素局部盈利，但難以走出長期存在的困局。此外，作為資金密集型、技術密集型企業(yè)，還面臨人員老化、后繼乏人的風險。”舒彤表示。 基于煤電在系統(tǒng)中“壓艙石”“頂梁柱”的地位和作用，業(yè)內(nèi)人士認為，低碳化改造不宜冒進，應秉持科學的態(tài)度，在不影響電力供應安全的前提下進行，確保電力供應的穩(wěn)定性和可靠性。 “《行動方案》的核心宗旨在于‘探索性’，對每一個技術的選擇都是有前提條件的，絕不是普遍地、大面積地去改，一方面要積極引導技術創(chuàng)新，另一方面也要防止‘運動式改造’的發(fā)生。”中國電力企業(yè)聯(lián)合會專家委員會副主任委員王志軒表示。 “深入理解《行動方案》所提出的目標，可以看出，相關部門在目標制定方面既明確又有一定的靈活性。首先，年份明確，排放降低目標明確；其次，考慮到低碳化改造需要技術路線的探索和一定的建設周期，所以2025年提的明確目標是首批項目全部開工，并沒有提項目全部建成，也沒有提具體的低碳化改造和建造項目的規(guī)模，這就給低碳改造的試點、示范、推廣等留下一定的靈活空間。”張富強表示。 隨著電力市場化改革的深入推進，煤電在我國電力市場中發(fā)揮了突出作用，已成為“市場化機組”的代名詞，因此，煤電在轉型過程中也需更加注重利用市場機制來激勵和引導。 “一方面，進一步深化電力市場改革，加快推動現(xiàn)貨市場健全成熟，完善容量保障機制，充分體現(xiàn)煤電容量備用和能源保供價值，完善旋轉備用、快速爬坡等輔助服務市場，以市場化方式促進系統(tǒng)消納成本由受益方承擔，通過合理的價格信號彌補煤電調(diào)峰成本，引導企業(yè)實施靈活性改造；另一方面，構建適應電力行業(yè)發(fā)展的碳市場。擴大覆蓋行業(yè)范圍，在市場中體現(xiàn)電力企業(yè)減排效益?？茖W合理制定電力行業(yè)碳排放預算，考慮其他行業(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。建立碳價與電價聯(lián)動機制。完善煤電價格形成機制，將碳成本計入煤電成本核算，暢通‘電-碳’價格傳導鏈條，促進碳成本在不同行業(yè)分攤傳導。”黃海威建議。 當前，新一代煤電升級行動要求煤電面向新的產(chǎn)業(yè)形態(tài)強鏈補鏈，以及與新的商業(yè)模式共商共融。煤電行業(yè)發(fā)展新質(zhì)生產(chǎn)力亟需建立與之相匹配的新型生產(chǎn)關系。 黃海威建議，應從資金支持、煤電貢獻指數(shù)評價、企業(yè)考核機制、項目運營管理等維度，建立健全適應新型電力系統(tǒng)構建、新一代煤電可持續(xù)發(fā)展的政策保障機制。“比如完善煤電貢獻評估方法，從能源保供、減污降碳、系統(tǒng)調(diào)節(jié)等多個維度，構建完備的煤電貢獻率評價體系。規(guī)范新一代煤電關鍵技術標準，完善煤電低碳化改造減排量核算方法，明確煤電機組調(diào)峰能力核定準則；健全煤電企業(yè)考核機制，在央企投資監(jiān)管、投資收益、考核評價等政策指標中合理考慮煤電低碳化、靈活性改造成本。設置合理負債率的分類管控目標，提高中央企業(yè)煤電投資能力和保供能力等。”黃海威進一步補充道。 原標題：深度 | 煤電低碳化改造面臨多重挑戰(zhàn)
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