“随着我国新能源的快速发展和煤电清洁转型，国内电力行业碳排放强度有明显的下降趋势。扎实推进新型电力系统建设，煤电转型仍然任重道远，需积极探索，稳中求进。”清华大学环境学院教授，中国工程院院士郝吉明在“新型电力系统机制下煤电绿色转型大会”上作主旨报告时表示。

（来源：电联新媒 作者：翁爽）

9月8日上午，2024全球能源转型大会专题会议七“新型电力系统机制下煤电绿色转型大会”在国家能源集团置业昌平中心召开，郝吉明院士针对新型电力系统对于煤电的需求，以及新形势下煤电转型的路径做出了深入分析，从煤电的源头降碳、过程减碳和末端固碳等方面详解煤电绿色转型的技术应用及关键挑战。

今年8月，国家发改委、国家能源局、国家数据局联合发布《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027）》（以下简称“《行动方案》”），以规划建设新型能源体系为总目标，提出加快构建新型电力系统，重点部署开展9项行动，其中涉及煤电的一项重要任务是新一代煤电升级行动，强调以清洁低碳、高效调节、快速变负荷、启停调峰为主线任务，推动煤电机组深度调峰、快速爬坡等高效调节能力进一步提升；应用零碳或低碳燃料掺烧、碳捕集利用与封存等低碳煤电技术路线，促进煤电碳排放水平大幅下降；以合理的政策、市场机制支持煤电机组优化运行方式。

郝吉明表示，煤电绿色转型的现实需求对于煤电清洁化发展提出了许多更为具体的要求，也产生了新的问题，需要针对新一代煤电开展技术创新应用、制定降碳效果核算标准、建立促进煤电转型的市场机制等。

构建新型电力系统对煤电绿色转型提出新要求

2021年3月，中央财经委第九次会议首次提出构建新型电力系统，经过三年多的发展，新型电力系统的内涵不断丰富。2023年8月，在中央深改委会议上，对新型电力系统提出了“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能”的核心要求。

郝吉明表示，相对于传统电力系统，新型电力系统建设重点呈现出四个时代新内涵：一是电源结构新，即电源构成由传统以煤电为主体的电源体系向以新能源发电为主体转变；二是系统形态新，能源电力系统由传统以煤炭消费为主体，逐步转向大比例消纳新能源；三是产业体系新，由传统聚焦能源行业的煤炭开采和利用，逐步转向推动绿氢、绿氨、甲醇等行业大发展；四是体制机制新，电力系统由传统源网二元结构向源网荷储一体化发展。

富煤、贫油、少气是我国基本的能源资源禀赋。郝吉明指出，根据最新统计数据显示，我国煤炭储量约为石油与天然气储量之和的10倍。2023年我国油气对外依存度分别为74%和40%。在我国一次能源消费总量中，煤炭消费总量为31.7亿吨标准煤，占比为55.3%，其中用于燃煤发电的煤炭约占51%，比其他煤炭用途消费量总和还要高。作为电力系统的主力电源，煤炭发电技术成熟，运行可靠，而新能源发电受风光资源不稳定影响，存在间歇性、波动性等问题，设备利用率偏低。2023年，煤电运行小时数是4685小时，并网风电发电运行小时数是2225小时，并网太阳能发电运行小时数是1286小时。2023年全国全口径电力装机容量为29.2亿千瓦，煤电装机容量11.65亿千瓦，占比39.9%。全国全口径发电量9.5亿千瓦时，煤电发电总量5.4万亿千瓦时，占比约57.9%。“也就是说煤电以不到4成的装机，供应了近6成的发电量。因此短期内我国仍将处于煤炭能源时代，煤炭对能源安全的保障不容忽视。”郝吉明指出。

我国已建成全球最大的清洁煤电供应体系，95%以上的煤电机组实现了超低排放，机组煤耗、碳排放及常规污染物排放持续下降。“目前我国煤电常规污染物的年排放总量之和不到150万吨，在发电量约为美国2.5倍的前提下，低于美国煤电污染物的排放总量。”郝吉明表示，“但当前煤电绿色转型面临着新要求和新挑战，需要重点关注机组深度调峰、快速变负荷等运行工况下对烟气污染物排放的影响。”

郝吉明进一步解释道，首先，机组在频繁变负荷过程中，烟气的流量变化明显，脱硫系统响应速度慢，引发脱硫运行能耗偏高；其次，机组在深度调峰运行过程中，脱硝入口烟气温度普遍偏低，脱硝效率下降，氮氧化物的排放浓度升高；第三，目前深度调峰机组普遍存在过量喷氨的现象，而氨逃逸会引发下游空预器的堵塞。

郝吉明建议，要研发智能化的运维工艺，解决烟气脱硫能耗高的问题，实现燃煤机组脱硫环保岛能耗整体下降10%以上；研发宽温脱硝催化剂，解决低负荷脱硝效率下降等问题，力求实现燃煤机组SCR脱硝反应催化剂活性温度区间下降下限小于280摄氏度；研发精准控氨技术，解决非常规污染物氨逃逸严重超标问题，实现氨排放浓度小于2.0mg/Nm3。

记者了解到，以上这些技术研发，在“十四五”国家重点研发计划“大气与土壤地下水污染综合治理专项”中已经进行了相应的布局。

煤电低碳化改造需关注技术经济性问题

在构建新型电力系统的要求下，煤电不仅要灵活，还要低碳。6月24日，国家发改委、国家能源局印发《煤电低碳化改造建设行动方案》，提出了“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、显著低于现役先进煤电机组碳排放水平，为煤电清洁低碳转型探索有益经验。到2027年，煤电低碳发电技术路线进一步拓宽，建造和运行成本显著下降；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，对煤电清洁低碳转型形成较强的引领带动作用”的主要目标。

