煤电清洁转型仍需出新招——燃煤电站生产运营管理第五十三届年会观察
煤电在能源转型升级中如何找准定位，发挥兜底、支撑作用，实现清洁低碳发展？7月11日~12日，由中国电力企业联合会、国家能源投资集团有限责任公司联合主办的2024年燃煤电站生产运营管理第五十三届年会暨能效管理对标发布会（以下简称“2024煤电年会”）在宁夏回族自治区银川市召开。与会专家就上述问题进行探讨。
煤电机组技术世界领先
创新提升还有空间
目前，我国煤电机组发电效率、污染物排放控制均达到世界先进水平。
中电联发布的数据显示，到2023年底，我国95%以上煤电机组实现了超低排放。全国火电机组供电标准煤耗从2014年的319克/千瓦时下降至2023年的301.6克/千瓦时，火电机组技术领先世界。2023年全国单位火电发电量烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量分别为14毫克/千瓦时、77毫克/千瓦时、125毫克/千瓦时，较2014年分别下降93.9%、94.8%、91.5%。
我国已在超超临界发电机组设计、制造和运行等方面积累了丰富经验，相关技术实现了跨越式发展。截至2023年底，我国百万千瓦超超临界燃煤发电机组数量已超过170台，总容量超过1.74亿千瓦。不论是装机数量还是总装机容量，均稳居世界首位。
“尽管我国煤电机组技术世界领先，但并不意味着技术上没有提升空间。”在2024煤电年会上，中电联党委委员、专职副理事长安洪光指出。
安洪光介绍，在我国新上马的煤电机组中，一些关键指标还在提升。如大唐郓城630摄氏度超超临界二次再热国家电力示范项目（2台百万千瓦机组）于2023年8月正式启动，以再热汽温630摄氏度、发电热效率突破50%为示范点。机组设计主蒸汽压力35.5兆帕，设计热耗6813千焦/千瓦时，发电煤耗245.74克/千瓦时，供电煤耗256.28克/千瓦时。另外，世界上参数最高、容量最大的66万千瓦超超临界循环流化床锅炉已全面转入运行调试阶段。
中国科学院工程热物理研究所正高级工程师朱建国认为，未来煤电锅炉将继续向高参数（节能降耗）、煤电与新能源电力融合、煤炭与低碳燃料（如生物质）融合的方向发展。“未来的煤电技术有可能突破常规技术的极限，使固体燃料像气体燃料一样燃烧。”朱建国表示。
中国工程院院士吕俊复认为，进一步发展材料等基础工业，从煤电主机设备、系统布置等方面设计创新，仍然是高效燃煤发电技术发展的关键。
中国电力企业联合会专家委员会首席专家陈宗法认为，新的燃煤发电技术应以灵活、高效、清洁、低碳、智能为导向，提升煤电机组灵活调节能力、工控系统自主可控能力。
“三改联动”稳步推进
配套政策仍需跟上
“三改联动”是煤电实现高质量、可持续发展的重要途径。根据国家发展改革委、国家能源局发布的《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，“十四五”期间，煤电机组节能降碳改造规模不低于3.5亿千瓦、供热改造规模力争达到5000万千瓦、灵活性改造完成2亿千瓦。
煤电企业担当能源保供“主力军”，加大存量机组“三改联动”力度是必然选择。
“三改”如何改？如何联动？
国能宁夏灵武发电有限公司（以下简称“灵武电厂”）党委书记、董事长于洪泽介绍了该企业“三改联动”的成功实践：在节能降碳改造方面，灵武电厂4台机组改造后，能效、环保、可靠性等都处在全国前列；在供热改造方面，依托百万千瓦级超超临界空冷火电机组，灵武电厂于2018年、2020年分别建成向银川市区供热的一、二期工程，接带供热面积超6500万平方米，成为当时国内单体供热面积最大的热电联产企业；在灵活性改造方面，灵武电厂开展了“飞轮储能+火电联合调频”示范，在保障热电联供的基础上耦合厂区光伏及储能，助力了新能源电力的平稳供应。
灵武电厂是煤电机组“三改联动”的缩影。据中电联发布的相关数据，2021~2023年我国煤电机组“三改联动”改造规模累计完成7.37亿千瓦，其中灵活性和供热改造完成率超过75%。
中国电力工程顾问集团华东电力设计院副总经理叶勇健表示，目前，还没有任何一项技术能同时实现“三改”。“‘三改联动’要打组合拳，采取一系列技术来实现。‘三改联动’的目标机组是存量机组，机组情况不同，要‘一机一策’。”
当前，我国具备灵活调节能力的煤电容量不足，部分机组频繁深度调峰造成的问题凸显，灵活性改造更为迫切。
“受机组型式和煤质条件限制，大批亚临界、超临界机组，甚至一部分超超临界机组不能满足深度调峰的需要，因此在调峰深度、负荷变化速度、启动速度等方面受技术制约，深度偏离设计工况运行，安全风险和寿命损耗都显著增加。这种状况亟待扭转。”安洪光表示。
叶勇健指出，为了适应新型电力系统，机组负荷运行区间、变负荷、启停及燃料等方面的灵活性非常重要。“节能降碳改造和供热改造的‘经济账’清晰，而灵活性改造增加了发电企业成本，需要合理的政策、科学的规则，以市场引导为主，使资源配置效率更高。”
陈宗法表示，要继续推进煤电机组“三改联动”，应从根本上解决煤电企业生存难、改造难、发展难、保供难、转型难的问题。“政策上到位、技术上可行、经济上合算，升级改造才能落到实处。”
煤电健康发展
市场机制亟待完善
2023年，国内电煤供需整体趋于平衡，电煤中长期合同履约率明显提升，现货价格总体回落。电煤中长期合同机制持续发挥保供“稳定器”作用，煤电行业整体实现扭亏、新增装机止跌回升。
今年以来，在政策支撑、进口煤增加和煤炭电力企业的共同努力下，电煤市场现货价格整体震荡回落，振幅较前几年进一步收窄。
据中电联初步统计，1~5月，统计口径内燃煤电厂到厂标煤单价较上年同期下降约100元/吨。同时，据中电联调研，5月五大发电集团平均售电价格同比下降6.9%，降幅达到32.7元/千千瓦时，煤电出现新转机。
陈宗法表示，这种转机与扭亏是初步的、脆弱的、局部的，甚至是不确定的，仍需企业、市场、政府协同发力，从根本上解决。
为保证煤电健康发展，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制。据2024煤电年会透露，在容量电价实际执行中，煤电企业全额获取容量电费还面临诸多问题。如部分省份核算容量电价后，导致“电量电价+容量电价”超过基准价上浮20%限制，地方政府要求压控电量电价；由于煤质、设备等导致出力受限以及未达最大申报出力上限被考核；跨省跨区送电煤电机组送受两端容量电费分摊细则不确定，出现部分省份容量电费仍未结算等情况。
安洪光建议，应进一步推动建立煤电健康发展的市场机制，协调煤价与电价关系，合理疏导煤电燃料成本。落实好煤电“两部制”电价政策，进一步规范煤电容量电价政策执行和电费结算，保障煤电容量电费及时发放到位，稳定煤电企业固定成本回收预期。积极探讨供热机组容量成本回收机制，研究供热机组灵活性调节能力与煤电容量电价机制的合理衔接。进一步完善电力市场和碳市场的市场机制建设，建立两个市场的协调耦合机制。
