文／周晓竺 赵子健 

　　作为电力系统的基荷，煤电的碳排放占全国碳排放的比重超过40%，其低碳清洁化改造对于构建新型能源体系、实现“双碳”目标至关重要。 

　　2024年6月，国家发展改革委、国家能源局出台了《煤电低碳化改造建设行动方案（2024～2027年）》（以下简称《行动方案》），明确了以生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存为煤电改造和建设的方式。同时，国家能源局表示，下一步将继续鼓励利用资金支持、绿色金融保险等多渠道引导煤电在实现“双碳”目标过程中发挥更大作用。 

　　同时，今年7月，国家发展改革委印发关于全面推动基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）项目常态化发行的通知，首次将燃煤发电项目纳入REITs申报范围，这也成为金融支持煤电转型的创新举措。目前，尽管绿氨掺烧和生物质掺烧技术已基本成熟，但经济性问题仍是其推广的主要障碍，此次基础设施领域REITs首次纳入燃煤发电项目，不仅为煤电转型赋能，还能够助力可再生能源发展。 

　　结合近期多份政策文件要求，不难看出，只有政策上到位、技术上可行、经济上合算，才能将煤电的低碳化改造落到实处。 

　　原料供应是生物质掺烧的关键 

　　《行动方案》明确要求，生物质掺烧项目所在地应具备长期稳定可获得的农林废弃物、沙生植物、能源植物等生物质资源。我国生物质资源年产总量约为45.3亿吨。其中，能够制成生物质燃料或成型燃料的农林废弃物约为11.9亿吨，主要包括约7.9亿吨的农业废弃物（以秸秆为主）和约3.4亿吨的林业废弃物。 

　　截至2023年底，生物质发电全国并网装机容量约4414万千瓦，年发电量约1980亿千瓦时。其中农林生物质发电装机容量1688万千瓦，年发电量约为550亿千瓦时。当前农林生物质发电的燃料以秸秆等农业废弃物为主，项目主要集中在农业资源丰富且易于运输和储存的黄河中下游、长江中下游和东北地区，在南部沿海地区有部分分布，而在西南地区和内蒙古、宁夏、甘肃、新疆、青海等地分布很少。 

　　煤电生物质掺烧有三种主要的技术路线，分别是生物质制粉直接掺烧、生物质气化后间接掺烧和生物质锅炉与燃煤锅炉并联耦合发电。以一台30万千瓦的煤电机组为例，不论采用哪种生物质掺烧技术，10%的掺烧比例都相当于需要生物质提供3万千瓦的功率。我国目前的纯生物质发电机组的装机容量通常为2万～3万千瓦，煤电掺烧10%生物质燃料类似于并联一座3万千瓦的生物质机组。 

　　以华中地区某装机容量3万千瓦的生物质电厂为例，其日均处理农林废弃物的能力为1000吨左右，燃料成本主要来自秸秆收运费用，均价为320元/吨，也就是说这样一座电厂每年需要生物质30多万吨，燃料费用超过9000万元。对比该地区30万千瓦的煤电机组，10%的燃料成本约为3300万元，远低于掺烧生物质所需的燃料成本。 

　　从经济性来看，燃料收集半径对生物质发电的经济性影响很大，根据测算，运输距离超过50千米，经济性会显著降低。因此，早在2010年国家发展改革委《关于生物质发电项目建设管理的通知》就明确规定，原则上每个县或100千米半径范围内不得重复布置生物质发电厂，且装机容量应与资源量匹配，一般不超过3万千瓦。农林废弃物丰富的地区往往已经部署了相当数量的生物质机组，并且已有原料竞争的现象存在，部分机组因原料供应和经济性问题而不得不选择进行“自主检修”。如果要对这些区域的煤电机组进行生物质掺烧改造，当地的生物质原料供应很可能出现缺口。此外，对于煤电企业而言，生物质的收储运等环节都面临障碍，叠加生物质燃料本身的季节性，可能无法形成稳定供给。 

　　我国30万千瓦以上的火电机组总装机容量约为10亿千瓦，假设对其中的十分之一进行生物质掺烧改造，以掺烧热量比例10%计算，则可折算为1000万千瓦生物质发电装机容量，消耗生物质燃料的能力达到1亿吨，替代电煤的潜力达到0.6亿吨标准煤。长期来看改造潜力显著，但项目经济性和项目点选择的挑战并存。改造项目既要落在农林资源丰富的地区，又要避免和已有的生物质机组争抢资源，亟需区域乃至国家层面的统筹规划。 

　　绿氨掺烧将带动可再生能源消纳 

　　在绿氨掺烧方面，根据《行动方案》，利用风电、太阳能发电等可再生能源富余电力，通过电解水制绿氢并合成绿氨，实施燃煤机组掺烧绿氨发电，替代部分燃煤。改建后，煤电机组应具备掺烧10%以上绿氨能力。 

　　氨作为一种体积能量密度较高的燃料，其燃烧的产物主要为水、氮气和氮氧化物，其中氮氧化物基本可以通过传统的脱硝技术处理。因此，煤电机组掺绿氨燃烧可有效降低煤炭消费，减少碳排放。 

　　我国在氨能源化利用方面起步较晚，但对煤电机组燃烧器和供氨系统改造的研发迅速。目前，国家能源集团完成了国际首次4万千瓦燃煤锅炉35%掺氨燃烧中试验证；安徽能源集团完成了30万千瓦燃煤机组多工况掺氨燃烧运行，掺氨比例达10%～35%，最大掺氨量大于每小时21吨，氨燃尽率达到99.99%；中国神华广东台山电厂60万千瓦煤电机组成功实施高负荷发电工况下煤炭掺氨燃烧试验。总体而言，国内在煤电掺氨燃烧技术上走在国际前沿，掺氨燃烧在技术上已具备一定的可行性。 

