|
徐順智1，2，趙瑞彤1，王孝全3，楊鳳玲1，2，張培華1，2
（1.山西大學資源與環境工程研究所，山西太原030006；2.山西大學國家環境保護煤炭廢棄物資源化高效利用技術重點實驗室，山西太原030006；3.山西國錦煤電有限公司，山西交城030500）
摘要：在加快推動生態文明建設和“碳達峰、碳中和”目標的共同要求下，燃煤發電行業迫切需要進行轉型改革，實現綠色低碳化發展，提升未來在新型電力系統中的競爭力。討論了燃煤發電行業在雙碳背景下進行碳減排面臨的三大挑戰，包括燃煤發電行業傳統設計參數、新能源裝機容量、電力系統安全性。重點闡述了燃煤發電行業實現由提供基荷電源向調節性電源轉變，在新型電力系統中發揮壓艙石和穩定器的作用，保障電力系統供應安全。為解決電力系統穩定性和低碳化發展之間的矛盾，需從多角度分析燃煤發電行業低碳化發展路徑。從發電機組現狀、煤燃料和燃燒、潔凈煤發電技術、碳捕集、碳交易和現貨交易等不同角度剖析了燃煤發電行業在低碳化轉型發展中可采取的路徑，為燃煤發電行業進行低碳減排轉型發展提供不同參考方向，同時在雙碳背景下，將為面臨淘汰困境的燃煤發電行業爭取更多的生存機會。值得注意的是這些低碳轉型發展路徑也需政府有關部門出臺相關政策提供支持，如經常開展政企合作，燃煤發電行業才能盡快實現高效綠色低碳化轉型發展。
0引言
2020年，習近平總書記提出碳達峰和碳中和的發展目標。雙碳目標的落實將對煤電行業產生深刻影響，推動該行業低碳發展。從2021年中國能源消費結構[1]可知，煤炭是能源消費主力，清潔能源僅占25.3%，這與我國富煤貧油少氣的資源稟賦[2]相吻合。由我國能源消費CO2排放情況[3]可知，煤炭和石油是主要的CO2排放源，且煤炭占比最大，達77.45%。煤炭主要用途是燃燒發電，煤電行業是開展碳減排的首要領域[4]。中國煤電裝機容量占世界煤電總裝機容量的1/2以上[5]，因此剖析煤電行業低碳化發展路徑，有利于降低CO2排放。
水力、風力和核能發電是較清潔且對環境影響小的發電手段，但對比成本、地理位置需求、技術成熟度以及發電量占比[6]，火電仍是現階段最普遍發電方式。根據國家能源局發布的2022年全國電力工業統計數據[7]，全國裝機容量約25.64億kW，同比增長7.8%。分析全國發電裝機情況可知，清潔發電裝機容量增長率較高，但新能源具有間歇性和波動性，火電裝機占比仍較大，在電力系統中仍是主力[8]。
在雙碳背景下，諸多學者對煤電行業低碳發展進行了研究，趙春生等[9]從改進煤電機組技術方面展開低碳化研究；毛健雄等[10]總結了國外利用生物質情況，提出煤與生物質摻燒是推動全球煤電低碳轉型的主攻方向；桑樹勛等[11]通過評述碳中和地質技術國內外現狀，提出碳捕集、利用和封存（CCUS）技術是煤炭清潔高效利用的關鍵，促進煤電行業從源頭上降碳。現有研究大多單方面對煤電行業低碳化發展進行研究，缺乏系統性和完整性，筆者通過多角度剖析煤電行業低碳化發展路徑，覆蓋煤電鏈全過程各階段可實施的低碳發展方式。
實現雙碳目標，能源是主戰場，電力是主力軍，火電在電力系統中占比最高。截至2022年底，煤電裝機容量11.2億kW[12]，占火電的85.6%，因此對燃煤發電行業低碳化發展路徑展開多角度剖析，可為該行業低碳化轉型發展提供參考，促進火電行業低碳轉型，為緩解溫室效應提供技術支撐。
1燃煤發電行業在雙碳背景下面臨的問題
