停机六年的火电厂全面复产什么信号？复产后又该怎样减碳？，我国要实现双碳目标，需要能源生产和消费上的深度转型，但是这并不意味着火电厂必须马上被淘汰！相反，火电厂可以为当地在可再生能源装机不足、电力供应出现缺口时提供支援，保障电力供应的稳定性和可靠性。

　　两家早就停产的火电厂，在华能连城发电公司厂区，举办了全面复产的仪式。重启复产以来，有效缓解了全省个别时段电力缺口、提升了新能源消纳空间。

　　火电厂重启后该如何减碳，有哪些路径，有没有案例可以参考，火电企业该如何开展碳管理？本文将为大家梳理火电行业发展现状、企业减碳路径及案例、企业碳管理策略等内容。

　　文章还分享了两套专家PPT，希望能帮大家对我国火电行业的减污降碳路径、关键技术、未来发展等内容有更加深入的了解！

　　PPT来自国家能源集团，共65页，对火电行业双碳目标、行业展望、减碳展望三部分内容进行了详细分析。主要内容如下：

　　碳达峰时火电14.5亿kW，其中煤电12.5亿kW，耗煤量稳定；碳中和时火电8亿kW，其中煤电5.3亿kW，利用小时3000h；节能是通往碳达峰、碳中和的主要路径，潜力巨大；掺烧是火电行业减碳的重要途径。

　　不同火电站考虑健康协同效益的碳价格不同，以此为依据电力部门可合理安排减污降碳策略实施的优先级；省级健康协同效益分布不同，以此为依据制定差异化碳价可更好发挥市场机制对减煤及能源转型的引导作用。

　　不同省份基于技术应用的协同效益数值存在差异，需采取不同的减排重点措施；各类污染物在不同距离内的协同效益影响不同，此数据结果可帮助电力部门制定公正合理的减污降碳政策。

　　近日，两家早就停产的火电厂，在华能连城发电公司厂区，举办了和华能甘谷发电公司并网全面复产的仪式。

　　煤电厂的重启，这可不是第一次，尤其在自诩“退煤先锋”的德、法、英、芬兰、丹麦等欧洲国家，早就屡见报端。

　　新能源装机不足，而用电需求却居高不下，巨大的能源危机之下，煤电时代正在“重启”！

　　而结合目前各国对煤电的政策要求，“重启”的煤电时代主要表现出了三大特点：需求大幅增长、能耗逐年降低、利用率更高 。

　　据国家能源局统计数据显示，近年来我国火电发电装机容量保持逐年稳定增长的趋势。

　　2016年全国火电发电装机容量为10.54亿千瓦，到2021年全国火电发电装机容量已增长至12.97亿千瓦，期间增量近2.43亿千瓦。2022年1-10月我国火电发电装机容量为13.16亿千瓦，同比增长2.5%。

　　2023年1-9月，中国火电装机容量13.72亿千瓦，同比增长4.3%。火电新增装机容量3944万千瓦，同比增加1585万千瓦。

　　火力发电上游主要为煤炭、石油、天然气等发电原材料行业以及发电设备行业，中游为火力发电行业，重点企业包括华能国际、上海电力、华电国际、金山股份、天富能源、京能电力、申能股份、大连热电、华电能源、华银电力、通宝能源、国电电力、内蒙华电、国投电力、宁波能源、大唐发电等。下游产业主要是电网公司、消费者等流通及应用环节。

　　（1）确定火电机组在线的最优比例。高比例可再生能源电力的并网，会直接造成系统转动惯量下降，严重威胁系统的运行稳定。考虑到经济调度和系统安全，在满足电力供应的前提下，需要保证一定比例的火电机组在线）确定备用火电机组的最优比例。

　　目前，电网灵活性提升主要来自于单循环调峰气电、抽水蓄能电站、热电联产机组和常规煤电灵活性改造。高比例可再生能源电力的并网接入，要求电力系统须具备能提供实时响应的技术和资源，火电(尤其是煤电)机组进行灵活性改造需要满足电力系统灵活性的基本要求，改造可能涉及机组设备本体、辅助设备和各类子系统，且一套机组可提供多套改造方案，每套方案之间的改造重点与投资成本也会存在差异。

　　VSG通过在风光发电并网逆变器内的控制器中加入一种模拟同步发电机的运行机制和外特性的控制算法，以自控方式调节风光出力，以替代真实火电机组参与调频，可增加系统的平衡能力和频率稳定能力。VPP通过分布式电力管理系统将电网中分散安装的清洁电源、可控负荷和储能系统进行聚合、优化控制和管理，为电网提供调频、调峰等辅助服务，是实现智能电网的重要技术之一。

　　分布式风光发电的消纳思路是以“就近消纳”为主，目前较受关注的技术和手段有：直接就近消纳、储能+微电网、风光发电+绿氢、能源区块链、综合能源服务等。

　　节能降耗工作直接影响火电企业的利润，也是实现“双碳”目标的重要环节。该项工作的改进，可从以下几个方面进行考虑。

　　热动系统。考虑对该系统的运行方式进行优化，提高能量转化率，重视热能品位和燃料化学能品位的关系，促使能量得到充分利用。环保系统。火电企业环保系统的节能，主要涉及与脱硝、煤粉清洁、水煤浆洁净等环节相关的燃烧技术。热电联产与余热回收。对于热电联产机组，关键是实现统一集中供热和提高余热回收率，可采取的措施包括：着力推广蓄热与保温新型材料的应用，加强对现有设施的节能改造、充分利用低品质热源以提升机组运行效率等。

