王凡：“双碳”目标下的煤电使命

　　习近平总书记在中共中央政治局第三十六次集体学习时强调，推动能源革命，要立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破、通盘谋划，传统能源逐步退出必须建立在新能源安全可靠的替代基础上。要坚决控制化石能源消费，尤其是严格合理控制煤炭消费增长，有序减量替代。要把促进新能源和清洁能源发展放在更加突出的位置。党中央为碳达峰碳中和指明了方向。为此，煤电应该责无旁贷地有所担当，并为实现“双碳”目标主动完成自我转型。

　　能源转型过程中煤电应该主动担当

　　基于我国资源禀赋条件，煤炭是能源安全的圧舱石。在当前的电力系统中，煤电则是电源供应和电网安全的压舱石。在能源转型过程中，煤电仍然要发挥对电网安全的“兜底”和对供热供暖的保障压舱石作用，并提高灵活性和可靠性，护航风光新能源的发展。

　　新建机组必须做到高效低碳和有较强的负荷调节能力。随着经济的发展，我们还要新建发电机组，新建机组仍有提效减碳的空间。新建煤电机组原则上应采用超超临界技术，供电煤耗须低于270克标准煤/千瓦时。由中国能源研究会节能减排中心全力推进的、目前最具代表性的国家煤电示范项目——申能淮北平山二期135万千瓦高低位双轴二次再热机组，突破性地采用了高低位双轴布置汽轮机独创技术，使得机组在容量、热力循环参数和缸效等方面均获得了最优化，并且大幅缩短了价格昂贵的主再热蒸汽管道，在结合广义回热、烟气余热梯级综合利用、固体颗粒侵蚀综合防治、FCB技术、广义集中变频一系列成功有效的专项节能技术后，机组额定工况下供电煤耗设计值251克标准煤/千瓦时，并成功实现20%负荷深度调峰。目前，该机组已建成投入商运，运行数据显示机组效率优于设计值，和国内其他投产的二次再热超超临界机组相比，煤耗降低约20克标准煤/千瓦时，低负荷下的煤耗降低值更大。与此同时，我国正在积极推动66万千瓦单轴全高位发电技术工程化示范，纯凝发电净效率力争突破50%，并具有深度调峰至20%超低负荷的调峰能力。

　　在役机组改造要兼顾节能降碳、灵活性、供热“三改联动”。我国在役煤电机组超过11亿千瓦，仅需要改造的亚临界机组就有800多台、容量约3.5亿千瓦。在“双碳”目标下，我们对现有煤电机组节能降碳改造，需要考虑全负荷高效兼具深度调峰能力、长期保效和合理的性价比。随着风光新能源的快速崛起，煤电机组面临低负荷运行乃至深度调峰，机组改造应该兼顾额定工况能耗和部分负荷、包括低负荷下的能耗，做到全负荷高效。关键是汽轮机的设计选型要兼顾全负荷效率，包括挖掘热力系统在低负荷下的节能潜力。华润江苏徐州电厂32万千瓦亚临界机组升级综合改造，通过创新的汽轮机和锅炉改造技术，把机组主蒸汽和再热蒸汽温度均提高到600摄氏度，在此基础上，全面优化热力系统并加载广义回热技术、烟气余热回收利用技术、弹性回热技术和固体颗粒侵蚀综合防治技术等一系列专项节能减排和保效技术，并同步加载深度调峰技术，机组实现大幅提效，供电煤耗较改造前降低约35克标准煤/千瓦时，同时可以实现20%负荷的深度调峰。至此，华润江苏徐州电厂为亚临界机组综合升级改造提供了优选方案。

　　煤电机组改造要解决的几个突出问题

　　国家要求“十四五”期间，煤电节能降耗改造规模不低于3.5亿千瓦、供热改造规模力争达到5000万千瓦、灵活性改造规模1.5亿千瓦，时间紧、任务重，尤其要解决几个突出问题。

　　首先是认识问题。在减碳的压力下，煤电机组要不要改造，值不值得改造，许多企业犹豫不决。这个认识问题不解决，企业就没有改造的动力。必须毫不犹豫地开展对煤电机组的提效减碳改造，我们坚信，就是将来煤电机组燃料改为植物能源，我们也仍然需要高效的、可带基本负荷、具有负荷灵活调节能力的火电机组。

　　企业效益不好，缺乏资金，是影响煤电改造的重要原因。从长远看，必须解决电价的定价机制。电作为一种特殊的社会保障服务类商品，发电企业应参考社会平均利润获得收益，或者让企业在成本上增加合理利润。当前，要鼓励企业用好国家安排的专项改造资金。国家应通过政策倾斜来调动企业使用专项资金的积极性，比如对改造后达标的机组：发电量按供电煤耗进行调度或优先安排延寿审批程序等。

　　煤电改造“一型一策”，方案有别，难以简单复制。操作上宜采取分门别类、典型引路，有序展开。各大电力(能源)集团可挑选数台典型机组先行示范，改造路线和技术交由市场决定，竞争选优，实行市场化运作，优先推荐已经写入国家能源局《全国煤电机组改造升级实施方案》中的“高温亚临界综合升级改造技术”。

　　“高温亚临界综合升级改造技术”是综合解决煤电机组提效减碳、深度调峰、长期保效问题的创新技术。虽然行业对该技术还有不同的理解，但经过实践验证，该技术是目前最好的综合升级改造技术。鼓励采取技术转让方式，由技术持有方与设计和制造单位成立联合体，按改造机组台数收取技术转让费，通过技术转让，提供技术包、软件包、培训包等形式，把机组改造纳入商业化运营。或者采用第三方投资的合同能源管理模式，为避免项目完成后在效益计算上发生分歧，建议采取项目工程验收合格后，对投资方按固定回报方式返还投资本金和收益。

