基于我国的资源禀赋，煤电长期担负着能源保供“顶梁柱、压舱石”的重任，并在大部分时间里保持着“高负荷、高小时、高收益”的状态。近年来，业内一度出现唱衰甚至“妖魔化”煤电的声音，有的专家认为煤电装机峰值将停留在12亿～13亿千瓦。但随着极端天气频发叠加新能源高比例接入带来的调整，煤电再次“临危受命”，担起了保居民用电、保电网稳定的重任，迎来了新的机遇。
（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：范蕊）
近期，国家能源局先后发布多项有关煤电的行动方案，随着新型电力系统建设进入加速期，煤电低碳化转型正式进入深水区。《煤电低碳化改造建设行动方案（2024～2027年）》提出了生物质掺烧、绿氨掺烧、CCUS三条重点低碳转型路径，并对掺烧提出了10%的比例要求。《加快构建新型电力系统行动方案（2024～2027年）》提出新一代煤电升级行动，明确未来煤电转型的主线任务是“清洁低碳、高效调节、快速变负荷、启停调峰”，关键作用是“更好发挥煤电的电力供应保障作用，促进新能源消纳”，长期目标是“应用零碳或低碳技术，促进煤电碳排放水平大幅下降”。
未来，煤电既要担重任、又要降排放，将在“频繁启停、宽负荷波动、利用小时数下滑”的道路上挣扎，还要完成自我低碳、自我净化的蜕变，可谓举步维艰。我们要抓关键、转思路，以新的方式看待煤电，以新的模式管理煤电，长期保持煤电行业的稳定，才能保障能源供应、经济社会发展的稳定。
煤电处境已大不同
装机规模反弹
2017年，国家能源局印发《关于衔接“十三五”煤电投产规模的函》，叫停了超过50吉瓦的在建项目和超过60吉瓦的已核准或列规项目。由中国社科院大学和社科文献出版社在2022年联合发布的《世界能源蓝皮书：世界能源发展报告（2022）》提出，“十五五”期间，我国煤电装机预计新增3000万千瓦，煤电将于2030年达峰，峰值约为12.6亿千瓦。
但从现状看，自2022年起，煤电装机年均增量在3500万千瓦以上。据不完全统计，2024年在建百万千瓦燃煤电厂约116座，预计2025年底装机规模将超12.5亿千瓦。各省纳规煤电机组容量超3亿千瓦，因此，大部分专家认为2030年煤电达峰的装机峰值将超过15亿千瓦。
利用小时数现拐点 供电煤耗呈反弹
2016年，煤电利用小时数降至4250小时，供大于求。2017年，实施项目“停缓建”。2021年，用电负荷强反弹，利用小时数回升至4600小时以上，近两年，煤电装机增速提升，预计2024年煤电利用小时数将有所下降。“十三五”时期，煤电机组容量年均增长3200万千瓦，预计“十四五”将达到3500万千瓦，利用小时数就此下行。
长年来，供电煤耗随着大容量、高参数机组的投产，落后产能的淘汰，节能改造的实施，呈现持续下降的趋势。但随着煤电利用小时数下滑、调节为主的运行状态，2023年，全口径煤电供电煤耗首次出现“不降反升”。
“三改联动”规模接近饱和
2021年，国家发改委、国家能源局印发《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，“三改联动”开始规模化推进。“十四五”期间，煤电“三改联动”改造规模合计6亿千瓦左右，前两年已完成4.85亿千瓦。可以说，“三改联动”虽然在资金支持方面略显不足，但却是技术最成熟、市场最稳定的煤电节能降碳措施。值得关注的是，目前现役常规机组基本改造完成，如无技术创新或实施高投资的热电解耦等措施，“十五五”也将陷入改无可改的境地。
煤电运营成本多维度增长
首先是燃料成本。2022年2月，国家发改委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确秦皇岛港下水煤及山西、陕西、蒙西出矿价格的合理区间，但在煤炭长距离运输过程中，物流费用可能高达50%，入厂煤价格仍存在上涨风险。其次是碳排放成本。目前，国内碳市场价格在90元/吨左右，欧洲碳市场价格为50～60欧元/吨，差距将会逐步缩小。2024年，碳配额基准值为0.7822吨二氧化碳/兆瓦时，按2.7725吨二氧化碳/吨标准煤当量的碳排放因子测算，发电煤耗在282克/千瓦时以内的煤电机组可获得免费配额，部分企业需要有偿排放。最后是煤电与新能源的交互救济。“两个联营”的目的之一是新能源与煤电共同开发、共担成本，这就存在交互救济的可能，同时为了扩大清洁电量的比例，煤电势必会增加启停、备用成本。
