“三改联动”如何“叫好又叫座”

煤炭作为我国的主体能源，发展清洁高效煤电是其主要利用方式。“双碳”目标提出后，新能源装机规模和发电量均迅猛增长。由于新能源自身波动、随机、间歇的发电特性，对电力系统的可靠稳定构成冲击，煤电的支撑性、调节性作用在较长周期内仍至关重要。在当前全球能源价格暴涨的大背景下，煤电作为能源压舱石和稳定器，肩负着能源绿色低碳转型和保障能源安全的双重责任。

（来源：中国电力企业管理 作者：舒彤 蒋晓隆 杨蓓珏）

截至2021年底，我国煤电装机11.1亿千瓦，其中有约5亿千瓦亚临界及以下机组，平均供电煤耗330克/千瓦时，这些机组大多还有10~15年左右的额定寿命，由于高额变动成本、折旧尚未完成、调峰能力低下等多重原因，经营状态堪忧，亟待通过有效改造焕发生机。

2021年9月中共中央国务院《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》、2021年10月《2030年前碳达峰行动方案》、2022年《政府工作报告》《“十四五”现代能源体系规划》等系列重要文件均明确了加快现役煤电机组改造的工作要求。

所谓“三改联动”是指统筹煤电节能降耗改造、供热改造和灵活性改造，最先由国家发改委、国家能源局在2021年10月以《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》（发改运行〔2021〕1519号）（以下简称“1519号文”）提出。在2022年1月24日中央政治局集体学习以及十三届全国人大五次会议上，习近平总书记和李克强总理均强调了“三改联动”工作的意义。

2022年4月20日的国务院常务会议提出，2022年煤电机组全年计划改造规模超过2.2亿千瓦。2022年4月24日，国家能源局组织召开全国煤电“三改联动”典型案例和技术推介会，国家能源局余兵副局长强调：“在当前的技术条件和装机结构下，煤电是最经济可行、安全可靠的灵活调节资源，可在提升电力保供能力的同时促进可再生能源发展。”

煤电改造面临的关键问题

通过提升节能、灵活性水平，将煤电改造为构建新型电力系统的坚实基础，其必要性已成共识，但在实际工作开展中，除了时间紧、任务重之外，仍存在不少问题。主要是政策仍需进一步明朗、企业难下决心、商业模式不够成熟、改造联动存在运行悖论。

政策仍需进一步明朗

与煤电改造相关的政策主要体现在产业和金融政策两方面。在产业政策方面，存在以下四个方面的问题：

产业标杆和基准要求约束性不足。国家发改委、国家能源局等六部委《关于发布<煤炭清洁高效利用重点领域标杆水平和基准水平（2022年版）>的通知》（发改运行〔2022〕559号），明确了煤电机组标杆水平和基准水平，以30万千瓦亚临界湿冷机组为例，供电煤耗标杆水平为311克/千瓦时，基准水平为323·K克/千瓦时，K为修正系数。虽然对于未达标项目机组限期进行淘汰提出了明确的要求，但相比1519号文提出的300克标准煤/千瓦时上限显著放宽，约束性下降往往会引发观望情绪。

延寿政策有待细化。国家能源局《关于做好“十四五”期间煤电机组延寿工作的通知》（国能发电力〔2022〕41号）（以下简称“41号文”），要求积极做好设计寿命期满煤电机组的延寿工作。通知明确了“对采取先进适用技术（如亚临界机组升温、节能降耗、供热）改造后达到国家规定中同类机组先进能耗水平的，首次延寿服役期限可适当提高至不超过15年”。这项关键政策的出台，为煤电改造的推动奠定了基础，但相关延寿评估程序、标准以及与发电业务许可证颁发衔接等方面需细化方可发挥实际作用。

电力市场机制变数丛生。随着电力市场改革的深化，一方面，原先对燃煤电厂按效率排序奖励基数电量的措施被弃用，节能换取利用小时数的动机不再。另一方面，尽管不少地区对灵活性改造出台了颇有诚意的辅助服务政策，但改造所需投资、增加的运行维护成本较难通过参与深度调峰的补贴得以回收。

地方性支持政策力度不够。部分省市对节能减排、低碳环保项目出台了不同方式的扶持政策和资金配套政策，但普遍存在金额小、时限短、政策落实较为随意等现象。

在金融政策方面存在的问题目前主要是专项再贷款。继2021年11月17日召开的国务院常务会议明确，要在前期设立碳减排金融支持工具的基础上，再设立2000亿元专项再贷款用于支持煤炭清洁高效利用之后，2022年5月4日，中国人民银行宣布，增加1000亿元支持煤炭清洁高效利用专项再贷款额度，专门用于支持煤炭开发使用和增强煤炭储备能力。至此，支持煤炭清洁高效利用专项再贷款总额度达到3000亿元。尽管煤炭清洁高效利用专项再贷款总量相当可观、利率也有诚意，但目前很少明确精准投放到煤电改造项目上。