　　煤电自身转型势在必行

　　能源转型过程中，煤电也要主动实现自我转型。“双碳”目标，就要最大限度限制煤炭的使用。发电燃煤不减下来，碳中和目标就很难实现。实际上煤炭用作燃料很可惜，论资源的合理利用，煤炭应该当作化工原料更合适。在新型电力系统构建中，离不开担当基本负荷、具有调节能力的火电机组。利用植物能源发电相当于把植物生长期间吸收的二氧化碳重新释放出来，并不新增加环境中的二氧化碳，被国际上公认为零碳发电。所以用植物能源替代燃煤是火电减碳的必由之路，也是最佳选择。

　　要大力推动在役煤电机组采用植物燃料与煤混烧，直至植物燃料全部替换。和化石燃料相比，生物质的硫、氮和粉尘含量低，利用过程中污染物排放少，其每千瓦时电的排放强度仅18克二氧化碳/千瓦时，比光伏和光热发电还低，是煤电碳排放强度的0.018倍，可实现“近零碳排放”。建立以新能源为主体的新型电力系统，其主体电源除了风光电之外，还应该包括生物质能发电。未来生物质火力发电、风电和太阳能发电三种可再生能源发电，构成为新型电力系统的主体电源，从而可确保我国的电网安全、电力安全、以及风光电的发展和消纳。

　　欧盟国家研发和实践火电厂燃用生物质燃料发电，已积累了20多年的经验。全球已有150多座大容量燃煤电厂燃用生物质发电的实例。位于英格兰约克郡的英国Drax电厂，6台66万千瓦机组，从2020年3月起，已经彻底告别煤电，100%改为植物燃料替代。我国也有大型电厂在研究用植物能源替代燃煤。华能日照电厂燃煤机组也已经完成生物质能掺烧的改造，将于近期投入使用。

　　煤电机组掺烧植物能源，通常需要对锅炉上料系统进行适当改造。掺烧20%植物能源，改造费用约为机组投资额的10%;若改为100%使用植物能源，改造费用约为机组投资额的20%。煤电机组改用植物燃料，既可以减碳，又能充分利用原有设备，不至于造成大量煤电设备的报废和浪费。完成向植物燃料转型将成为“双碳”目标下煤电企业伟大的历史使命。

　　超级芦竹终将替代燃煤

　　过去，电力人士从不敢想像有足够的植物能源替代煤炭。如今，武汉某生物科技公司已经培养出可以替代燃煤的超级芦竹。超级芦竹是以我国本土野生芦竹为母体，采用现代生物育种技术进行科学诱导驯化、组培繁育出的新型高产能源作物。可在荒地、滩涂地、沼泽地、盐碱地等酸碱度为Ph3.5~Ph9的土壤环境生长。一次种植可连续收割15~20年，干生物量达5~10吨/亩/年，约为玉米秸杆的7倍、水稻秸杆的15倍以上。超级芦竹还具有超强的碳汇能力，是森林的25~40倍。目前，已经基本形成了从野生芦竹迁地保护、品种选育、组培快繁、GAP驯化、标准化栽培、能源植物种植到深加工及资源化利用的全产业链。

　　超级芦竹的热值为4000~4500大卡，完全可以用于替代燃煤电厂的燃煤。我国国土辽阔，有边际土地25亿亩、盐碱地15亿亩，利用长江、黄河流域拥有的湿地、滩涂、沿海滩涂、盐碱地、废弃矿区、重金属污染地等边际土地，种植超级芦竹，可以获得足够的植物能源资源。只需要种植4亿亩超级芦竹，就可替代我国目前20亿吨发电用煤。

　　超级芦竹通过绝氧热解，还可以生产氢气和天然气。1吨超级芦竹可生产1180立方米氢气，每立方米成本0.8元，还不到电解水制氢成本的三分之一。1亿亩超级芦竹产氢，便可满足我国2.4亿辆机动车全年的用氢量。1吨超级芦竹可生产336立方米天然气，2亿亩超级芦竹生产天然气，即可满足我国每年3200亿立方米天然气的用量。热解工艺中，大部分的碳存留在副产品生物炭中，生物炭是最好的土地修复材料之一，如果将其用于修复土地，就彻底颠覆了能源生产的概念，能源可以是负碳产业，这将是真正意义上的能源革命。

　　“双碳”目标一定要实现，能源结构必须转型，煤电既要为能源安全保驾护航，更要主动实现自我转型。减碳的方法有千千万万种，种植和开发利用超级芦竹植物能源，是投资少、易推行、改善生态的最佳减碳路线，完全可以实现对燃煤发电机组煤炭的替代。用超级芦竹热解生产氢和甲烷，发展绿色氢能，既是能源生产革命，也会带动能源消费革命，减少和摆脱对传统煤炭、石油、天然气等化石能源的依赖，加快碳中和目标的实现。还会颠覆中东、俄罗斯、甚至美国等石油天然气输出国的供应地位，改变世界地缘政治和地缘经济的格局，从而走出符合国情的生态优先、绿色低碳发展道路，通过能源换道超车，助力我国经济的高速发展，实现中华民族复兴大业。所以，煤电主动转型，为植物能源提供应用场景，将成为实现碳中和的关键，助力民族复兴大业，意义极其深远。

　　本文刊载于《中国电力企业管理》(上旬刊)2022年第6期，作者系中国能源研究会副秘书长、节能减排中心主任