年度重磅 | 能源发展回顾与展望报告——煤电更好发挥基础性支撑调节作用

煤电更好发挥基础性支撑调节作用

来源：微信公众号“中能传媒研究院”

作者：王雪辰（中能传媒能源安全新战略研究院）

一政策与大事

1.强化煤电保供稳价作用

2023年以来，国务院常务会议多次谈及煤电，国家发展改革委、国家能源局多次强调煤电对于能源电力安全稳定供应的重要性。

7月14日国务院常务会议指出，要强化煤电保供稳价，落实好电价、财税、金融等煤电企业纾困支持政策，加强电煤中长期合同履约监管。要压实全链条保供责任，煤电油气运保障工作部际协调机制要加大分类指导和政策协同力度，各地区要严格落实属地管理责任，能源企业要积极履行保供主体责任，全力保障民生和经济社会发展用能用电需求。

11月9日召开的今冬明春保暖保供工作电视电话会议要求，要充分发挥储备资源调节作用，进一步做好储煤基地存煤工作，盯住存煤偏低电厂抓紧提高存煤量，扎实做好天然气储备工作。严格抓好能源中长期合同签约履约，确保供应稳定、价格平稳。优先保障居民生活用能，完善应对极寒天气和突发事件影响工作方案，加强“煤改气”“煤改电”用户能源供应保障，做好受灾地区群众的保暖保供工作。

国家发展改革委11月份新闻发布会上提出“推动地方和电力企业持续做好发电机组用煤供应，严控机组非计划停运和出力受阻规模，推动各类发电机组应发尽发，确保重点时段、重点地区能源电力安全可靠供应”“组织做好2024年电煤、电力中长期合同签订，加强履约监管，切实做好保供稳价各项工作”等内容，高度重视煤电对于能源电力安全稳定供应的重要性。

2.煤电兜底保障作用进一步彰显

7月26日，国新办举行国务院政策例行吹风会，介绍迎峰度夏能源电力安全保供有关情况。从4月开始，国家发展改革委就会同煤电油气运保障工作部际协调机制各成员单位，提前谋划安排各项保供工作。积极提升电煤库存和稳定煤电出力。组织签订电煤中长期合同实现发电用煤全覆盖，持续抓好合同履约，度夏期间统调电厂存煤保持在接近2亿吨的高位水平。强化煤电机组运行管控，电厂存煤和出力均达历史同期最高水平。

据国家能源局统计数据，2023年电力投资呈现快速增长趋势，非化石能源发电投资占电源投资比重接近九成，在此背景下，截至11月底全国火电投资835亿元，同比增长了13.3%。截至2023年11月底，全国累计发电装机容量约28.5亿千瓦，同比增长13.6%；其中，火电13.8亿千瓦，同比增长4.3%，占总发电装机容量的比重为48%。1—11月，全国规模以上工业发电8.07万亿千瓦时，同比增长4.8%。11月发电7310亿千瓦时，增长8.4%。其中火电发电量同比增长6.3%，增速比10月份加快2.3个百分点。全国发电设备累计平均利用3282小时，比上年同期减少94小时。其中，火电4040小时，比上年同期增加61小时。

3.煤电迎来“两部制”电价政策

为适应新能源占比不断提高的新型电力系统建设，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，2023年11月，国家发展改革委、国家能源局发布《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，在全国建立煤电容量电价机制。煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组。煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元；通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024—2025年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为50%左右。2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。

随着我国电力市场快速推进，电量电价通过市场化方式形成，而容量电价体现了煤电对电力系统的支撑调节价值。实施煤电容量电价，从电价结构角度，定义了电力商品的不同价值。煤电容量电价是适应新能源快速发展、实现我国能源绿色低碳转型的现实需要。作为调整电价结构的关键一步，煤电容量电价的实施有利于稳定投资者预期，保障我国电力系统中有充裕的有效容量，从而确保电力安全稳定供应。

4.煤电机组“三改联动”进一步推进

根据国家发展改革委统计数据，截至2023年8月，全国已累计完成煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造超过5.2亿千瓦。2023年7月，中电联公布的《2023年煤电机组节能降碳、灵活性、供热改造“三改联动”技术改造示范案例名单》显示，五大发电集团55项煤电厂“三改联动”案例入选，为煤电行业树立了技术水平成熟、综合效益突出、有示范意义的典范，加快推动煤电行业高质量发展。