改革開放后，煤電成為我國發展的奠基石。隨著雙碳目標提出，該行業迫切需要低碳發展，針對近年來歐洲重啟煤電項目以及雙碳背景下，我國大力發展新能源導致電力系統調頻調峰缺口大的現狀，提出以能源安全為前提，合理開展煤電低碳轉型。
1.1煤電行業傳統設計參數影響減排效率
隨著工業化進程加快，中國成為碳排放大國。目前，碳排放總量在100億t以上[13]，約占世界CO2排放總量的1/3。化石燃料燃燒是最大的人為排放源[14]，其中煤電行業占30%以上[15]。傳統煤電行業鍋爐設計均以追求效率為首要目標，隨著環保和雙碳目標要求提升，對煤電機組節能提效、淘汰落后及達到退役要求的機組，在一定程度上可降低CO2排放量，但碳減排效率較低，遠不及雙碳目標要求。因此需根據實際情況，對煤電機組進行系統優化，構建新型電力系統，向低碳發電方式過渡，改變煤電行業的功能定位，由提供基荷電源向調節性電源轉變[16]，推動雙碳目標實現。
1.2新能源裝機容量對煤電行業的影響
在雙碳背景下，新能源裝機比例越來越高，我國規劃在2030年前，風電和光伏總裝機容量超過12億kW[17]。由于新能源具有波動性和間歇性，需煤電在電力系統中發揮壓艙石和穩定器的作用。在負荷需求低及冬季供熱采取“以熱定電”時，會引發棄風棄光等問題，造成資源極大浪費，主要原因是消納新能源空間不足。因此要提高煤電機組靈活性，如通過深度調峰進行靈活性改造，在負荷需求低時主動降低出力，提升新能源消納空間，降低煤耗，減少CO2排放。
1.3煤電行業低碳轉型對電力系統安全的影響
歐洲于20世紀90年代實現碳達峰，2020年歐盟CO2排放量為27億t，相比1990年下降32.9%[18]，遠超預期目標。截至2020年底，宣布退煤計劃的歐盟國家有15個，煤炭在歐洲能源結構中僅占14%[19]。隨著夏季酷暑來臨，氣溫高升，用電量大漲，干旱導致水力發電量下降，煤炭、石油以及天然氣價格上漲等一系列因素下，電力供不應求，歐洲電網逼近崩潰，許多歐洲國家重啟煤電項目。
2021年9月中旬起，中國多省出現電力短缺、拉閘限電等極端事件，電力供需不平衡是造成該事件的根本原因。據有關部門統計[20]，截至2021年8月底，第一產業用電量660億kWh，第二產業用電量36529億kWh，第三產業用電量9533億kWh，第二產業用電量占據全社會總用電量的2/3以上。在雙碳背景下，新能源裝機比例逐年升高，但新能源發電量在電力系統中占比仍較小。受極端天氣及全球能源危機的影響，我國新能源發電量減少，火力發電積極性降低，發電量增速遠小于用電量，造成供需不平衡。
過度追求新能源清潔低碳性而忽視傳統能源壓艙石和穩定器的作用是造成上述能源危機和拉閘限電的原因之一。因此要在保障電力系統安全供應的條件下，逐步通過優化改造現有煤電機組和大力發展新能源的方式，合理開展煤電行業碳減排。
2不同角度下低碳化路徑分析及減排措施
2.1發電機組
2.1.1存量機組服役現狀及節能提效
歐美等發達國家超50%以上的煤電機組壽命在30~50a[21]，根據美國能源信息署（EIA）在2021年發布的最新數據[22]，75%煤電機組運行壽命在35a以上。而在發展中國家，由于發展投運晚，煤電機組運行壽命普遍較短，如果對其延壽改造將延續較長服役時間。
中國煤電機組集中在2000年后投運[23]，近年來通過新建大容量、高參數機組及采取“上大壓小”方針，逐漸形成裝機600和1000MW為主力的火電系統[24]。在役煤電機組平均服役年限為12a[25]，其中運行年限在10~20a的機組占51%左右[26]，超過30a的機組不足1.1%[27]，機組運行年限遠低于歐美等發達國家。若將機組退役壽命設計為30a，未來10a內，退役煤電機組裝機容量在1億kW左右[28]。存量機組數量多、規模大，且存在碳排放高、慣性低、無功補償等問題[29]，若直接淘汰舊機組發展新機組，高額的替代成本不可估量，該類機組節能延壽降碳改造是實現雙碳目標的重要路徑之一。