“十四五”末煤电低碳转型
直入深水区
前文提到的两个“行动方案”均是以2024～2027年为时间维度，可见从“十四五”末开始，煤电将进入一个新的时代。前述的问题依然存在，后续的压力将会更大。
低碳路径需要攻坚克难
生物质掺烧、绿氨掺烧和CCUS是现阶段煤电实现自我净化的主要可行路径，但这三项技术均尚存未攻克的技术难点。生物质掺烧原料中氯离子、钠、钾等碱金属含量过高或掺烧比例扩大时，容易导致锅炉制粉系统堵塞、锅炉受热面腐蚀结焦等问题；绿氨掺烧厂内设置氨罐，安全部门将其认定为重大危险源；CCUS碳封存地质数据库、封存选址与安全监测平台尚不完善，源汇匹配难度大，技术与市场等问题亟待解决。
成本问题更是不可忽视。经初步测算，化学吸收法二氧化碳捕集成本超300元/吨，封存成本超60元/吨；绿氨制备成本约3000元/吨；生物质成本折算标准煤后，也接近1000元/吨。如一台煤机，耦合三条路径，达到减碳50%的效果，改造的初始投资可能高达15亿元。
新常态运行方式带来更大挑战
深水区的常态运行方式为“宽负荷调节、快速变负荷、频繁启停调峰”，会对机组可靠性及能耗水平带来极大的挑战。虽然煤电机组实施灵活性改造后，基本都会承诺锅炉具备20%的稳燃能力，机侧可实现30%的调峰，但能否规避锅炉超温、氧化、结焦，汽轮机易发生水蚀，磨煤机、风机、给水泵等辅机设备磨损加大等风险，尚未可知。同时，对供电煤耗的影响也已成为行业共识。目前，某省百万千瓦机组在启停调峰的过程中，也出现了非停次数增加的情况。新建热电联产机组在设计过程中，为确保顶峰能力、足额获取容量电价，增加投资、增大炉膛的现象已成常态。为提升变负荷速率，配置新型储能更是煤电企业首选的技术路径，热电解耦配置电锅炉、熔岩蓄热设施比比皆是。由此带来的问题是，投资增加，但回收途径稀缺；硬件配备，但运行策略滞后；能力提升，但传统指标（煤耗、厂用电率等）上浮。
公平竞争决定优胜劣汰
新型电力系统的终极目标是系统稳定、用能清洁，“新能源+储能”与“煤电+清洁设施（含三大低碳化改造路径）”都是新型电力系统不可或缺的支撑底座，但在不同技术环境下，仍存在较大的竞争关系。电力市场内，新能源耦合储能入市，具有一定的置信容量价值，也具备一定的曲线控制能力；调频市场内，电化学储能、飞轮储能等响应速度更佳，打开市场壁垒后，将冲击煤电的绝对优势。总体讲，电网对任何电源的需求都是一致的，哪种路径经济性最优，哪种路径将优胜于市场。
需转变对煤电的认知与态度
规划部门要转变
供需平衡是市场的最佳状态，也是市场决定资源配置的本质。现阶段，电力规划仍侧重于传统模式，电力平衡过程中，风电装机按5%～10%参与平衡，光伏不参与，新型储能也尚未完全体现其日内调节的能力，在最大负荷评估过程中，对午高峰的、净负荷的关注不足，仅把火电、水电、核电作为可靠容量，评估电力缺口，导致煤电机组具有永恒的建设空间。极端省份甚至出现火电装机大于最大负荷的情况。新型电力系统特性与传统规划模式的错位，导致煤电机组的产能大于实际需求，利用小时数极速下降，大量沉没成本成为负累。建议建立一套符合新型电力系统技术能力的、客观有效的电力电量平衡模式，为市场优化资源配置提供支撑。
管理部门要转变
“一刀切”是伤害最大的管理模式，因地制宜、因势利导才能更有效地提升管理效力。不同类型的机组应有其主要的基础功能，具备条件时，可辅以更多的功能需求，但要求纯凝、供热机组具备同样的调节能力，要求在运、延寿机组达到同等排放标准，要求调峰机组与高负荷机组能耗水平一致，在现有的技术环境下，还缺少支撑手段。建议在碳排放总量可控的基础上，制定差异化的标准，适度调整对不同机组供电煤耗、排放标准的要求，为不具备经济性改造价值的煤电机组松绑，由煤电企业自主选择生存路径，为整个煤电行业创造良性的生存环境。
煤电企业自身要转变
煤电企业也同样需要从思想意识及管理模式上转变。进入深水区后，优胜劣汰是必然的，运营满30年不再是保障，盈利更不存在必然。但去留取决于市场需求，老旧机组运行成本低、竞价空间大；高效机组响应速率快、调频能力强；超超临界二次再热机组碳减排成本少，各有优势。同时，运营管理模式要转变，要做到以市场为导向，以经济效益为中心，发与不发电看价格；运行安全性要保障机组可执行市场约定的曲线，提高新常态运行方式下的安全可靠能力。
