长期以来，我国新能源消纳政策要求可再生能源发电全额上网，不惜代价消纳到最后一度。例如，本应该保证安全的应急调度也要将“弃风弃光”作为威胁“安全”的一项内容，又如某区域市场将清洁能源弃能作为出清的惩罚系数，要求消纳明显配置劣化的部分可再生能源。当讲“经济账”的时候，总有一些观点说要“算大账”，不要在乎局部得失，即使出台过激励的调峰政策也在所不惜。那么问题来了，竭尽全力消纳可再生能源的初心是什么？实际上，尽可能消纳可再生能源的初心并不是为了消纳而消纳，而是为了真正减少碳排放。消纳可再生能源电量本身只是手段，不能减少碳排放的可再生消纳手段和场景实际上已经背离了初心。
为可再生能源发电腾出更多发电空间需要火电机组降出力。然而，众多火电机组不仅承载着供电的重任，还肩负着供热的关键使命，机组无法轻易削减供热量，而这也直接制约了燃煤机组降低发电出力的能力。近年来，电厂对煤电机组进行灵活性改造，通过加装电锅炉的方式，能够在实际机组不减少出力（保证供热）的情况下，让关口表计量的上网电量大幅降低，从而实现新能源消纳。但是，使用电锅炉消纳新能源是否没有碳排放？是否在所有场景下都可以减少碳排放？
电厂用电锅炉的发展历程及其作用
电锅炉也称电加热锅炉、电热锅炉，顾名思义，它是以电力为能源并将其转化成为热能，从而经过锅炉转换，向外输出具有一定热能的蒸汽、高温水或有机热载体的锅炉设备。
我国电力工业起步较晚，解放前，我国还没有自己的电锅炉制造业；解放后，我国先后在哈尔滨、上海、四川、北京、武汉等地建立了电锅炉生产基地。在民用领域，电极锅炉及系统主要应用于城市供热；在工业领域，电极锅炉广泛应用于火电企业启动锅炉，并为造纸、化工、汽车、造船和食品等企业，提供生产用的高品质蒸汽及高温热水。近年来，在我国东北地区，电锅炉与火电机组配套应用快速发展。在新能源快速发展的背景下，我国东北区域电力总体盈余，低谷调峰成为东北电力系统运行最紧迫的需求，集中表现为热电矛盾爆发，风电、核电等清洁能源发电严重受限。2016年春节期间，东北电力系统低谷调峰缺口达500万千瓦，电力平衡极端困难，26座主力热电厂被迫单机供热，存在巨大的民生风险。在调峰政策的强激励下，火电机组纷纷加装电锅炉进行灵活性改造，以期在调峰市场中获取更高的收益，电锅炉由此广泛普及。
火电厂加装电锅炉的优势在于可以提升自身灵活性。供热期内，当电网无法消纳风、光等新能源发电负荷时，机组投入电锅炉，将电能转换为热能进行储存并向外供热，电锅炉功率抵减机组上网功率，使电厂同时满足对外供热和调峰的需要，为新能源机组让出发电空间。在火电厂有顶峰需求时，电锅炉放热，此时电厂可减少供热出力，增加发电出力，达到增强火电厂顶峰能力的效果。
然而此种方式的问题在于，由于电锅炉供热是将煤炭转化为高品质蒸汽生产电能，然后再次将电能转化为热能，相较于机组直接用蒸汽供热增加了能量转换的过程。从能源利用效率来讲，能量转换过程必然存在损失，能量转换次数增加会导致能源利用率降低。但是供热机组使用电锅炉可以压低上网出力，为新能源消纳让出空间，消纳的新能源越多，煤耗就节省的越多。所以要回答“装电锅炉来消纳可再生是否真的会降低碳排放”这个问题，需要计算不同场景下电锅炉使用与否两种情况下的耗煤量。
多场景下的电锅炉煤耗分析
笔者在“三北”地区的六省（区）选取十多个热电机组，以安装或假设安装电锅炉的场景下进行测算，发现电锅炉不是在任何场景下都可以省煤，在系统热负荷低的情况下，加装电锅炉虽然上网电量为零，但是实际上总煤耗较不使用电锅炉煤耗更高。
以某电厂为例，该厂有四台300兆瓦机组，配置一套容量为526.32兆瓦的电极炉调峰锅炉，电厂最大供热能力约为1400兆瓦，最小供热需求600兆瓦。将热电机组煤耗按供电煤耗与供热煤耗之和作为总煤耗。考虑供热对降低供电煤耗的影响，折算不同供电负荷水平下的煤耗，供热煤耗标准煤耗率近似取38千克/吉焦。
测算环节设置两种场景，第一种为供热中期早晚间时段，此时温度低供热需求最大，第二种为供热早晚期全天时段、供热中期午间时段，此时环境温度回升，供热需求最小。每种场景下以带相同的热负荷为前提，分别设置使用电锅炉和不使用电锅炉两种情况，比较两种情况下的总煤耗。其中，使用电锅炉情况下，机组发电全部用来供给电锅炉和厂用电，上网电量为0，而不使用电锅炉情况下，机组供热同时带最小电负荷，此部分电量扣掉厂用电后上网，上网电量相当于使用电锅炉消纳掉的新能源出力。
方式一：供热需求为最大（供热中期早、晚时段）
设置边界条件为电厂对外供热1400兆瓦，以使用电锅炉供热、不使用电锅炉供热两种情况分别将能量消耗转换为标准煤耗，结果如表1所示。
表1 最大供热需求下机组运行参数表
不使用电锅炉供热的情况下，电厂实际上网出力为782兆瓦时，该部分电量可以视作使用电锅炉后可再生能源的消纳增量。也即，加装电锅炉消纳可再生并满足固定的供热需求，单位可再生折算减少煤耗：(445021.2-316780.80)千克/782兆瓦时=163.99克/千瓦时