各省“三改联动”各不相同进展。据山西省电力行业协会介绍，山西省煤电“三改联动”任务较为繁重，从2019年开始启动煤电机组灵活性改造，2022年开始推进“三改联动”，第一批确定36家企业的95台机组作为2022—2023年的改造项目。目前改造工作正在有序推进，截至2023年4月底，已有21个企业的55台机组完成“三改联动”。湖南省2022年“三改联动”年度目标为节能降碳改造569万千瓦、灵活性改造554万千瓦、供热改造665万千瓦，该省当年实际改造装机容量分别为年度目标的132%、112%和118%，全部超额完成目标。另有数据显示，《湖南省“十四五”煤电机组改造升级实施方案》提出的节能降碳改造、灵活性改造、供热改造目标分别占2020年前投产在运的1945万千瓦煤电机组的69%、49%和49%。东北地区的“三改联动”主要通过安装电锅炉和切缸来实现。在电锅炉方面，截至2023年6月，吉林电锅炉装机容量约占总装机容量的8%，黑龙江约占4%，辽宁约9%。在切缸改造方面，吉林和黑龙江的机组改造较多。

大型机组“三改联动”亦有新的关键进展。世界最大火电厂——大唐托克托发电公司积极推进“三改联动”，完成9台机组深度调峰改造，1-8号机组可深调至20%；对4台60万千瓦空冷机组实施供热改造，改造完成后，供热能力将增至5300万平方米。2023年11月8日，国能台山电厂2号机组升参数改造后性能试验结果显示，机组供电煤耗由314.52克/千瓦时降至288.58克/千瓦时，机组各参数指标正常，标志着国内首台600兆瓦亚临界湿冷机组升参数提效改造技术研究与工程示范项目圆满成功。2023年3月9日，国家能源集团江苏泰州公司2号机组“三改联动”+控制系统“三化”改造项目完成后首次性能考核试验结果出炉，机组综合供电煤耗较改造前下降14.46克/千瓦时，1000兆瓦纯凝工况下高压缸、中压缸缸效分别提高7.27和2.08个百分点，目前机组保持连续安全稳定运行，整体能效处于同类型一次再热机组先进水平。该项目是国内首批百万千瓦机组汽轮机通流改造项目，也是行业内首个同时完成“三改联动”和控制系统“三化”改造项目。

5.煤电机组降碳转型取得积极进展

煤电CCUS项目取得积极进展。6月2日，国家能源集团江苏泰州电厂50万吨/年CCUS项目正式投产，成为亚洲目前捕集规模最大、综合指标最优、消纳利用最全的煤电CCUS项目，也创造了电效率最高、煤耗指标最低、环保指标最优三项“世界之最”。8月，克拉玛依中国石油新疆油田分公司2×66万千瓦煤电+可再生能源+百万吨级CCUS一体化示范项目获得核准批复。该项目的建设规模为新建2×66万千瓦超超临界间接空冷燃煤机组，总投资57.48亿元；200万吨/年CCUS项目（二氧化碳捕集系统）依托2×66万千瓦煤电项目建设，总投资14.64亿元。项目将打造全国规模最大的从煤电烟气碳捕集到油田利用与封存全产业链示范项目，为克拉玛依石油石化产业实施大规模可再生能源代替提供调峰能力，为北疆区域电网安全运行提供可靠电源支撑。

煤电掺氨实现火电行业低碳燃烧技术突破。火电机组掺氨或纯氨燃烧是发电领域碳减排的重要技术方向，我国燃煤锅炉目前掺氨燃烧研究进展世界领先。4月，全国首例大型煤电机组大比例掺氨燃烧工程示范取得成功。在皖能铜陵发电有限公司300兆瓦燃煤机组的大比例掺氨燃烧试验中，实现了最高掺氨35%的平稳运行，最大掺氨量大于每小时21吨，氨燃尽率达到99.99%。这标志着我国燃煤机组通过掺氨实现清洁高效燃烧技术进入工业应用阶段，为煤电机组节能减排、绿色低碳发展开辟了一条切实可行的路径，对加快构建清洁低碳安全高效的能源体系具有重要意义。11月，在中国神华广东台山电厂600兆瓦燃煤发电机组上成功实施煤炭掺氨燃烧试验。该机组是当前国内外完成掺氨燃烧试验验证的容量最大的机组。目前，600兆瓦及以上容量机组是我国火电装机的主力机型，占比达60%以上，探索600兆瓦燃煤发电机组掺氨燃烧技术，对降低二氧化碳排放具有重要意义。

