对于煤电而言，机组改造早已不是一项陌生的工作。作为电力系统减污降碳的主战场，煤电行业长期以来面临着各类“做手术”的任务。随着“双碳”战略的加速演进和构建新型电力系统加快推进，煤电所承担的使命任务更加复杂和艰巨。

（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：翁爽）

近日，煤电转型的“任务清单”迎来新的任务：6月，国家发展改革委、国家能源局出台《煤电低碳化改造建设行动方案（2024~2027年）》（发改环资〔2024〕894号，以下简称《行动方案》），明确煤电低碳化改造建设的主要目标及改造和建设方式；8月，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024~2027年）》（发改能源〔2024〕1128号），提出九大行动任务，“新一代煤电升级行动”是其中之一，对于新一代煤电升级提出了“清洁低碳、高效调节、快速变负荷、启停调峰”的主线任务。

“新一代煤电”的提出正在打破人们对煤电的固有认识：过去，煤电是高碳电源，以稳定和可靠见长，如今的煤电，不仅灵活性要求持续加码，清洁低碳亦是势在必行。

当前，我国经济社会的发展对能源的需求不断增长。“2023年全社会用电量达到9.2万亿千瓦时，预计2030年，全社会用电量将达到13万亿千瓦时，未来6年年均新增电量将达到5000亿千瓦时。新增用电需求的80%由清洁能源满足，但在大力发展新能源同时，煤电还需增容、控量、降比重。”9月26日，在“2024新型电力系统发展（崇礼）论坛”上，中国工程院院士舒印彪指出。

很显然，构建新型电力系统，煤电必不可少，但煤电绿色低碳转型也至关重要。当前，我国已建成世界最大的清洁高效燃煤发电体系，全国80%以上的煤电机组实现了改造，6000千瓦以上的电厂火电机组的平均供应煤耗较十年前下降19克/千瓦时，三大污染物排放强度均比10年前降低95%以上，机组普遍具备深度调节能力，煤电转型卓有成效。但在能源结构加快调整以及构建新型电力系统的新形势、新要求下，我国煤电转型已进入更加注重低碳化、技术创新和高质量发展的新阶段。方向已定，目标已明，但如何在“新一代煤电”升级行动中形成“技术可实现、经济可承受，模式可推广”的产业路径，仍然是广大煤电企业要面临的现实难题。

煤电转型成为“多能型选手”

煤电机组改造由来已久。“十一五”“十二五”“十三五”期间，电力行业按照国家的要求和部署，深入实施煤电节能减排升级改造，供电煤耗持续下降；2020年，“双碳”目标提出后，煤电转型进入高峰期，煤电机组改造的重点是围绕节能改造、灵活性改造、供热改造开展“三改联动”，挖掘其对新型电力系统的多维价值贡献；近期出台的《行动方案》聚焦“低碳”，提出“加大节能降碳工作力度，统筹推进存量煤电机组低碳化改造和新上煤电机组低碳化建设”，主要目标是：到2025年，首批煤电低碳化改造建设项目全部开工，转化应用一批煤电低碳发电技术；相关项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低20%左右；到2027年，相关项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低50%左右、接近天然气发电机组碳排放水平。并提出了三种改造方式，即煤电机组耦合生物质发电，煤电机组掺烧绿氨发电，以及碳捕集利用与封存。

从污染控制，到灵活性提升，再到低碳发展，政策引导煤电转型升级的路径清晰。虽然我国现役煤电机组污染物排放绩效已经达到世界先进水平，但碳排放高的问题一直未能有效解决。低碳化改造有助于减少煤电机组的碳排放，为煤电清洁低碳转型探索有益经验。“生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存等典型技术路径能够显著降低煤电机组燃煤消耗和碳排放，同时，也要求机组能够适应新的燃料类型，并具备更高的灵活性和效率，以适应低碳转型的需求。”国能（北京）低碳科技有限责任公司业务经理袁红表示。