考虑到两种方式产生相同的供热量，可将煤耗均视为供电进行对比，即相当于多消纳的可再生能源每度电消耗标煤310-163.97=146.03克。
方式二：供热需求最小（供热中期午间光伏大发时段，供热早、晚期全天时段）
设置边界条件为电厂对外供热600兆瓦，此时有两种运行方式，一种为四台机组运行方式，一种为三台机组运行方式。
表2 最小供热需求下4台机组运行参数表
四台机组运行方式下，不使用电锅炉供热反而更加省煤。可再生消纳折算后的煤耗增加量为：
（218460.8-213052.4）千克/278兆瓦时=19.5克/千瓦时
相当于多消纳的可再生度电煤耗370+19.5=389.5克/千瓦时
表3 最小供热需求下3台机运行参数表
三台机组运行方式下，不使用电锅炉供热依然更加省煤。此时使用电锅炉来消纳新能源，相当于新能源每发一度电的耗煤为：350+（208461.5-205819.5）/377.37=357克/千瓦时
由此可见，电锅炉不是在任何场景下都可以省煤，在供热中期午间时段和供热早、晚期全天时段供热需求小，在供热中期早、晚时段供热需求大，在整个供暖季中，供热需求小的情景同样持续很长时间。供热机组加装电锅炉在热负荷高的时候可以省煤，而在热负荷低的时候反而会消耗更多煤；同时使用电锅炉消纳新能源也不是与火电自身压出力消纳新能源减少等量的碳排放，机组为给电锅炉供电同样消耗了能源。这是因为当机组负荷较高时，减少部分抽气换电锅炉带相应的供热负荷，此时机组锅炉效率下降幅度相对较小。而当供热需求变小，机组为满足电锅炉供电需求需要额外带一部分电负荷，此时机组带电负荷多而热负荷少，如果机组继续维持较高的热电比，将出现部分供热蒸汽排空，而如果机组降低供热比，机组运行接近纯凝工况，度电煤耗则上升明显。同时如果考虑电锅炉以及新能源的固定投资多带来的碳排放，低热需求下使用电锅炉耗碳将更多。不使用电锅炉情况下使用机组本身抽气供热提高了锅炉的总负荷带动锅炉功率上升。同时计算在低热负荷需求时机组压低电锅炉出力，保持机组热电联产的最佳性能，经过计算也可以降低煤耗。因此，如果机组在调峰费用过高的强政策激励下，为了获得较高调峰收益把电锅炉带满而损失机组性能，就与电力系统整体节能减排的方向背道而驰了。
多措并举实现低碳发展
电锅炉技术可以增加机组灵活性，一定情景下能够有效消纳新能源，但在热负荷较低时，使用电锅炉调峰反而会增加碳排放，如果仅仅是为了调峰而使用电锅炉，便会与节能降碳、绿色发展的初衷背道而驰。要让电锅炉技术真正为绿色低碳发展服务，还需要从以下几方面进行努力。
一是综合考虑新能源消纳成本，全流程核算碳排放。以电锅炉技术为例，供热机组加装电锅炉消纳的可再生能源并不是完全没有排放的，机组为满足电锅炉供电需求多消耗的煤就是此时可再生消纳的排放来源。任何新的消纳技术在投入应用前都需要经过全流程碳排放核算，并非“只要能消纳新能源就一定是更加低碳的技术”，为了完成新能源消纳而降低能源利用效率甚至浪费能源是得不偿失的。
二是要优化调峰辅助服务激励机制，避免过激励，调峰收益不应当超过新能源上网电价。深度调峰补偿的本意是为了补偿机组在压低出力时额外增加的成本，但如果补偿额度设定过高，则容易导致火电企业单纯为了获取调峰收益不考虑能耗损失一味追求将上网功率压到0，看似为了追求“双碳”实际上却与“双碳”目标相悖；调峰本质上是用其他电源少发一度电换取新能源多发一度电，如果让新能源多发一度电的代价高于其价值（新能源上网电价），那么系统总成本就会上升，无法实现社会福利最大化。
三是要协调机组灵活性与供热需求，实现低碳高效能源管理。要增强机组自身的快速启停能力，在新能源大发的时段进行启停调节，做到调节能力达到最强的同时碳排放最低。要运用创新思维实现供热机组热电解耦，考虑运用相变储热等技术，以不降低能源品质为前提，在机组停机时满足供热需求，同时维持必要的尖峰锅炉，当供热需求达到尖峰时能在短时间内投入供热。要运用大数据信息化手段变革传统的热网模式，根据热网特性和控制参数变动，对热电联产、燃煤锅炉、燃气锅炉等热源进行不同规律调控，基于热网运行参数实时动态采集的大数据进行收敛性分析，给出全热源范围内的优化控制策略，从而实现功能减排、清洁供热，最终实现智慧供热。
习总书记提出，绿色发展是高质量发展的底色，新质生产力本身就是绿色生产力，必须加快发展方式绿色转型，助力碳达峰碳中和。大力发展可再生能源是绿色发展的必由之路，但不能“为了消纳而消纳”“不惜代价地消纳”。要耐下性子发展真正低碳的技术，沉下心来设计更加完善的制度，实现经济效益和生态效益的双赢。
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