煤電低碳改造需外補內修

　　“雙碳”目標下，煤電低碳化改造是一道必答題。近段時間，國家能源集團天津盤山電廠延壽改造項目引發關注。通過升級改造，兩台俄制超臨界機組變身為國産高效超超臨界機組，不僅機組壽命延長了30年，且供電煤耗大幅降低，供熱能力顯著增強。相比新建煤電機組，對老舊機組延壽升級改造更為經濟高效，這為我國煤電低碳化發展提供了新思路，也讓我們看到了煤電綠色發展的巨大潛力。

　　煤電作為我國電力供應的主體，其地位短期內難以撼動。儘管新能源裝機規模已超煤電，但煤電在發電量、電網高峰負荷支撐及供熱任務上，仍發揮著不可替代的作用。然而，煤電也是我國碳排放的主要來源。我國要實現碳中和、保障能源安全，必須加大資金投入、創新技術，啃下煤電低碳化改造這塊硬骨頭。

　　今年7月，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《煤電低碳化改造建設行動方案(2024—2027年)》，把煤電升級改造推向了新高度。煤電企業通過低碳化改造，履行碳排放合約，將由以前的“選修課”變成不得不做好的“必修課”。根據行動方案，煤電低碳化改造分為三大路徑：前兩大路徑是生物質摻燒和綠氨摻燒，即讓煤電機組從原來只吃煤炭一種“主糧”，轉為補充一定比例的可再生燃料“雜糧”，優化“飲食”結構。另一大路徑是碳捕集利用與封存，即借用附加技術裝置，將煤炭燃燒産生的二氧化碳捕捉起來，並加以工業化轉化利用或埋入地下。三味“藥方”無一例外都是借助煤電之外的力量進行轉型。

　　中長期看，以上三大路徑將是我國煤電深度脫碳的主要路徑，但短期內這些外部技術尚存明顯短板，更多是起到引領示範作用，難以大規模鋪開。

　　生物質摻燒需要大量生物質燃料，但目前我國農業秸稈等資源有限，難以滿足大規模煤電摻燒需求。即使通過發展超級能源植物等方式增加生物質燃料供應量，也需較長時間建立完整産業鏈。相當長時期內，在我國火電廠摻燒生物質強勁需求下，生物質燃料供求都將面臨“僧多粥少”的局面。此外，生物質燃料價格較高，對高能耗電廠來説，成本負擔較重。

　　綠氨摻燒則面臨價格高、運輸安全以及數量有限等問題。在我國大多數地區，目前綠氨很難與生物質燃料競爭。在西北“沙漠、戈壁、荒漠”等缺水地區，新能源資源富集，生物質資源匱乏，綠氨摻燒具備一定可行性，但其全流程經濟性和運作風險仍需進行深入分析和評估。

　　碳捕集利用與封存技術(CCUS)同樣挑戰重重。CCUS一般需要增加20%甚至更多的能耗，且封存成本甚至可能超過煤價本身。此外，每年發電用煤的二氧化碳排放量巨大，如何將這些二氧化碳封存到地下，是一個難以想像的任務。在利用方面，我國工業及民用二氧化碳消耗量非常有限，相對全國煤電碳排放量而言是杯水車薪。

　　面對現階段外部低碳化改造路線的局限性，煤電行業仍需從內部挖潛，通過“內修”實現低碳化發展。實踐證明，煤電機組通過大幅提效和深度調峰等技術改造，能夠顯著降低單位煤耗，從而減少碳排放，降低燃料成本並增加深調收入，從而為下一步全面推廣應用可再生燃料和CCUS創造良好基礎條件。

　　以盤山電廠為例，該廠通過延壽升級改造，使機組供電煤耗降低了14%，供熱能力提高了兩倍以上，實現了經濟效益、社會效益和環境效益的有機結合。再如華潤徐州電廠，通過綜合升級改造，使亞臨界機組達到了超超臨界機組能效水準，並具備長期深度調峰能力。

　　近年來，為推動煤炭清潔高效利用，我國高度重視煤電節能降耗改造工作，全國平均供電煤耗持續下降。從技術角度看，通過內部技術升級降低煤電機組煤耗仍有較大空間，不容忽視。單就煤耗最高的亞臨界機組而言，其規模約佔煤電總裝機容量的三分之一。若能通過技術改造大幅提升其運作效率，將有效緩解煤電行業低碳化改造壓力。

　　煤電低碳化改造是實現“雙碳”目標的關鍵舉措。對於現有煤電機組升級改造，要通過技術創新和迭代升級，向更大幅度的節能目標衝擊。主管部門可通過制定相關政策和標準，提供資金支援和稅收優惠等措施，鼓勵煤電企業繼續攀登節能高峰，在“內修”過關的基礎上，合理有序推進“外補”，最終實現煤電機組深度脫碳。