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          減排指標持續加碼,煤電怎么辦?

          中國能源報發布時間:2022-04-19 11:23:52  作者:趙紫原

            除了要打好保供這場“硬仗”,煤電行業還要面對日漸趨嚴的環保監管。3月下旬,國家能源局批準發布的《火電廠煙氣二氧化碳排放連續監測技術規范》正式實施,進一步完善了發電行業碳排放監測核算技術體系,填補了我國發電領域碳排放連續監測行業標準空白。

            據中電聯統計,早在2017年,全國6000千瓦及以上火電廠平均供電標準煤耗就達到309克/千瓦時(折算成機組凈效率約為39.8%),煤電機組供電煤耗指標持續處于世界先進水平;全國單位火電發電量二氧化碳排放約844克/千瓦時,近年來變化趨于穩定。中電聯報告指出,通過技術減排措施進一步減少溫室氣體排放的空間有限。

            “排放指標一再趨嚴,讓煤電減排難上加難”“發電企業環保壓力與日俱增”……近日,不少燃煤發電企業向記者坦言,通過技術措施進一步減少溫室氣體排放的挖潛空間有限。在降碳目標下,煤電亟需升級換擋。

            監管持續趨嚴

            盡管煤電機組排放的煙塵、二氧化硫、氮氧化物等常規污染物與燃氣電廠排放水平相當,處于世界領先水平,但煤電企業仍面臨著越來越嚴格的環保監管。

            “今年7月1日起,江蘇燃煤電廠將實施新排放標準,其限值評判標準規定為小時濃度。相比之下,美國為30天滾動平均值,歐盟也為月均值。”江蘇省某發電企業工作人員告訴記者,不僅如此,當前燃煤機組深度調峰已成常態,環保負擔只增不減,“低負荷下環保設備處于非正常運行狀態,導致污染物超標排放,從而對企業合規經營造成不利影響。”

            “我所在的電廠環保投入已接近2億元,換算成度電成本大約在0.03元/千瓦時左右,環保電價0.05元/千瓦時尚能覆蓋。但在很多欠發達地區,環保電價只有0.03元/千瓦時左右,只能覆蓋部分成本,其余需地方政府用基礎電量補貼,但若煤價一高,負擔反而更重了。還有部分地區已經沒有環保電價了,完全依托電力市場的交易價格,這樣一來電廠的環保投入就成了純支出。”上述發電企業工作人員向記者進一步解釋。

            采訪中記者了解到,目前尚無成熟技術支撐煤電環保成本進一步下降。雪上加霜的是,現行政策要求機組在任何運行負荷狀態下的氮氧化物排放濃度都要滿足標準,包括非正常工況,但目前的技術根本無法實現。“發電企業為長期達標只能犧牲設備壽命,導致環保設備長期超負荷運行。”山西某發電企業工作人員對記者說。

            除了對氮氧化物這類常規污染物排放的監管日趨嚴格,政府也高度重視非常規污染物的排放。“燃煤電廠不僅要控制好常規污染物,還需要研究汞及其化合物等重金屬,以及三氧化硫等可凝結顆粒物的排放,但相關減排技術仍處于空白狀態。”上述江蘇發電企業工作人員說。

            現有降碳方案經濟性短板突出

            據介紹,當前,煤電行業對常規污染物的處理工藝已經成熟,但對二氧化碳尚無經濟控排之策。

            去年11月,國家發改委、國家能源局出臺《全國煤電機組改造升級實施方案》,推動煤電行業實施節能降耗改造、供熱改造和靈活性改造“三改聯動”。然而據記者了解,這僅是火電降碳的“入門級”技術,遠不能滿足電力系統“零碳”排放目標需要。

            目前,業內正將“高階降碳技術”瞄向CCUS(碳捕獲、利用與封存)技術。“束手無策。”談及這一技術,不少發電企業工作人員向記者坦言,受制于成本高昂、技術不成熟,當前CCUS仍處于示范階段,并不能滿足煤電大規模碳減排的現實需要。

            中國能源研究會理事陳宗法指出,在現有技術條件下,我國CCUS技術成本約在500元-1000元/噸二氧化碳,度電增加成本0.26元-0.4元,能耗水平增加14%-25%。此外,還需要規避地質封存時泄漏的風險。

            上述山西省發電企業工作人員對此表示贊同,目前,國家層面尚未明晰火電降碳路徑,降碳技術研發各自為政。同時,我國對發電行業的要求已經較為嚴格,節能空間逐步縮小,碳減排潛力挖掘難度大。“雖然相關學者進行了低碳技術的研究,但目前先進技術的能耗與成本仍較高,尚難以大規模推廣應用。”

            陳宗法進一步指出,煤電長期低負荷運行,造成設備損耗增加。環保政策日益嚴苛,需對機組進行超低排放改造,這將增加CCUS技術開發和裝置投入。隨著碳市場啟動運行,在碳排放配額約束、碳價逐年上升的大背景下,碳市場履約成本也將持續上升。

            變被動為主動探索增值路徑

            一頭是環保,一頭是效益,發電企業該如何主動求變,在兩者之間找到平衡?

            采訪中記者了解到,當前,發展綜合業務已成共識。“煤電企業應根據用戶多樣化需求,結合機組實際能力,提供冷、熱、氣、用能管理等多元化的綜合能源服務。以傳統發電業務為中心,結合周邊用戶的采暖、工業蒸汽、壓縮空氣等其他用能需求,進一步拓展能源供應市場。”上述江蘇省發電企業工作人員說,同時也要進行數字化轉型,提升煤電安全智能水平。

            發電企業參與碳市場也應變被動為主動。“積極建立健全碳排放管理體系,研究技術節能的途徑,加強能力建設和人才儲備,將低碳發展理念切實融入到企業發展中。同時,關注碳債券、碳質押、碳借貸、碳托管、碳期貨等碳金融形式,探索不同的碳資產保值增值途徑。”上述山西發電企業工作人員說。

            “生態環境部首選電力行業執行碳排放配額制度,煤電企業在作出投資或改造決策時就應更多關注碳排放成本、現行碳價及未來走勢。同時,建議政府推出煤電新政,建立容量市場與兩部制電價機制,完善煤電逐步退出的公平、長效機制。”陳宗法進一步指出。

            另有業內人士建議,應明確煤電降碳目標,推動上下游產業鏈深度融合,同時要完善政策激勵機制,“如從設備補貼、電價制度、碳市場交易等方面給予支持或鼓勵,為降碳技術研發提供堅實保障。”(記者 趙紫原)

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