二问题与趋势

1. 煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型

煤电在未来相当长一段时间内仍是我国电力供应的重要支撑，为实现“双碳”目标，保障电力系统稳定运行，需加快煤电清洁低碳化发展和灵活调节能力提升。

2023年6月，国家能源局发布的《新型电力系统发展蓝皮书》指出，煤电作为电力安全保障的“压舱石”，向基础保障性和系统调节性电源并重转型。2030年前煤电装机和发电量仍将适度增长，并重点围绕送端大型新能源基地、主要负荷中心、电网重要节点等区域统筹优化布局。在“双碳”目标背景下，煤电机组通过节能降碳改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”，实现向清洁、高效、灵活转型。2030年至2045年，依托燃煤耦合生物质发电、CCUS和提质降碳燃烧等清洁低碳技术的创新突破，加快煤电清洁低碳转型步伐。2045年至2060年，煤电等传统电源转型为系统调节性电源，提供应急保障和备用容量，支撑电网安全稳定运行。

2. “煤电+”耦合发电渐成煤电转型新思路

“煤电+储能”的耦合发电方式，将常规电源变为宽域调节电源，实现调节型电源的转变，提升火电机组涉网性能。目前，全国已有12个省份在相关政策中涉及了鼓励火电配储发展的内容，主要鼓励参与电力辅助服务市场。据中电联数据，截至2022年底，火电配储电站累计投运49座、装机77万千瓦/64万千瓦时，累计投运总能量同比增长23.2%。其中广东、山东、江苏、山西的火电配储装机较高，占总能量的88.87%。“煤电+CCUS”同样被寄予厚望。《中国碳捕集利用与封存年度报告（2023）》指出，至2022年底，我国已投用的煤电CCUS项目（含CCS项目）13个，总捕集能力约60万吨/年。“煤电+CCUS”项目在小场景得到应用，整体稳步推进，但是总捕集能力低、项目运营成本高、产品应用场景窄等问题依然存在，仍需继续攻关。此外，燃煤机组掺烧生物质燃料也被重新考虑，但是由于政策支持力度小，国内煤价下跌将使得电厂掺烧生物质既费力又赔钱，后续此模式的接受和扩展程度还需要关注。根据《新型电力系统发展蓝皮书》的描绘，煤电长期发展的方式将发生改变，未来要根据相应的场景，发展风光水火储一体化项目、煤电联营、港电一体化等项目，实现多能互补，“煤电+”的新发展方式值得去探讨和实践。

3. 煤电企业经营状况有待进一步改善

近年来，受煤炭价格高企等多重因素影响，煤电企业出现较大亏损。2023年以来，电煤价格震荡下行，加之燃煤发电机组市场交易电价有所上浮，火电企业亏损情况有所缓解，但电煤价格、天然气价格总体仍处于相对高位，且电价尚未完全覆盖发电成本，火电企业尚未整体实现扭亏为盈。伴随新能源装机的持续扩张，煤电机组容量利用率或将不断下降，导致收益率下滑。此外，受负荷率和发电量下降、辅助服务补偿不到位、投资收益难以保障等因素影响，煤电机组实施“三改联动”动力不足，不利于煤电灵活性资源潜力挖掘和创新，制约行业发展。

容量电价政策有利于维持煤电企业稳定运营，有序引导发电容量投资，为煤电转变为经济发展模式提供有利条件。业界认为，该政策的出台有望解决煤电低利用率下的收益问题，推动灵活性改造大规模开展。但当前开始实行容量电价政策的山东、广东、云南也由于不同省份能源结构和电力供需不同，容量电价政策有一定差异，而且容量电价或将影响煤炭长协合约的约束性。整体来看，业内对其理解还不统一，后续若要出台相关的考核机制，具体落实还有待观察。