煤電機組延壽綜合提效技術，在經濟性和安全性的雙重約束下，對存量機組進行改造，一方面增加機組運行壽命，降低企業更換機組所需額外成本；另一方面評估現存機組壽命，淘汰部分落后機組，提高整體效率，降低煤耗。部分處于額定壽命的優質機組可作為靈活性和備用性機組，降低整體發電小時數。這些優質煤電機組可由在整個電力系統中享受煤電機組支撐服務的其他參與方，如新能源企業，為維持該機組可持續經營提供合理的容量補償費用[30]，既降低煤耗還能拓寬新能源消納空間，最終實現碳減排。
煤電機組節能提效是將機組看成整體，采取技術可行、經濟合理及對環境影響小、社會有益的措施，以提高煤炭利用率，降低單位發電量煤耗[31]。
山西某煤電公司現有2臺300MW亞臨界循環流化床直接空冷供熱機組。通過高背壓供熱改造和供熱適應性改造，充分利用汽輪機乏汽供熱及冷熱再抽汽聯合供熱，最大限度提高資源利用率，有效提升供熱效益。提高熱效率的同時，進一步降低采暖、供電煤耗，供熱期供電煤耗為259.79g/kWh，較非供熱季下降100g/kWh；通過工業園區供汽改造，采用冷再、熱再聯合抽汽方式供汽，實現不同負荷與工業抽汽方式的最佳配合，最大抽汽量達200t/h，年收益最低為4500萬元，提高了供汽經濟性。
2.1.2新增燃煤機組高效發電及深度調峰
1）燃煤高效發電技術。超高參數超超臨界燃煤發電技術，通過技術革新，將機組的蒸汽參數提高至600~700℃，向大容量、高參數發展，以達到提高燃煤發電效率、降低煤耗的目的，但參數不是越高越好，溫度過高發電效率提升不明顯，且機組高溫材料研制易遭遇技術瓶頸；超臨界CO2循環高效燃煤發電技術，采用超臨界CO2代替水作為循環工質，該工質具有臨界點低、密度高和傳熱系數大等優點[32]。布雷頓循環代替朗肯循環作為動力循環，提高了燃煤發電效率，降低碳排放。
2）燃煤機組深度調峰技術。當負荷需求低時，煤電機組通過降低負荷，減少煤耗，提升機組靈活性，促進新能源消納。低負荷條件下能否實現穩燃是該技術面臨的首要問題，國內大部分粉煤爐發電機組僅能在額定負荷40%~50%進行低負荷運行[33]，主要原因為負荷過低，爐膛溫度降低，燃燒工況將不斷惡化。魯鵬飛等[34]利用過、再熱蒸汽加熱省煤器出口爐水和一次風煤粉氣流，加熱工藝流程有串聯和并聯2種，如圖1所示。該工藝提高了省煤器出口爐水及煤粉氣流溫度，在低負荷條件下實現穩燃。深度調峰將負荷降至最低，一方面由于負荷需求低時，現貨市場電價處于較低水平，此時少發電有利于節約煤耗，減少企業虧損；另一方面，煤電降低出力負荷，提升了新能源消納空間，實現煤電-新能源耦合發電，減少CO2排放。
3）循環流化床低負荷運行。山西某煤電公司于2020年完成靈活性切缸改造，充分利用適應性供熱低壓缸靈活性改造優勢，統籌兼顧發電、供熱、深調等各方面要求，通過一系列運行調整手段，將2號機組負荷由深度調峰前215MW降至適應性深度調峰70MW（23%出力），不僅最大程度實現熱電解耦，還實現了調峰收益最大化。2021年，該公司通過深度調峰降低CO2排放量10.8萬t，盈利6623萬元，進一步證明深度調峰降低碳排放的可行性。
2.2煤燃料和燃燒
2.2.1使用替代煤種作為動力煤降低CO2