　　在氨燃料供应方面，我国合成氨产量常年保持在5000万吨以上，以煤制为主、天然气为辅，当煤炭价格为800元/吨时，煤制合成氨成本为2200元/吨左右。 

　　“双碳”背景下，国内绿氨行业近年来加速发展，国家发展改革委等部门印发的《合成氨行业节能降碳专项行动计划》提出：推动以可再生能源替代煤制氢，提高绿氢利用比例；引导合成氨企业通过购买绿电绿证等方式，逐步实现高比例绿电使用。 

　　据《中国氢能发展报告（2023）》显示，全国规划中的绿氢项目超过380个，其中已建和在建的产能超过90万吨，主要集中在内蒙古、新疆、吉林等地区。相对应的绿氨产能在理论上达到约500万吨。 

　　绿氢制取成本是制备绿氨行业发展的关键，用电成本占制氢成本的60%以上。2023年全国绿氢制取的平均成本为34000元/吨，对应的绿氨成本约为6200元/吨，是同等热值长协煤（5500大卡）价格的近11倍，是灰氨成本的约3倍。 

　　近日，致力于推动全球清洁氢能市场发展的组织H2Global Foundation公布的德国氢衍生物进口计划下首个绿氨合同的初步竞标结果显示，中标的绿氨吨价约为811欧元（约合6400元人民币），是国内煤制氨成本的3倍左右。一台60万千瓦的煤电机组，如果掺烧10%的绿氨，每年对绿氨的需求接近13万吨，会导致发电燃料成本几乎翻倍，但同时可带动10亿千瓦时的可再生能源消纳。 

　　虽然绿氨的制取成本在短期内难以快速下降，但在长期将极大拓宽风光资源丰富地区的可再生能源利用场景。《行动方案》就提出在“沙漠、戈壁、荒漠地区大型风电光伏基地配套煤电项目率先实施绿氨掺烧示范”。 

　　西北地区作为我国重要的能源生产基地，拥有丰富的可再生能源及大量的煤电装机，具备煤电掺氨燃烧试点的天然优势。2022年，西北五省份风电光伏装机容量达到16217万千瓦，占全国风电光伏装机总量的21.4%；火电装机容量18014万千瓦，占全国火电装机总量的13.5%。利用西北地区富余的新能源电量制氢再合成绿氨进行掺烧可以极大降低运输成本，余量还可输送至全国各地，既能提高西北新能源就地消纳水平，降低弃风弃光率，又能带动西北地区相关产业链发展，推动其经济高质量绿色转型，对促进全国能源结构转型、增强电力系统调峰能力也将起到关键作用。 

　　西北地区各省份资源禀赋有一定差异，其电网电源结构特性不同，电力电量平衡总体也呈季节性变化。以陕西和青海为例：夏季，青海进入丰水期，水电富余，向陕西外送清洁能源可满足陕西夏季电量缺口问题，同时提升青海清洁能源消纳水平及陕西清洁能源消纳占比；冬季，青海进入枯水期，陕西煤电在冬季利用时间长，可以弥补青海冬季的用电缺口。两省也签订了中长期电能互济框架协议。煤电掺氨燃烧给西北地区能源合作带来了更大的空间，对于促进区域能源的互济共享、实现资源的优势互补，畅通能源市场循环、能源产业循环、经济社会循环具有重要意义。 

　　煤电低碳化发展还需金融助力 

　　传统电力企业普遍面临资产负债率高的挑战，而转型所需的信贷和债务融资都会进一步提升企业的资产负债率。相比之下，基础设施REITs融资成本更低，并且具有改善财务指标的优势。项目企业则可以利用募集资金置换已有负债，从而降低企业的资产负债率；或在不增加债务杠杆的情况下，利用资金开展新的（转型）项目。 

　　现有的转型金融产品，包括信贷和债券，存续期以三年居多（少量达到五年），与企业或项目转型所需的长周期之间存在错配。而REITs的存续期可达20年以上，不会在资金层面构成对转型的限制，且REITs的底层资产边界清晰，便于企业从具体资产入手开展转型。 

　　此外，根据我国基础设施REITs的运作要求，收益分配比例不得低于年度可供分配金额的90%，这种强制性的分红机制可以保障投资人相对稳定的收益，从而激发社会资本参与煤电转型项目的意愿。 

　　目前，受制于成本等因素，生物质和绿氨掺烧在短期内能够实现的改造规模有限，但长期前景广阔。通过发行基础设施REITs，可以有效降低项目改造的融资成本。《行动方案》提出“研究制定煤电低碳化改造建设项目碳减排量核算方法”，未来如果这部分碳减排量可以转化为经济效益，将进一步提升煤电低碳化改造项目REITs的现金流稳定性。 

　　与此同时，煤电低碳化改造项目也将助力其与可再生能源的协同发展。 

　　“纯凝工况最小发电出力在30%额定负荷及以下”意味着机组可以参与深度调峰，提升新能源出力的稳定性。生物质与绿氨掺烧也将显著拓展新能源应用场景，大量促进新能源的消纳。《能源重点领域大规模设备更新实施方案》还提出“优先支持碳减排效果突出的煤电低碳化改造建设项目接入电网，对项目的可再生能源发电量或零碳发电量予以优先上网”。给予煤电改造项目低碳、零碳发电量上网优先级，将激发煤电企业参与低碳化改造的积极性，促进煤电源头减煤降碳。 

　　 （作者均在北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目担任分析师。编辑：赵卉寒）