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煤电是我国主要的发电形式，占比39.3%，同时也是我国碳排放的最大渠道，约占全国碳排放总量的40%。
近年来，我国一直推动电力行业的绿色低碳转型，并取得了显著成效。但由于可再生能源电力的随机性和波动性特点，使得煤电在一段时期内仍需扮演能源安全兜底保障的重要角色。
为进一步加大煤电领域的脱碳力度，国家发改委、国家能源局于上月印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》的通知。明确了煤电机组降碳的三种路径：生物质掺烧、绿氨掺烧还有碳捕集利用与封存。
生物质掺烧
生物质掺烧是指在传统燃煤发电过程，采用生物质燃料替代部分燃煤，又称农林生物质与燃煤耦合发电、农林生物质与燃煤混燃发电。
在降碳方面，生物质能源多来自树木、植物作为有机物，在燃烧过程会产生碳排放，但由于植物的培育过程也会吸收CO2，理论上植物生长吸收的CO2几乎等量于燃烧释放的CO2，因此生物质掺烧技术可以间接实现零碳排放。
从技术路线来看，煤电领域的生物质掺烧技术分为以下三种技术路线。
1. 直接混合燃烧：
直接混合燃烧是在燃烧侧实现混烧，要求将生物质燃料预先处理成可以和煤粉混烧的状态，然后直接送入炉膛实现混烧。
2.间接混合燃烧
通过生物质汽化炉将生物质燃料气化为生物质煤气，然后喷入煤粉炉中实现混烧。
3.并联燃烧
在蒸汽侧通过单独的纯燃生物质锅炉实现混烧，共用汽轮机实现发电。
这三种技术路线中，直接混合燃烧无需大规模技术改造与投资，运营成本低，是目前应用最广泛的生物质掺烧技术，该技术的缺点是燃料限制，基本只能采用木质原料。间接混合燃烧和并联燃烧技术仍不够成熟，且需要进行大规模技术改造，投资成本高，但这两种技术的燃料选择更多，例如秸秆、柴禾、稻草、锯末、树枝、树叶、花生壳等。预计我国煤电领域的生物质掺烧技术在短期内仍将以低成本的直接混合燃烧技术为主，中期将逐渐过渡技术相对成熟，技改难度与成本相对较小的间接混合燃烧技术。
在燃料供应方面，目前多数煤电领域的生物质掺烧项目使用的原料为木粉、木粒等木质原料，因为木质原料热值高、运输便利，是直接混合燃烧技术的理想燃料。但是我国禁止天然林商业采伐，木材资源需要从国外大量进口，无法保证煤电项目的大规模燃料供应。为改变这一情况，一些煤电项目开始尝试采用以秸秆、稻草等燃料的间接混合燃烧技术，但由于秸秆、稻草产地局限和运输成本问题，该路线的选址难度大。
在燃料成本方面，如果采用生物质直接混合燃烧技术，煤电项目燃料成本将低于传统的煤炭燃料。主流的热值6000大卡的煤粉价格约为1100元/吨，而热值4100大卡木粉市场价约620元/吨，价差约20%，因此煤电项目对于直接混合燃烧技术的接受度很高。如果改用间接混合燃烧技术和秸秆压块燃料，秸秆压块燃料热值约3500大卡，成本约650～700元/吨，换算为同等热值后的燃料成本为1114～1200元/吨，略高于传统的煤炭燃料。如今农业废弃物综合利用率已成为我国乡村振兴评价指标体系构建的主要指标之一，随着利用渠道的增加，秸秆等生物质燃料价格预计将持续上涨，事实上，在鲁西南和皖北地区，部分生物质存量项目已经出现燃料紧张甚至是哄抢现象。
生物质掺烧技术具有明显的成本优势，但生物质资源的先天属性使其在收、储、运等多个环节都受到限制，所以采用生物质掺烧技术的煤电项目面临很大的选址难题，这将严重限制行业的发展规模。
绿氨掺烧
绿氨掺烧是指在传统燃煤发电过程，采用可再生能源制取的绿氨燃料替代部分燃煤进行发电。
在降碳方面，绿氨是由氢气和空气中氮气催化合成，如果氢气来源于电解水等可再生能源，则全过程都不会产生碳排放。不过绿氨虽然不含碳元素，但燃烧时产生的一氧化二氮对全球变暖的影响是二氧化碳的 200 倍以上，因此需要配备专门的捕集、回收工艺。