伴随着“三改联动”的持续推进和低碳化探索的开启，煤机改造步入“深水区”。“煤电改造正在从单一技术改造向综合改造转变，从短期效应向长期可持续发展转变。早期改造更多关注单一技术的应用，如脱硫脱硝，而现在更加注重多种技术的综合应用，如节能改造、环保改造、灵活性改造‘三改联动’；同时，改造工作不再仅仅追求短期内的污染减少，而是更加注重长期的可持续发展，包括提高能效、优化能源结构、促进清洁能源发展等。”国网能源院能源战略与规划研究所主任工程师张富强分析道。

作为电力系统中最“靠得住”的“老大哥”，煤电正在成为“能屈能伸、能上能下、能粗能细”的“多能型选手”，但其中所经历的阵痛是不言而喻的。

在此前的超低排放和“三改联动”中，资金投入大、缺少回收机制、重复改造、设备运行风险高等问题的出现让煤电企业持续承压。“煤电企业可能进行多项改造，改造资金需求动辄上亿元。改造后，煤电机组长期参与深度、频繁调峰，增加设备老化和提早失效风险，进一步导致机组运维成本上升。”袁红表示。

低碳化改造对煤电机组升级改造提出了新的要求，也为实施改造带来了更高的难度与挑战。《行动方案》所提及的生物质、绿氨、以及CCUS等技术的应用，涉及能源转型中的技术创新、产业创新与商业模式创新，目前大多数技术还处于示范验证或商业探路的初期，且无一例外地面临着高成本的现实难题。如何降成本、如何疏导成本是企业实施改造面临的重大挑战。

中电联专家委员会首席专家陈宗法在本刊撰文指出，煤电升级改造的实践证明，只有政策上到位、技术上可行、经济上合算，才能落到实处。煤电低碳化改造建设也不例外，何况其难度更大、代价更高。建议国家、企业、市场、社会吸取过去煤电升级改造的经验教训，协同发力、综合施策，有效推进煤电低碳化改造建设。

低碳改造面临成本、技术、安全大考验

在《行动方案》所指出的三种改造方案中，技术水平最为成熟、改造实施难度最小的是生物质掺烧。从全球范围来看，煤电机组耦合生物质发电并非新兴技术。在我国，过去大型燃煤电厂大规模掺烧生物质燃料发展缓慢，直到2021年，随着煤价的迅猛上涨和发电企业进入全国碳市场，我国煤电企业加快了生物质燃料掺烧的实践。

原料供应不稳定是制约该技术应用的重要因素。生物质资源的先天属性使其在收、储、运等多个环节都受到限制，就近且稳定的生物质燃料供给源选址困难，严重限制行业的发展规模。

“在我国，单个农户的农田规模普遍较小，发电厂商在材料收集的时候，需要一户一户去谈，收集难度大，品控不稳定；同时，生物质原料的运输和储存存在一定难度，尤其是农林废弃物等原料的季节性和地域性限制较大。”张富强表示。

我国生物质资源以动物粪便、秸秆和林业剩余物、生活垃圾为主，还包括少量污水污泥和废弃油脂。《3060零碳生物质发展潜力蓝皮书》显示，目前我国生物质资源年产量34.94亿吨，作为能源利用的开发潜力为4.6亿吨标准煤。这一数据看似规模不小，但能够用到火电机组掺烧的比例有限，对于大电厂的可消纳量而言，实则杯水车薪。

“以两台百万千瓦机组的运行估算，如果掺烧10%的生物质燃料（按热值折算），热值2800大卡，则一年大约需要生物质60万吨；以能源可利用生物质的20%投入煤电掺烧来测算，只够150个大型电厂使用。”国家电投火电产业创新中心新技术研发部主任陶丽表示。

自2023年下半年，煤价逐渐回落，煤电机组掺烧生物质已不具备成本优势。目前，生物质燃料折合标煤采购价约1000~1200元/吨，比动力煤现货价格高出约10%~30%，在部分煤价较高的区域，与煤价相当，但掺烧过程中需要额外的处理费用，导致整体经济性较差。