方案提出了三种改造方式，其一是煤电机组应具备掺烧10%以上的生物质燃料能力；其二是煤电机组应具备掺烧10%以上绿氨的能力；其三是碳捕集利用与封存，采用化学吸收法、变压吸附法、膜处理法等技术，分离捕集燃煤锅炉烟气中的二氧化碳并提纯压缩，因地制宜实施二氧化碳地质封存。“在这三种改造方式中，前两种属于源头减碳，后一种属于末端捕碳，其实还有中间环节不可忽视，即通过三改联动的节能降耗改造来实现过程减碳，这样就形成了从源头、过程到末端的全链条煤电绿色转型方案。”郝吉明指出。

在生物质掺烧方面，郝吉明介绍道，目前生物质参与燃煤发电的技术类别主要有生物质颗粒直接混合燃烧技术、生物质气化间接混合燃烧技术以及并联燃烧技术。其中以生物质颗粒进料直接参与燃烧的技术既可依托已有的煤粉制造和输运系统，也可新建生物质燃料制备燃烧系统。生物质气化技术则必须新建生物质气化炉，以气体的形式参与燃煤锅炉的燃烧改造。并联燃烧技术是指新建生物质锅炉产生的蒸汽并入燃煤锅炉原有的蒸汽系统。“然而这种方式不涉及生物质混合燃烧过程，无法利用煤粉炉的高热效率特点，因此是否算作生物质掺烧，仍需要进一步论证。从燃料替代量计量角度来看，生物质气化技术的燃料替代可以实现计量，而生物质制粉掺烧技术目前还做不到。另外气化技术对燃煤锅炉的影响小，原料适应性广，但是投资高，利用率低，制粉掺烧技术对锅炉系统影响大，入炉的原料要求严格，但其投资低，利用率高。”郝吉明表示。

“综合来看，煤电机组掺烧生物质需要关注的主要问题一是安全环保，二是技术成熟度，三是生物质掺烧量，四是发电成本，五是生物质原料收集运输及储存等方面问题。其中生物质掺烧发电成本偏高以及生物质燃料稳定持续供应难是制约其快速推广的关键因素。如果对燃煤电厂进行百分之百的生物质掺烧改造，是否可行？我认为目前还不具备条件。”郝吉明总结道。

在绿氨掺烧方面，郝吉明认为需要重点关注以下几方面问题。一是氨燃烧不充分，易造成氨逃逸；二是氨的储存与供应问题。液氨被视为电厂的危险化学品及重大危险源，液氨掺烧与SCR（脱硝工艺）相比，对氨的消耗量增加100倍以上，以2×660兆瓦燃煤电厂掺烧10％的液氨来计算，对液氨的年消耗约23万吨，全国每年燃煤电厂大约需要1.6亿吨氨，绿氨产能能否满足？三是绿氨掺烧的经济性和可持续性。当电价跌至0.15元/千瓦时的时候，绿氨价格约为3000元/吨，仍是煤炭价格的3~4倍。对于电厂而言经济效益是否可承受？此外，还要关注掺烧过程中高氮氧化物排放是否能控制在超低排放水平。

碳捕集利用与封存是煤电机组碳减排的最后一环。该技术为重工业、能源生产等高碳排放产业提供了一种减排新路径，为传统产业低碳转型提供了技术保障。

郝吉明表示，碳捕集是整个CCS流程的起点，捕集技术可分为燃烧后捕集、燃烧前捕集和富氧燃烧捕集。由于能源系统与二氧化碳分离过程的集成方式较为简单，燃烧后捕集的技术相对成熟，可用于大部分火电厂、水泥厂和钢铁厂的脱碳改造；在利用环节，驱油利用是二氧化碳利用的一大方向，将二氧化碳注入油层保持地层压力，可驱替原油到采油井，并借助二氧化碳自身特性提高原油采收率的技术。但原油地质条件的复杂性，是驱油技术标准化和大规模应用的难点。

在封存环节，根据地质封存体的不同，分为陆上咸水层封存、海底咸水层封存、枯竭油气田封存等。在所有封存类型中，深部咸水层的地质结构具有良好的密闭性，在地质封存中占据主导位置，其理论可封存容积巨大。全球陆地二氧化碳理论封存容量为6-42万亿吨，海底理论封存容量为2-13万亿吨，中国二氧化碳理论地质封存容量为1-4万亿吨。“尤其在中国西北部盆地，可开发的封存容量相当可观，但我国大规模碳排放主要位于东部沿海，源汇分布空间不匹配将带来高昂的运输和储存成本，极大地限制了中国潜在二氧化碳封存容量的利用。”郝吉明表示。

郝吉明强调，投资成本高，能耗大，仍然是CCS广泛应用的主要障碍。以目前国内煤电企业50万吨/年的CCS投资运行费用水平估算，其投资约为4.2亿，年均运行单位成本约220元/吨二氧化碳，对煤电企业来说是一个比较大的经济负担，同时，二氧化碳的捕集和封存过程需要消耗大量的能源，对于以低碳为目标的行业来说，是一个必须要解决的矛盾，需要通过谋划布局一系列低成本的示范工程，来促进CCS技术的应用。“目前国内外已建成了少量在运的CCS工程项目，建议进一步优化技术经济指标，并拓展捕集碳的处置利用途径。”郝吉明表示。