在技术方面，氨燃点高，且燃烧缓慢，容易断火，为实现可控点火和稳定高温燃烧，需要配备专用于混氨燃烧模式的燃烧器，技术要求高。目前我国的混氨燃烧技术正走在世界前列，最大混氨比例为35%，初步具备了商业应用可行性。
来源：国家能源集团混氨燃烧器
在燃料供应方面，近年来绿氨作为绿氢消化渠道得到了快速发展，目前已规划绿氨项目共94个，总规划产能约1733.75万吨。不过目前大多数项目处于早期阶段，能够有效落地的产能并不多，短期内或将面临供应缺口。
在成本方面，绿氨掺烧技术改造成本相对较低，但燃料成本高昂。据测算，当度电成本在0.3元/kW·h时，绿氨制造成本约为5409元/吨，该价格是煤粉价格的5倍。并且氨的热值也略低于煤，如果单纯考虑经济效益，现阶段绿氨掺烧模式完全不具备市场可行性。不过由于光伏、风电产业的发展，可再生能源发电成本逐年降低，因此绿氨有很大的降本空间，理论上当电价跌至0.15元/kW·h时，绿氨价格约为3000元/吨。
绿氨掺烧成本高昂，会大幅提高煤电项目的发电成本，短期内商用价值很低。不过绿氨未来降价空间较大，随着技术进步和政策支持，绿氨掺烧技术有望在未来得到更广泛的应用和推广。
碳捕集利用与封存
碳捕集利用与封存又称为CCUS，是指对燃煤发电过程排放的二氧化碳进行捕集，提纯后再利用或封存入地下。
降碳方面，碳捕集通过物理（压缩与液化、吸附）和化学方法（使用化学溶剂吸收）对工业生产过程中产生的CO₂源进行分离，目前最先进的工业碳捕集技术的捕集效率可以达到95%到99%，大多数煤电项目的二氧化碳捕集率已超90%。
技术路线方面，按捕集阶段可分为燃烧前碳捕集、燃烧中碳捕集及燃烧后碳捕集三种技术阶段，包含十余种技术路线。其中燃烧后捕集技术是指从燃烧设备（锅炉、燃气机等）化石燃料燃烧的烟气中对CO2进行选择性捕集，技术相对成熟和简单，不需要大面积技术改造，也不会影响煤电项目原本的结构和能源利用方式，因此应用最为广泛，但同时该技术也存在CO2分压较低、捕集过程能耗高等问题。理论上来说燃烧前和燃烧中捕集技术在能耗和成本方面更有优势，是煤电领域碳捕集的发展方向，但这两种技术的技改难度很大，一般只适用于新建锅炉，而我国燃煤发电机组已基本饱和，所以这实施这两项技术的机会很少。
胺溶剂化学吸收法是煤电项目使用最多的碳捕集技术，其原理是通过有机胺溶液选择性吸收、分离燃煤锅炉烟气中的CO2，由于CO2溶解度随压力而改变，温度越低，压力越高，溶剂对CO2吸收效果就越好，在运行过程需要升压，因此能耗较高。
胺溶剂化学吸收法工艺流程
成本方面，国际煤电领域的碳捕集成本为686～1280元/吨，而我国煤电领域的碳捕集成本为200～600元/吨，在国际市场上处于较低水平。按照一吨标煤燃烧排放二氧化碳为2.66～2.72吨，燃煤的碳捕集成本为532～1632元/吨。按照煤粉价格1100元/吨换算，使用碳捕集技术的煤电项目燃料成本为1632～2732元/吨，该成本高于生物质混合掺烧技术，低于绿氨掺烧技术。同时，碳捕集的CO2应用广泛，具有较高经济价值，例如提纯后制成干冰用于食品保鲜等。这可以在一定程度上弥补碳捕集成本。
目前煤电领域应用最广的胺溶剂化学吸收法并非最优解，理论上，燃烧前和燃烧中捕集技术在能耗和成本方面相对更有优势，是未来煤电领域碳捕集的发展方向。但这两种技术的技改难度很大，一般只适用于新建锅炉，而我国燃煤发电机组已基本饱和，所以这实施这两项技术的机会很少。
结语
通过对比可以发现，对于煤电行业而言，生物质掺烧技术路线成本最低，是现阶段最优先的降碳路线，不过该路线需要配备就近且稳定的生物质燃料供给源，因此符合选址条件的项目数量有限。在其余两种方案中，碳捕集技术路线更具成本优势，可行性更高，绿氨掺烧技术路线受绿氨制造成本影响，在短期和中期内，没有竞争优势。
（通讯录）