褐煤、煙煤和無煙煤是我國主要煤種，其中褐煤煤化程度最低，無光澤，顏色大多呈棕色或棕黑色，水分高、揮發分高。已探明的褐煤儲量占全球煤儲量的1/3左右，且褐煤開采難度低，價格僅為煙煤和無煙煤的1/4~1/3[35]。褐煤H/C原子比很高[36]，而碳含量影響CO2排放。張文輝等[37]利用碳排放系數進行測算，在相同條件下，給予3種煤同樣熱量，發現褐煤分別比煙煤和無煙煤減少CO2排放5%、14%，進一步測算可知褐煤僅需脫除42%的CO2，就能達到天然氣排放標準。在雙碳背景下，褐煤更適合作為燃煤電廠動力煤。但褐煤水分高、直接燃燒發熱量低，為提高燃燒效率，需在燃燒前對褐煤進行脫水干燥預處理。若利用外加熱源對其加熱，必然增加成本。美國大河能源公司煤克瑞克電廠利用電廠余熱對褐煤脫水干燥，運行流程[38]如圖2所示，僅利用余熱對褐煤進行干燥，不需外加熱源，還能利用低壓蒸汽生產乙醇，技術經濟優勢明顯，顯著提高燃煤熱量，有利于燃燒發電。
2.2.2生物質與煤混燒技術降低CO2
生物質是繼煤、石油、天然氣之后的第四大能源，還屬于可再生能源，在全世界能源消費中，生物質能源高達10%以上[39]。我國生物質能源豐富，來源廣泛，清潔低碳[40]，是目前最具發展潛力的可再生能源之一。依據來源不同，分為農業生物質、林業生物質、城鎮垃圾和工業廢棄物四大類。利用生物質發電有生物質純燃發電和與煤混燒發電2種形式。
生物質純燃發電技術可實現生物質能源高效利用，顯著降低CO2排放，目前主要包括循環流化床和固定床2種燃燒方式。因循環流化床的燃燒效率和設備強度比固定床高[41]，主要采用循環流化床進行燃燒發電。該技術已基本實現工程示范，但在實際應用中還存在問題：生物質能源具有區域局限性，分布不集中，且能量密度低，體積龐大，壓縮及運輸成本高；生物質硫含量低、堿金屬含量高，燃燒過程中易造成堵塞和腐蝕[42]。從經濟性和實用性角度分析，上述問題限制了純燃生物質電廠規模化發展。
煤與生物質混燒時，稀釋了堿金屬和氯含量，有效解決了鍋爐運行過程中積灰結渣等問題[43]。馬愛玲[44]研究發現生物質與煤混燒比例影響綜合燃燒特性，最終影響發電效率。生物質摻燒比例越大，混合物中揮發分越大，燃盡指數、綜合燃燒特性指數等變大，促進燃燒，實現高效發電，降低CO2排放。目前煤與生物質混燒還存在破碎系統不完善，粒度不均勻，大顆粒生物質易造成管道堵塞，生物質回收市場體系不健全，度電成本過高，市場競爭力下降[45]等問題需解決。
“燃煤+”耦合發電可利用現役煤電機組的高效發電系統和環保集中處理設施，兜底消納秸稈、污泥等固廢，降低耗煤量。山西某煤電公司于2022年3月完成燃煤耦合污泥綜合利用技術改造，可完全兜底消納某市南部及隔壁兩縣生活污水處理廠污泥。由于污泥干化焚燒投資成本高，故采用濕污泥在鍋爐中直接摻燒，工藝流程如圖3所示，首先將脫水后污泥（含水率80%）經汽車轉運至泵房污泥倉內，后經正壓給料機直接送入膏體柱塞泵執行機構中，再通過輸送管道泵送至鍋爐頂部給料口，在鍋爐中焚燒。共設計2臺給料泵，可分別泵送至2臺鍋爐，同時具備相互切換功能，單臺泵最大出力20t/h。
改造前后生產變化見表1，摻燒污泥比例為4.92%時，該公司改造后具備500t/d、15萬t/a的污泥處置能力，實現污泥減量化、穩定化和無害化，但因污泥未經干化，含水率高，導致混合燃料熱值低，為不影響發電及供熱量，原煤樣年均增長0.42萬t。該技術從發電和供熱情況來看，摻燒處理污泥過程中增加了煤耗，但從污泥處理處置角度分析，減少了環境污染，降低了處理成本，節約了能耗，且利用了污泥有機質熱值，進一步優化工藝還可降低煤耗，為碳減排提供發展空間。