企业难下改造决心

煤电企业持续亏损。近年来煤价高企，煤电企业大部分处于亏损状态，连保供的资金都捉襟见肘，遑论着眼长远的改造。

改造立项难达审批要求。央企是煤电的绝对主力，其多实施集中管控，近年来都将主要重心放在新能源的大力发展方面，全国2022年一季度新能源发电量占总发电量比重较2020年增长了16%，尤其像华东地区，新能源发电占比从2020年的6.19%增至2022年第一季度的9.29%，煤电机组利用小时数总体呈现下降趋势，改造项目的经济性很难达到立项审批要求。

新建与改造的选择。当经济需要提振时，煤电往往作为基本建设和能源保障的重要抓手，各大能源集团和装备企业对开发新的发电项目始终存在投资冲动，相比而言，对国有企业而言，改造与新建项目存在权力责任义务等方面差异，当有选择时，可能比量化的指标更深刻地影响决策。

商业模式不够成熟

边界条件复杂多变。除了上述不确定性因素之外，比起新建的煤电项目，被改造的现役机组可谓千差万别，其新旧、机型、参数、历史运行工况、未来运行假设、建设场地、煤价、电价等关键要素各不相同，每台机组都需要度身定制技术改造方案，投入产出分析复杂，过程管理复杂，就连设备清册等基础资料的完整准确性都可能对改造形成制约，因此改造项目很难标准化，方案复制不易。

合同能源管理模式难应用。当煤电企业作为业主对“三改联动”改造有顾虑时，理论上还可以试行合同能源管理方式实施改造。但这样的方式需要甲乙双方对改造前后作为结算依据的实际煤耗达成一致，但事实上影响实际煤耗的因素较多，与运行条件、煤种可达性、第三方机构的权威性公允性都有关系，因此也就限制了改造模式的拓展。

“三改联动”的关键问题

“三改联动”的困难。节能降碳、供热、灵活性三类改造各有侧重，同时又相互制约，主要体现在：对纯凝机组进行供热改造，可以通过回收蒸汽余热损失取得大幅节能效果，但通常会因此制约机组灵活调峰；过度强调煤电机组灵活运行，会导致机组严重偏离额定设计工况，往往导致机组实际煤耗升高。简言之，采取单一技术实现节能降碳、供热、灵活性“三改全联动”（一机三用）可行性差。

“三改联动”的重点方向。从改造潜力上讲，供热改造受到供热条件的制约，改造规模相对有限，1519号文中提出的“十四五”期间改造目标为5000万千瓦。与之相比，节能降碳改造和灵活性改造潜力相对更大，“十四五”期间改造目标分别为3.5亿千瓦和2亿千瓦。对于大部分不具备供热条件的煤电机组而言，“三改联动”重点是节能降碳改造和灵活性改造，以及这两类改造的联动。

联动改造的典型技术：

高温亚临界综合升级改造

1519号文从分类施策的角度列举了四条主要技术路线。其中对高温亚临界综合升级改造的定位是“探索创新煤电机组节能改造技术，及时总结高温亚临界综合升级改造示范项目先进经验，适时向全国推广应用。梳理排查具备改造条件的亚临界煤电机组，统筹衔接上下游设备供应能力和电力电量供需平衡，科学制定改造实施方案，有序推进高温亚临界综合升级改造”。

“高温亚临界综合升级改造技术”具有三方面优势。一是节能量大，对于现役30万千瓦和60万千瓦等级纯凝湿冷亚临界机组，典型节能量分别可达约35克/千瓦时、30克/千瓦时，改造后额定工况下供电煤耗分别可达到285克/千瓦时和282克/千瓦时水平，达到现役超超临界机组水平。二是同步提升深度调峰能力，改造后具备不投用辅助能量（油/等离子等）助燃稳燃、满足超低排放要求下最低运行负荷达到20%，超低负荷下机组煤耗升高幅度明显低于改造前。三是具体长期保效性，改造后机组投产5年内汽缸效率平均下降值不超过0.5%，投产10年平均下降值不超过1%。更关键的是，“高温亚临界综合升级改造技术”能够实现节能降碳和灵活性的改造联动。

2021年11月22日，李克强总理考察上海外高桥第三发电厂时强调，“要立足我国能源禀赋以煤为主的基本国情，用好国家新出台的专项再贷款政策，推广提高能效的成熟先进技术，推动煤炭清洁高效利用，促进绿色低碳发展。”上海市委市政府按照总理指示，要求申能集团和上海电气集团合作形成了推广高温亚临界综合升级改造技术的“上海方案”，并组建了上海申电绿电科技发展有限公司（以下简称“绿电科技”），作为对外承接高温亚临界综合升级改造工程总承包的唯一主体和推广平台。

相关支持政策的量化分析

为了加快推进“三改联动”相关工作，国家层面出台了延寿、金融等政策。下面以一台30万千瓦亚临界机组为例，假设进行绿电科技推广的高温亚临界综合升级改造，定量分析上述政策对于改造经济性的提升效果，以及节能和灵活性联动改造的经济性。

