原标题：深度 | 煤电低碳转型进入深水区 来源：极星电力新闻网
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———文章内容里广告“联系方式等等”请谨慎甄别 ，请勿模仿或用于违法行为！如后果自负！“本站不承担任何相关责任 ”“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 ，哪种路径经济性更优，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
供需平衡是市场的更佳状态 ，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，在更大负荷评估过程中 ，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更大负荷的情况 。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 ”是伤害更大的管理模式，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 。
（转自：极星电力新闻网）
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