燃料靈活性也是火電靈活性的重要組成部分，因此需對生物質混燒技術配套設施進行升級改造，政府或電力市場對生物質混燒出臺補貼政策，刺激煤電-生物質耦合電廠發展，提高可再生能源利用率，降低煤耗，最終減少碳排放。
2.2.3循環流化床富氧燃燒技術捕集CO2
富氧燃燒技術是在氧氣體積分數大于20%的條件下進行燃燒，是目前雙碳背景下最具發展潛力的降碳技術之一[46]。利用該技術提高煙氣中CO2濃度，便于后期對其捕集、利用與封存（CCUS），還能大幅提高燃燒效率[47]。煤與生物質混合后，在循環流化床中富氧燃燒，一方面改善燃料的燃燒特性，有助于混合物穩定燃燒，提高燃燒效率；另一方面相比普通燃燒發電方式，顯著降低污染物排放，是一項清潔的發電技術，但需解決制氧成本高的問題。若將碳捕集與生物質發電耦合（BECCS），既能降低煤耗，發展可再生能源，又能減少CO2排放[48]。董瑞等[49]通過構建模型發現，混燒20%生物質、碳捕集效率達90%的條件下，生物質耦合碳捕集發電系統能實現負排放，為碳中和工作提供參考。
中國科學院工程熱物理研究所從2008年開始進行循環流化床富氧燃燒試驗，完成了從小型試驗臺到中試裝置的建設工作，其中1MW全流程循環流化床富氧燃燒中試裝置為國內熱功率最大、國際氧氣濃度最高的中試裝置，可將煙氣中CO2排放量降至90%以上[50]。
2.3潔凈煤發電技術
2.3.1整體煤氣化聯合循環（IGCC）發電技術
IGCC是結合煤氣化與燃氣輪機發電實現循環的一項清潔、高效和具有前瞻性的潔凈煤發電技術[51]，在CO2排放總量上能達到天然氣排放標準，甚至實現近零排放[52]。IGCC系統主要工藝流程如圖4所示，煤及吸收劑投入氣化爐中生成煤氣，將其凈化后通入燃燒室燃燒，產生高溫燃氣推動燃氣輪機做功發電，乏氣送入余熱鍋爐并與循環水換熱，余熱鍋爐產生的過熱蒸汽推動蒸汽輪機做功發電[53]。
華能天津IGCC電站是中國自主設計和建造的第1座、世界第6座大型IGCC電站[54]，于2012年投產。4a后，該電站配備了國內首套燃燒前CO2捕集裝置，在碳捕集+IGCC領域實現重大技術突破[55]，達到天然氣排放標準，在裝機容量相同的條件下，發電效率高于常規發電機組[56]。
IGCC技術目前還存在一些問題，如機組可用效率低、投資成本高、缺乏整體控制及仿真分析經驗等[57]，仍處于工程示范階段，未來還需加強對IGCC技術的研究，爭取早日投入市場。
2.3.2增壓循環流化床聯合循環（PFBC-CC）發電
PFBC-CC發電是在普通循環流化床的基礎上增壓，耦合蒸汽和燃氣實現聯合循環的一類熱力發電技術[58]。工藝流程為：煤與脫硫劑混合制成水煤漿液，然后泵送至循環流化床燃燒室內，加壓后的空氣經布風板吹入爐膛，燃料被流化后燃燒，同時為了燃燒完全，向燃燒室通入二次風。增壓鍋爐中產生的過熱蒸汽被送至蒸汽輪機做功發電，燃氣輪機的排汽熱量加熱鍋爐給水，完成燃氣輪機的布雷頓循環和蒸汽輪機的朗肯循環，實現聯合發電。全過程處于增壓狀態，不僅提高鍋爐熱效率，還增加汽輪機的功率輸出，降低了CO2壓縮冷卻過程的電能消耗，從而抵消增壓過程的功率消耗[59]。該技術降低了煤耗，CO2排放量為常規燃煤機組的1/10~1/5[60]，是一項減排可觀的潔凈煤發電技術。