　　结合智能寻优分析结果与火电企业运行管控流程构建成本管理系统，对与成本管控相关的生产经营过程进行动态化、系统化管理。以此为基础，创新管理模式，提高管理效率，实现对企业成本管理决策水平的改进与提高。

　　（1）落实管理责任。火电企业承担碳排放数据质量管理主体责任，负责编制执行数据质量控制计划，开展监测、统计、核算、分析和交叉核对，以及化验计量等设备维护工作，确保各项数据反映企业生产排放线）完善机制建设。建立领导协调机制，完善制度，火电企业成立碳排放工作领导小组和工作组，明确牵头部门、责任部门和管理岗位，贯彻执行国家、行业、地方政府、注册登记和交易机构等政策、法规、规则、标准和集团公司管理制度，健全工作体系，明确工作流程，确保碳排放各项工作落到实处。

　　（3）创新管理技术。建立适应碳排放总量和强度“双控”要求的碳排放监测统计报告制度，确立指标体系、报表体系和工作体系。

　　（1）大力宣传绿色低碳理念，倡导践行节约、低碳生产生活方式。建立碳排放总量和强度“双控”制度及指标体系，加大考核力度，促进落实控排减排目标。

　　（3）技术改造节能降耗。将改造降碳的碳资产收益纳入项目可行性研究效益测算，积极推进煤电机组“三改联动”，加速淘汰高耗能机电设备。（4）掺烧污泥、生物质、氨等非化石燃料。通过掺烧生物质、污泥等燃料，替代化石燃料；研究燃煤锅炉混氨燃烧，应用零碳燃料，降低火电机组碳排放量和排放强度。

　　（5）加强CCUS减碳技术研究。整合CCUS研发力量，研发CCUS技术和装置，要通过加快科技创新，推进规模化二氧化碳捕集与封存、利用技术研发、示范和产业化应用。

　　（1）完善制度规范管理。根据国家“双碳”政策和全国碳市场法律法规，结合企业实际，健全碳排放碳交易管理制度，强化责任，强化监督检查和考核问责，将碳排放管理指标纳入目标责任制考核。

　　（2）持续加强能力建设。坚持开展能力培训，着重宣传国家“双碳”政策，解读发电企业温室气体排放核算与报告指南，讲解全国碳市场交易规则和工作流程。

　　（3）全面夯实管理基础。煤炭采制化是煤电企业碳排放核算中一项至关重要的工作，其工作质量关乎碳排放核算的准确性

　　“双碳”战略目标下，山西大唐国际临汾热电有限责任公司在深化大气污染防治基础上积极开展减污降碳实践，主要从以下七方面开展工作，取得显著成效：

　　2015和2016年分别完成了2台30万亚临界机组的超低排放改造，实现年消减二氧化硫排放量1095吨，氮氧化物排放量507吨，粉尘类排放量228.5吨。

　　2017年，该公司对1号机组进行高背压改造，使机组供热能力提高120兆瓦，可以接带供热面积1650万平方米，年节约标煤量2.42万吨，年减少二氧化碳排放量6.2万吨、二氧化硫排放74吨、氮氧化物排放量35吨、烟尘排放量5.8吨，包括灰渣排放减少了1.6万吨。

　　2019年，该公司主要采用低压缸切缸方式对2号机组进行了机组供热增容的改造，节能减排效果较为显著。通过改造，在供热量不变情况下，机组调峰能力显著增加。根据测算，每年可以增加供热量约75万GJ，电厂供热能力增加了110兆瓦，新增供热能力相对热电分产的机组每年可以减少标煤9千多吨。采暖季的发电标煤耗每千瓦时降低10克左右，年减少二氧化硫排放量54.3吨，氮氧化物的排放量减少54.3吨，烟尘排放量减少12.6吨。

　　经与当地政府协调，该公司取得土地开发项目权，开展土地复垦工作，形成人造平原，产生耕地面积5.2公顷，可用于造林还田、发展农业，改善生态环境的同时也大大降低灰渣储存的压力，有利于保证机组安全运行。同时该公司也积极开拓市场，努力增加固废的综合利用率，降低固废处置量，2022年固废综合利用率已达到60%以上。

　　该公司积极利用当地资源开发光伏、风电等项目，截止目前已经在乡宁县投入100兆瓦的光伏电站，预计6月底基本实现全容量并网；吉县90兆瓦风电项目目前已得到批复，正在开展前期各项工 利澳线路测速作。

　　该公司积极利用当地资源开发光伏、风电等项目，截止目前已经在乡宁县投入100兆瓦的光伏电站，预计6月底基本实现全容量并网；吉县90兆瓦风电项目目前已得到批复，正在开展前期各项工作。

　　火电行业作为减污降碳协同增效的重点领域，近年来通过落后机组淘汰、超低排放改造、大型高效火电机组建设等措施，实现了能源效率大幅提升及污染物排放量明显下降。

　　但“十四五”及中长期传统政策的发掘潜力有限，火电行业面临安全保供与减污降碳的双重压力，亟需建立减污降碳新思路，从系统灵活性改造、电力市场改革、区域互联互通、需求侧响应和突破性技术研发等角度发力，构建新型电力系统。