《行动方案》出台后，各大央企正在加快行动申报首批试点项目。在做项目申报的选择时，哪些因素需要重点考量？

“首先会看电厂周围的资源禀赋，是否有充足的农林资源，是否有收储的途径？若大型燃煤机组周边有关停或即将关停的生物质电厂，那么生物质供给及收储运资源可以直接移植。”陶丽表示，“在具备生物质资源的前提下，选择煤价较高的地区做试点，在掺烧生物质的同时不会过多增加燃料成本，再加上碳市场的配额交易收益，以期经济账能够大致算平或少亏。在同等资源条件下，优先选择小机组试点。”

由于生物质掺烧技术最为成熟、改造最易实施，预计将成为多数电厂开展低碳改造的选择，随着需求的上涨，未来生物质资源可能供不应求，成本将进一步上涨。

实际上，生物质掺烧的改造属于低成本改造，改造投资并不高，但运行成本高。“经综合测算，常规60万千瓦煤机生物质掺烧比例20%时，度电成本提高0.04元/千瓦时，掺烧50%时，度电成本将提高0.1元/千瓦时。”华能能源研究院副院长黄海威在第十一届中国电力规划发展论坛上表示。

供应受限、原料价格高，这样的痛点亦存在于绿氨掺烧的应用。“一方面，绿氨的形成需要经历可再生能源发电、电解水制绿氢，再合成绿氨等一系列复杂的工业流程，能源损耗大，发电效率不高；另一方面，绿氨供应链并未成熟，产能尚未完全释放，供应量和供应成本存在较大不确定性。”上海交通大学行业研究院特聘研究员舒彤告诉记者。

“在我们的调研中，截至2024年6月全国绿氨产能仅42万吨，当前产能还没有形成规模，”陶丽表示，“此外，绿氨的价格大概是煤价的8~10倍，煤电企业难以承受，且燃煤机组掺烧绿氨能源转化和利用效率低，燃煤机组可通过自身灵活性提升实现兜底保供，通过降低发电量减少碳排放。”

当前，新能源最高效的利用方式仍是上网发电，制作绿氨所采用的新能源，宜选择电价低谷时期、电网难以消纳的“弃风弃光”电量。因此，绿氨产能释放的前提是新能源足够多、且电价足够低。由于目前绿氨燃料成本高昂，将大幅提高煤电项目的发电成本，现阶段商用价值很低，不具备竞争优势。经测算，常规60万千瓦煤机掺烧20%的绿氨，度电成本将提高0.23元/千瓦时，掺烧50%的绿氨，度电成本将提高0.6元/千瓦时。

“不过，由于光伏、风电产业的大规模发展，可再生能源发电成本逐年降低，绿氨掺烧有很大的降本空间。”袁红表示。

碳捕集、利用和封存（CCUS）技术应用更是面临能耗高、成本高、壁垒高、上中下游产业协调不足等诸多难题。

首先，碳捕集环节能耗大，成本高。碳捕集是CCUS的基础，在CCUS全环节链条中，仅“捕集”一项的成本便占据总成本的70%~80%。不仅每吨二氧化碳捕集的费用大约需要300~400元，该环节还需要消耗大量额外的能量，这会导致煤电机组的整体能耗增加，从而降低其供电效率。

捕集环节的能耗高到什么程度？中国科学院院士金红光曾在公开讲座中表示，二氧化碳捕集会额外消耗20%～30%的能源，让发电效率下降十个百分点以上。“我们用了三十多年时间把发电效率从百分之三十多提高到百分之四十多，为了捕集二氧化碳，一夜之间又回到30年前，发电效率又降低到百分之三十多，我认为这种捕集方式的额外能耗过高。”金红光表示。