我國PFBC-CC技術研究始于20世紀80年代初，經過幾十年探索，基本掌握該技術。在徐州賈汪電廠建立了第1套中試規模的PFBC-CC電站[61]，并實現連續運行，但運行中發現系統可靠性較低、運行不穩定、N2O排放量高、高溫煙氣除塵效果差、燃燒效率低、度電成本高等問題，使該技術停留在中試階段，制約進一步發展。未來要繼續研究PFBC-CC技術，爭取技術突破，實現規模化應用。
2.4碳捕集
碳捕集是利用物理或化學方法分離CO2并濃縮聚集的過程。根據燃燒發電工藝及排放源不同，分為燃燒前捕集、燃燒后捕集和富氧燃燒[62]。燃燒前捕集是指在燃燒前進行脫碳，如煤氣化，降低燃燒后碳排放量，具有CO2易分離及成本低等優點，但技術成熟度低、穩定性差且工藝復雜[63]；燃燒后捕集是將產生的CO2從煙氣道尾部分離出來，不需改造原有裝置，投資成本低，但存在煙氣成分復雜，能耗、捕集成本高等缺點[64]；富氧燃燒是利用高濃度氧氣和部分循環煙氣混合替代空氣，提高煙氣中CO2濃度，便于捕集，但由于制氧成本高，限制了該技術發展。因富氧燃燒及燃燒前捕集技術已在前文介紹，后續主要介紹燃燒后CO2捕集技術。
2.4.1微藻生物煙道氣固碳技術
生物固碳是指利用定向培養的生物，如微藻，吸收煙氣并轉化為生物質，實現CO2向生物質能源轉變[65]，相比其他固碳技術具有綠色、安全、高效以及成本低等優點，且燃煤發電不僅產生CO2，還產生硫氧化物、氮氧化物及重金屬等，煙道氣中的這些物質都是微藻必備的營養源。CHEN等[66]利用電廠煙道氣培養小球藻，發現藻細胞對CO2的最高固定率為0.46g·d/L；黃云等[67]研究發現小球藻、柵藻、微擬球藻等均能在電廠煙氣氛圍下保持較高的生長速率和固碳水平，進一步驗證了微藻生物固碳的可行性。但生物固碳仍處于初級發展階段，還存在一定局限性，如培養微生物的條件苛刻、生物反應器占地大[68]、煙道氣中CO2濃度既影響微藻的生長速率，又影響捕集效率。若能富集煙道氣體，提升CO2濃度，可提高微藻固碳效率，降低煙道氣外排CO2濃度，推動煤電行業碳減排。
2.4.2CCS和CCUS技術
CCS技術即通過碳捕捉技術，將燃煤電廠產生的CO2吸收并分離[69]，再利用碳儲存手段，將其輸送并封存。CCUS與CCS區別在于，CCUS技術需利用捕集和封存的CO2。2021年7月，我國首個百萬噸級CCUS項目———齊魯石化-勝利油田全面建成，每年可減少CO2約100萬t[70]。主要工藝為：利用CCS技術捕集燃煤電廠排放的CO2，將CO2通過管道注入油田中封存，在注入的同時將石油倒逼出來。CCS技術在燃煤電廠中具有極高的應用潛力，但我國CCS技術相比歐美等發達國家起步較晚，雖近些年取得了一定進展，但仍存在技術不成熟，捕獲、運輸及封存成本高，政府配套補貼機制不完善等問題[71]，限制了CCS和CCUS的規模化應用。CCS和CCUS技術減排潛力大[72]，未來會在碳減排領域發揮重要作用。
2.5碳交易和現貨交易
碳交易本質是將碳排放配額作為商品，實行自由交易。各生產企業的初始碳排放配額采用無償分配的方式分配，初始津貼根據單位能力進行分配。WANG等[73]通過構建帶有碳捕集的綜合能源系統（CCT-IES）（圖5），采用生命周期評價（LCA）方法對煤電鏈從開采、運輸及發電過程進行碳排放分析，并建立了免費碳排放權分配配額的計算模型，包括煤炭和天然氣生產碳排放權分配額，該模型是單位時間段供電和供熱量的函數。