基准情形测算

基准情形下，一台典型30万千瓦亚临界机组改造经济性测算参数如表1所示。

其中总投资及煤耗下降值取典型值；改造后运营期取10年，煤电机组寿命为30年，未延寿前提下，改造会挤占原运营期，原机组使用时间缩短也会产生设备资源浪费；年利用小时数取4200小时，主要参考2020年火电机组平均利用小时数，未考虑到高温亚临界综合升级改造后机组供电煤耗能够达到现役超超临界机组水平的向好因素；标煤单价主要取1000元/吨，主要参考国家发改委秦皇岛港煤炭中长期交易和现货交易价格区间上限值，并按照中长期和现货采购比例7：3考虑，比煤价现状显著偏低；碳价取50元/吨二氧化碳，约为近期全国碳减排放权交易市场成交价格的八成；自有资金比例取100%，未考虑再贷款政策。

基准情形下，典型30万千瓦亚临界机组实施高温亚临界综合升级改造经济性测算结果如表2所示。

从表2可以看出，基准情形下典型30万千瓦亚临界机组实施高温亚临界综合升级改造静态回收期为约6.8年。全投资内部收益率和资本金内部收益率均为7.18%，净现值为2390.13万元。

其它不同情形下经济性测算

各种政策支持情形

从表3可以看出，考虑不同政策支持情形下，改造经济性如下：

延寿支持政策情形。若按41号文保守考虑改造后延寿10年，改造后运营年限延长至20年，全投资内部收益率和资本金内部收益率将提升至12.49%，净现值达18721.05万元，改造经济性可以得到大幅提升。

金融支持政策情形。假设改造项目获得再贷款比例为80%，利息为3.6%，投产后融资还款年限为8年，由于贷款的杠杆作用，资本金内部收益率得到了大幅提升，可实现6.22%到14.09%的跨越。

综合政策支持情形。如果同时考虑延寿和金融支持政策情形（运营期20年，投产后融资还款年限8年），项目静态投资回收期为7年，全投资内部收益率为11.72%，资本金内部收益率达到24.39%，净现值可达17312.71万元，经济性提升效果更加明显。

节能和灵活性联动情形

本小节旨在量化高温亚临界综合升级改造节能与灵活性联动经济性。在综合政策支持情形的基础上，进一步考虑调峰能力提升产生的收益，并将其与单独进行调峰灵活性改造的经济性测算结果进行对比。

测算过程中，单独调峰灵活性改造投资按500元/千瓦新增调峰能力估算，新增的调峰辅助服务收益按电费0.6%估算（参考2019年上半年全国调峰辅助服务费用占电费比例平均值），电价按燃料成本1.33倍估算。测算结果如表4所示。

从表4可以看出，通过节能和灵活性联动的改造，能够进一步提升节能改造的经济性。与单独进行调峰的灵活性改造相比，项目总体经济性更好。以上尚未量化高温亚临界综合升级改造的保效性比较优势。

不同地区的改造经济性测算

我国煤电经营存在明显地区差异，本小节在联动情形的基础上，选择西北、东北、华东、华中的典型省份，参考2020年火电利用小时数、今年煤价水平、2019年上半年国家能源局发布的调峰辅助服务费用数据进行估算，结果如表5所示。

从表5可以看出，考虑到利用小时数和煤价因素后，华东地区由于煤价高、利用小时数高，东北地区由于调峰辅助服务收益高，改造经济性较好；华中地区由于利用小时数低，西北地区由于利用小时和煤价都相对较低，改造经济性相对差一些。

相关建议

进一步落实延寿政策

41号文要求“发电企业应委托咨询机构对延寿煤电机组进行寿命和安全评估”，为防止各地对延寿年限的评估发生执行偏差，建议明确具体评价标准。此外，41号文提出发电企业“在服役期满6个月前向省级能源主管部门提出延寿申请”。发电企业能不能在改造完成时即提出延寿申请，并且以机组原服役期满之日为起点计算延寿年限，与发电业务许可证的颁发如何衔接，都需要进一步明确。

更加鲜明地体现金融支持

金融支持政策对提高改造项目资本金内部收益率效果显著。建议去年11月的煤炭清洁高效利用专项再贷款和今年5月的支持煤炭清洁高效利用专项再贷款能够更加鲜明精准地支持煤电机组开展“三改联动”。

运用针对性电力市场工具

如果未来煤电机组利用小时数大幅下降，即便有了延寿和金融政策支持，改造的经济性也会大幅下降。有必要深度创新，比如建立与煤耗和调峰能力挂钩的煤机容量电价政策，从而释放更明确的鼓励信号、提高收益的确定性预期。

打组合拳、抓“牛鼻子”

1519号文指出，“在财政、金融、价格等方面健全完善相关政策，对煤电机组改造升级工作予以支持。”呼吁打出政策组合拳的同时，对于具体改造项目而言，可参考余兵的建议进行改造，即“要抓住供电耗300克以上的机组特别是亚临界机组节能降耗改造、大型风电光伏基地配套煤电灵活性改造、‘三北’地区和工业园区供热改造的‘牛鼻子’，因地制宜、因厂施策、一机一策，统筹安排好改造方案、改造时间、资金分配等。”