其次，在捕集之外，CCUS能否产生经济性，碳利用的环节是关键。

“CCUS应用的核心问题在于这个‘U’，即如何实现‘利用’，这是CCUS打通商业模式的关键落点。驱油是一个重要的应用场景，甲醇制造也需要二氧化碳，但这类应用场景非常稀缺，当前无法形成普遍的需求，多数情况下企业捕集到的碳卖不出去，找不到一个经济可行的商业模式。如果不能就地解决下游稳定利用问题，那么企业就难以形成长期碳捕集的动力。”陶丽表示。

实际上，低碳化改造的难点不在改造技术及初投资，而在于改造之后是否能够维持长周期的运行。“一些企业花了几千万做生物质掺烧改造，但因为收购不到生物质燃料或者生物质涨价，改完之后无法投运；包括国内已经开展的部分CCUS、掺氨项目也存在‘改而不投’的问题。低碳改造如果不具备经济性，改完之后很可能成为参观学习的摆设，存在巨大的浪费。”陶丽表示。

此外，绿氨掺烧和CCUS的应用还存在较大的安全风险挑战。液氨被视为电厂的危险化学品及重大危险源，因此氨的储存和运输需要特殊条件的支撑；碳封存的安全性和长期稳定性也是公众和政府关注的焦点，如果在储存过程中发生碳泄漏，不仅会对环境造成影响，还可能对人类健康和安全造成威胁。

对于发电企业而言，每一轮机组改造都面临着成本与收益的考验。改造前后投入的成本与收益不匹配，是推进机组改造的最大挑战。目前，低碳化改造市场化的成本回收仅有碳市场一条渠道，“生物质掺烧降碳能减少碳市场履约成本，但需要碳价达到350元/吨时，煤电掺烧生物质才具有经济性；绿氨方面，当新能源电价降至0.02元/千瓦时或碳价达到1350元/吨以上时，煤电掺烧绿氨才具有经济性。目前全国碳市场的碳价约90元左右，仅依靠碳市场的收益渠道，远远无法覆盖低碳改造的成本。”黄海威表示。

“总体上看，这三种技术路线均有实践，但技术经济性都不够成熟，且难以做到标准化，难以降本。对三种技术方案未来的广泛应用和技术升级，只能说拭目以待。”舒彤表示。

建立适应煤电新质生产力的新型生产关系

多位受访人士认为，煤电机组低碳转型，不仅要考虑源头降碳和末端捕碳，过程减碳同样至关重要。“《行动方案》所提出的生物质掺烧、绿氨掺烧和CCUS三种技术路线可以理解为通过增加新介质对煤电的碳排放进行稀释。但从广义上说，围绕煤电机组实际运行工况下节能降碳问题开展的所有改造行为都应视作低碳化改造。比如在新建煤电机组中加载节能降碳、灵活调峰的先进技术，可降低单位发电量的碳排放，目的是实现从源头、过程到末端的全链条煤电绿色生产。”舒彤表示。

随着煤电面临的政策市场环境和自身定位的变化，煤电企业对于“三改”特别是灵活性改造的态度逐渐转变。“从煤电企业的角度来说，‘三改’已经具备了一定的经济性，正逐渐从政策要求向政策和市场双轮驱动的阶段转变。”陶丽表示。

实际上，让煤电机组更灵活，在新能源大发时深度调峰甚至启停，从而降低发电小时数，支撑新能源最大限度地上网，是最高效的低碳路径。当前，煤电机组的灵活性改造仍在推进，机组调峰能力普遍可达到30%~100%。基于煤电定位的转变，煤电年利用小时数逐步下降，当前，煤电利用小时数下降至4300左右，并存在进一步下降的趋势。在新能源占比较高区域，煤电机组长期处于低负荷以及频繁变负荷的运行状态。

一个有关煤耗的数据变化，可深刻反映煤电定位的改变。2023年，全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗302.0克/千瓦时，同比增加1.2克/千瓦时，是改革开放后煤耗逐渐下降趋势中的首次上升。煤电从电量主体逐渐向调节性电源转变后，控制或降低煤耗的难度日渐加大。