為降低CO2實際排放量，采用獎懲階梯式碳交易機制，利用數學手段將傳統碳交易機制劃分為若干子區間，并引入補償和懲罰因子，總結為“高罰低利”，即企業在規定時間內排放的CO2總量大于免費碳配額時，超出部分需要罰款[74]；而排放總量小于免費碳配額時，可對外出售多余碳配額，從中獲益。通過該機制刺激企業進行低碳改革，推動煤電行業實現低碳轉型。我國碳交易市場處于試點建設階段，規則制度有待完善。目前燃煤電廠免費碳配額余量充足，即使維持現有生產技術，仍不會超額排放，因此后期需優化分配策略，嚴控排放指標，引導煤電行業主動進行低碳發展。
我國現貨市場建設初期對于新能源提倡優先消納，只報量不報價，不參與市場競價機制[75]。但隨新能源裝機比例提高，該機制存在破壞電力平衡、新能源與常規能源比例失調等問題。為解決上述問題，陳藝華等[76]提出新能源與火電機組同等參與市場競價：在棄電時啟動發電替代機制，由報價較高的火電機組讓出發電空間給新能源。利用價格機制促使煤電行業開展靈活性改革，實現深度調峰，即在電價低、新能源大發時，機組超低負荷運行，降低發電損失，在保障市場參與方權益的同時，實現新能源的最大化消納，降低碳排放。
2.6其他角度
2.6.1企業
在雙碳背景下，煤電行業探索低碳經濟發展模式可從以下2方面著手：①實行集團化發展，開展煤電聯營，即煤炭開采、運輸和發電一體化發展，降低中間環節成本，為低碳技術開發提供經濟支撐。以晉能控股集團為例，業務包含煤炭開采、加工、運輸和銷售、電力供應、電力設備及器材銷售、工業設備等。在集團化強有力的經濟支柱下，結合“上大壓小”方針，淘汰落后產能，實現區域協調發展，減少原料輸入過程中的污染，從源頭上降低環境影響，實現企業綠色低碳協調發展。②建設低碳循環生態礦山，降低開采過程的碳排放，提高資源利用率，從生產源頭抑制碳排放，為燃煤發電提升減排空間。
2.6.2綜合能源服務
以火電廠為中心構建區域性智慧能源供應體系，傳統能源企業向綜合能源服務轉型已成為能源革命背景下常見發展模式。綜合能源服務主要包含綜合能源和綜合服務，能實現多系統協調優化，提升新能源消納的比例[77]。電力企業從傳統僅涉及發電領域逐漸擴展到綜合能源服務領域，全面推動從源頭到終端的一體化發展模式，提高能源綜合利用率，節能減排。
山西某煤電公司是太原、呂梁、晉中三市電網交匯的電源支撐點，于2019年獲山西省能源局批復，成為該省唯一的綜合能源服務體系試點，承擔太原、清徐、交城的供熱任務和工業園區的供汽服務，為山西綜和改革示范區、交城經濟開發區的能源集約供應發揮重要作用。構建綜合能源體系一方面可控制能源消費總量和碳排放量，提高能源利用率，促進節能減排；另一方面是踐行綠色生產方式，打造近城市端火電融入太原城市發展生態圈的新模式，為煤電大省探索可持續發展的道路，重新定位煤炭在能源供應體系中的地位，助力能源革命。
2021年該公司充分挖掘現有節能技術潛力，降低能耗水平。機組集中供熱降低CO2排放3.5萬t；工業園區供汽降低CO2排放1.1萬t；消化城市污泥減少CO2排放4.5萬t；供熱期利用電鍋爐等可再生能源調峰設備減少CO2排放6.2萬t。
上述結果表明，綜合能源服務既能提高能源利用率，還能降低碳排放，是未來電力行業發展的趨勢，但目前綜合能源服務核心技術的研發還有待完善，未來需要技術突破，爭取早日形成市場規模。
2.6.3煤電機組耦合儲能
儲能是指利用介質或設備儲存能量，需要時再釋放的過程[78]，可協助煤電機組發揮削峰填谷、調頻及容量備用的作用。按儲能原理不同，分為物理、電化學及電磁儲能[79]。
