中电联首席专家陈宗法：政策到位、技术可行、经济合算 做好煤电低碳化改造“必修课”
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◎记者 刘雪
“对于煤电企业而言，低碳化改造已成‘必修课’。”近期，中国电力企业联合会专家委员会首席专家、中国能源研究会理事陈宗法在接受上海证券报记者采访时说。
2023年，我国煤电发电量占总发电量的57.9%。但煤电能否行稳致远，能否部分存续到碳中和阶段，持续发挥“保供应、促消纳、稳系统”的作用，关键在于煤电能否实现清洁低碳转型。
今年7月，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》（下称“行动方案”）提出：到2025年，首批煤电低碳化改造建设项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低20%左右；到2027年，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。
如何确保行动方案提出的目标如期实现？陈宗法认为，煤电企业升级改造的实践证明，只有政策上到位、技术上可行、经济上合算，才能落到实处。煤电低碳化改造建设也不例外，而且其难度更大、代价更高。建议国家、企业、市场、社会吸取过去煤电升级改造的经验教训，协同发力、综合施策，有效推进煤电低碳化改造建设，为2030年后开启碳中和新阶段提供低碳技术支持、推广成果应用。
“三个一点”原则
从政策层面来看，陈宗法建议，进一步细化煤电低碳化改造建设支持政策，增强政策有效性，足以调动满足条件的实施主体甚至社会资本的积极性。
“资金投入是头等大事。”陈宗法建议本着“政府补贴一点，企业承担一点，电价疏导一点”的原则予以解决。
首先，政府补贴一点。建议政府部门可以通过发行超长期特别国债、绿色低碳政府债券、国有资本经营预算、各级政府财政补助等渠道设立“煤电低碳化改造建设专项补助资金”，专款专用，并加强项目统计评估、审计监督。
其次，企业承担一点。尽管煤电企业扭亏为盈时间不长，家底不厚，但承担煤电低碳化改造建设责无旁贷，必须从企业积累、技改投资、银行贷款、债券融资中安排资金推进示范项目，建议国资管理部门将其纳入“三新投入”（科技创新、产业焕新、设备更新），并对其给予考核加分和利润加回。当然，保持煤电企业持续盈利是最有效的解决办法。
最后，电价疏导一点。考虑到煤电已全电量竞价，无法采取价外加价方式解决，相关部门可根据生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存等三种路径降碳的难易程度、投资大小、周期长短，适度提高煤电基准价，以激励实施主体的积极性。
陈宗法介绍，2022年2月，国家将下水煤基准价由535元/吨上调至675元/吨，但并没有相应地将燃煤平均基准度电价格由0.38元提高到0.45元。即使在原基准电价的基础上上浮20%，也抵不过煤炭价格的大幅上涨，导致2021年到2022年煤电巨亏，2023年、2024年6月仍有50%、30%的亏损面。同时，建议国家根据煤电新的战略定位以及“减量减容”的发展趋势，对煤电企业的容量补偿政策尽早到位，并逐步提高容量电价、辅助服务价格在煤电价格体系中的比重。
建设新型煤电 创造多维价值
从企业层面来看，陈宗法建议，企业结合设备、资源、技术、场景以及经营、发展状况综合分析，研究提出煤电“三改联动”（节能降耗改造、供热改造、灵活性改造），特别是低碳化改造建设的可行性方案，建设新型煤电，增强多种功能，创造多维价值。
首先，各发电集团及区域公司高度重视，成立专班精心组织，积极申报并筛选推动。根据行动方案提出的生物质掺烧、绿氨掺烧、CCUS等三种路径，梳理分析存量煤机的数量、类型、分布、煤耗、能效、寿命、技术经济性等基本情况，并紧密结合所在区域的资源禀赋，组织基层电厂抓紧申报切实可行的煤电低碳化改造建设项目。
其次，加大投入与技术创新，开展多技术路线比选，探索差异化的低碳化改造建设路径。
根据近年来的探索实践以及专家评估，生物质掺烧技术相对成熟、成本优势明显，但涉及资源供应、收集半径、选址等方面。绿氨掺烧所在地应具备丰富的可再生能源资源及可靠稳定的绿氨。此举短期内成本高昂，有望在中远期得到推广应用。而CCUS采用化学法、吸附法、膜法等技术分离捕集燃煤锅炉烟气中的二氧化碳，实施高效驱油、制备甲醇等资源化利用，或因地制宜实施地质封存，但存在能耗高、影响发电效率以及应用场景的限制。总体上讲，上述三种技术路线都有一些示范项目，技术经济性都不够成熟，且各有利弊，须加强技术创新应用，抓好工程示范，继续探索降碳效果大、技术经济性好的单一或多种技术路线耦合的改造建设项目。
最后，统筹兼顾、综合平衡、科学决策，寻找煤电企业多重目标与任务的最优解。各发电集团在制定煤电低碳化改造建设实施方案时，要与“三改联动”进行有效对接，打造性能“媲美燃机”的新型煤电，统筹机组升级改造的低碳性、灵活性、安全性、技术性和经济性目标，努力提升机组爬坡速率技术、增加机组启停频率技术，积极采用机组宽负荷高效新技术以及多种低碳发电技术，实现“发电、供热、调峰、备用”的有机统一，发挥“保供应、促消纳、稳系统”的作用。同时，统筹完成煤电增量适度发展、存量升级改造、落后关停备用等多项任务，实现能源保供、清洁转型、经济发展、建设一流等多重目标的最优解。
完善碳价和电价传导机制
从市场层面来看，陈宗法认为，各方应理性看待能源电力价格上涨，共同应对气候变化。
首先，完善碳价和电价传导机制，构建电碳市场协同发展新模式。我国煤电电价上浮有限，上下浮动均不超过20%，导致碳价传导空间受限。随着全国碳市场配额逐步收紧、有偿配额分配引入、碳价不断提高，煤电碳排放成本将大幅上升，在现行煤电价格机制下难以实现有效传导。据测算，在配额有偿分配模式下，碳价涨至100元/吨后，碳排放成本将超过煤电基准价的20%。因此，要抓紧完善碳价和电价传导机制，电力系统生产侧碳成本要向下游传导，通过市场竞价传导到市场化用户，引导全社会节能降碳。
其次，借鉴欧盟和国内试点碳市场经验，建立基于配额的市场调节与储备机制，避免因碳价剧烈波动给煤电企业带来潜在风险。
最后，探索建立煤电容量市场，完善辅助服务市场，深化中长期、现货电能量市场，发展跨区跨省的省间交易市场，实现煤电的容量、电量、调节、环境等多维价值，保障煤电可持续发展。