“当机组运行负荷长期大幅偏离设计负荷，已经没有必要过度追求机组能耗指标。应重点关注煤电灵活性提升和低碳化改造，从整体减排的角度来看可能效果更好。”陶丽表示。

当前，煤电的可持续经营仍然面临较大压力。2021~2023年，煤电呈现“巨亏”“减亏”“扭亏”三部曲，今年上半年，上市公司财报显示，煤电企业仍存在30%左右的亏损面，企业对煤电盈利信心仍然不足。“吃最差的粮，干最重的活，挣最少的钱”，是煤电人士的自我调侃。

“从收入来看，电价被管制，电量份额受其他电源尤其是新能源冲击，利用率长期低于可研，从支出来看，煤电机组长期参与深度、频繁调峰，增加设备老化和提早失效风险，进一步导致机组运维成本上升。即便可能因为煤价下行、发电量提高等偶然因素局部盈利，但难以走出长期存在的困局。此外，作为资金密集型、技术密集型企业，还面临人员老化、后继乏人的风险。”舒彤表示。

基于煤电在系统中“压舱石”“顶梁柱”的地位和作用，业内人士认为，低碳化改造不宜冒进，应秉持科学的态度，在不影响电力供应安全的前提下进行，确保电力供应的稳定性和可靠性。

“《行动方案》的核心宗旨在于‘探索性’，对每一个技术的选择都是有前提条件的，绝不是普遍地、大面积地去改，一方面要积极引导技术创新，另一方面也要防止‘运动式改造’的发生。”中国电力企业联合会专家委员会副主任委员王志轩表示。

“深入理解《行动方案》所提出的目标，可以看出，相关部门在目标制定方面既明确又有一定的灵活性。首先，年份明确，排放降低目标明确；其次，考虑到低碳化改造需要技术路线的探索和一定的建设周期，所以2025年提的明确目标是首批项目全部开工，并没有提项目全部建成，也没有提具体的低碳化改造和建造项目的规模，这就给低碳改造的试点、示范、推广等留下一定的灵活空间。”张富强表示。

随着电力市场化改革的深入推进，煤电在我国电力市场中发挥了突出作用，已成为“市场化机组”的代名词，因此，煤电在转型过程中也需更加注重利用市场机制来激励和引导。

“一方面，进一步深化电力市场改革，加快推动现货市场健全成熟，完善容量保障机制，充分体现煤电容量备用和能源保供价值，完善旋转备用、快速爬坡等辅助服务市场，以市场化方式促进系统消纳成本由受益方承担，通过合理的价格信号弥补煤电调峰成本，引导企业实施灵活性改造；另一方面，构建适应电力行业发展的碳市场。扩大覆盖行业范围，在市场中体现电力企业减排效益。科学合理制定电力行业碳排放预算，考虑其他行业电能替代带来的行业间碳排放转移问题，不宜过快收紧发电企业配额。建立碳价与电价联动机制。完善煤电价格形成机制，将碳成本计入煤电成本核算，畅通‘电-碳’价格传导链条，促进碳成本在不同行业分摊传导。”黄海威建议。

当前，新一代煤电升级行动要求煤电面向新的产业形态强链补链，以及与新的商业模式共商共融。煤电行业发展新质生产力亟需建立与之相匹配的新型生产关系。

黄海威建议，应从资金支持、煤电贡献指数评价、企业考核机制、项目运营管理等维度，建立健全适应新型电力系统构建、新一代煤电可持续发展的政策保障机制。“比如完善煤电贡献评估方法，从能源保供、减污降碳、系统调节等多个维度，构建完备的煤电贡献率评价体系。规范新一代煤电关键技术标准，完善煤电低碳化改造减排量核算方法，明确煤电机组调峰能力核定准则；健全煤电企业考核机制，在央企投资监管、投资收益、考核评价等政策指标中合理考虑煤电低碳化、灵活性改造成本。设置合理负债率的分类管控目标，提高中央企业煤电投资能力和保供能力等。”黄海威进一步补充道。