煤電-飛輪儲能耦合。電動機帶動飛輪高速旋轉進行儲能，有負荷需求時，飛輪帶動發電機發電，實現機械能與電能相互轉換，具有儲能密度高、環境污染小[80]、瞬時響應等優點。李本瀚等[81]通過建立煤電機組耦合飛輪儲能參與一次調頻的仿真模型，發現二者耦合能提高機組調頻質量，最大暫態偏差減小29.5%，機組波動性明顯改善。煤電機組耦合飛輪儲能不僅能削峰填谷，提升機組靈活性，擴大新能源消納空間，降低CO2排放，還能發揮調頻、容量補償等輔助服務作用。但飛輪儲能存在自放電率高、制造材料特殊、造價高、能量密度低等缺點[82]。
煤電-壓縮空氣儲能耦合。壓縮空氣儲能是一種大型儲能技術，負荷需求低時，通過壓縮空氣存儲電能；負荷需求高時，放出壓縮后的高壓氣體，經燃燒加熱后，驅動膨脹渦輪機做功發電[83]。王曉露等[84]通過建立火電廠熱電聯產機組與壓縮空氣儲能耦合的新型集成系統，既提高了效率，也提高了熱電比。但該技術在壓縮過程中存在熱散失，蓄能效率較低，需大型儲氣裝置，且滿足一定的地質條件[85]，目前仍處于工程示范建設階段。
煤電-儲熱耦合。可實現鍋爐運行和汽輪機電功率輸出部分解耦，增強機組調峰及熱電解耦的能力[86]。李峻等[87]在鍋爐-汽機熱力系統中嵌入一套外置高溫熔鹽儲熱系統，各工藝閉環獨立運行，可大幅提升火電廠深度調峰能力，使汽機在15%額定負荷下運行。此外，還有混凝土儲熱耦合及亞臨界水儲熱耦合等方案[88]。但儲熱技術存在投資成本高、占地廣、工藝復雜及可靠性低等弊端，實際應用較少。
綜上所述，煤電-儲能耦合可擴大調峰范圍，提升機組靈活性，促進新能源消納，還能提高調頻能力，維持機組運行穩定性，是具有發展潛力的煤電行業低碳化轉型路徑。但因儲能技術還存在局限性，需加強研究，爭取早日推動煤電-儲能耦合投入生產，為煤電行業低碳發展作貢獻。
3結論與建議
煤電行業作為碳排放大戶，對雙碳目標影響顯著，但因其在電力系統中發揮壓艙石和穩定器的作用，保障能源供應安全，仍需保留一定比例，并優化改造，使其清潔低碳化。為解決電力系統穩定性和低碳化發展之間的矛盾，需多角度分析煤電行業低碳化發展路徑。綜合考慮，具體建議如下：
1）對存量機組開展節能提效、機組延壽、靈活性改造及供熱改造，響應“三改聯動”號召，盡快轉變煤電在電力系統的功能定位，保障電力系統供應安全。利用深度調峰、調頻調壓等輔助性措施保障新能源消納空間，推動構建高比例新能源電力系統。
2）對新增機組采取大容量、高參數等燃煤高效發電技術，提升單位煤耗發電量，降低碳排放；同時探索提高調峰深度，解決低負荷燃燒穩定性問題，開發爐、機解離的運行方式和控制系統優化技術，實現停爐不停機的近零深度調峰，提升煤電機組靈活性，協調發展新能源。
3）將褐煤作為動力煤，利用電廠余熱對其預處理，從煤燃料的角度進行碳減排；推動生物質與煤混燒并結合碳捕集和封存（BECCS）技術達到負碳排放，助力實現碳中和目標。
4）改進現貨市場機制下新能源只報量不報價的模式，與火電同等參與市場競價，利用替代及補償機制促進火電給新能源讓出消納空間，降低棄風棄光率，促進能源結構轉型發展。
5）大力推動儲能研發工作，燃煤電廠配備儲能電站，協調深度調峰、調頻調壓技術促進新能源消納，降低煤耗，提高能源利用率，構建新型電力系統。
6）加強政企合作交流，全行業積極向政府主管部門建言獻策，形成政府主導、企業反饋的新格局，為煤電行業低碳轉型發展獲取政策支持。
7）建立綠色低碳金融保障體系，激發煤電行業低碳改革的積極性，營造良性競爭、合作共贏的電力市場環境，為煤電行業低碳轉型發展提供經濟支撐。
 |
