煤电是我国电力系统的重要组成部分，发挥了保电力、保电量、保调节的关键作用。在加快绿色化、低碳化的高质量发展大势下，如何推进煤电机组清洁低碳化发展？近日，国家发改委和能源局印发《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。
自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉在接受中国经济时报记者采访时表示，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。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》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的指引。如在内蒙古、新疆等地区风光资源丰富、CO2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建议，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。项目实施过程中，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、埋存环节，来确定项目的规模。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。
黄辉坦言，《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。比如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。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。
“总体来看，未来新型电力系统将是多能互补格局。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。”黄辉分析称，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。
