观察| 以适应系统发展为目标升级煤电

提及煤电，首先想到“压舱石”“兜底”等词，其在能源领域的战略价值可见一斑。

（来源：微信公众号“中国能源观察”  作者：曲艺）

日前，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》），“新一代煤电升级行动”成为推进新型电力系统建设取得实效的关键一环。

中国工程院院士杨勇平指出，煤电是我国电力系统的重要组成部分，发挥了保电力、保电量、保调节的关键作用。坚持先立后破，统筹推进存量和增量煤电转型升级，推动煤电功能定位转变，是提升煤炭清洁高效利用水平、加快构建新型电力系统的重要任务，是统筹实现“双碳”目标与保障能源安全的必由之路，是夯实中国式现代化能源保障基础的关键举措。

充分认识煤电的战略价值

作为传统能源，煤电以可靠、稳定著称，这使得其在着力构建新型电力系统的当下，愈加至关重要。

“要充分认识煤电在积极稳妥推进碳达峰碳中和进程的战略价值。”杨勇平表示，考虑我国以煤为主的资源禀赋和目前大量优质存量煤电机组的现状，在中长期电力需求持续增长的总体趋势下，煤电在电力安全保供、规模化降碳减碳、支撑新能源发展等方面仍将发挥举足轻重的作用。我国现存煤电中约有6亿—7亿千瓦高参数、大容量、低排放煤电机组资产，且我国煤电平均服役期仅为15年，是我国电力系统保持安全稳定运行、实现电力电量平衡、提供系统调节能力的“压舱石”，在新能源尚未对传统能源实现安全可靠替代之前，要用好用足这些战略性资源，有序开展煤电机组清洁低碳化发展，积极稳妥推进碳达峰碳中和。

电力规划设计总院副院长姜士宏指出，立足以煤为主的基本国情，煤电是我国能源电力供应系统的主体支撑。在加快构建新型电力系统的进程中，综合考虑新能源电力的不稳定性和新型储能技术的较高成本，煤电在电力安全保障中仍发挥着“压舱石”作用。据统计，2023年，煤电以不足40%的装机占比，承担了全国70%的顶峰保供任务，有力保障了我国民生用电和经济社会发展需求。

“此外，煤电是现阶段较为经济可靠的调峰电源，面对极热无风、极寒无光、连续高温、低温雨雪冰冻等极端天气导致的新能源出力受限等挑战，煤电对维持电力系统安全发挥着重要支撑作用。”姜士宏补充道。

杨勇平提示，综合中国科学院、中国工程院、国家电网、中国石油等多家权威科研机构研判，到2060年碳中和期，煤电装机容量仍要保留4亿千瓦以上，才能满足能源电力保供需求。

那么当前我国煤电发展形势如何？8月29日，国务院新闻办公室发布《中国的能源转型》白皮书。白皮书显示，10年来，我国累计淘汰煤电落后产能超过1亿千瓦。积极推进煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，截至2023年底，95%以上煤电机组实现了超低排放，50%以上煤电机组具备深度调峰能力。

在白皮书新闻发布会上，国家能源局副局长万劲松透露，“十四五”以来，全国累计完成煤电机组“三改联动”规模超过7.4亿千瓦。此举意味着煤电的高效调节性能和清洁低碳水平在不断提升。这已得到充分印证——白皮书披露，10年来，我国煤电平均供电煤耗降至303克标准煤/千瓦时，先进机组的二氧化硫、氮氧化物排放水平与天然气发电机组限值相当。

国家能源局电力司主要负责同志就《行动方案》答记者问时指出，未来一段时期，煤电仍是我国电力可靠供应的重要支撑电源。针对新型电力系统对煤电加快转型升级的要求，《行动方案》以清洁低碳、高效调节、快速变负荷、启停调峰为主线任务，开展新一代煤电试验示范。

《行动方案》要求，推动煤电机组深度调峰、快速爬坡等高效调节能力进一步提升，更好发挥煤电的电力供应保障作用，促进新能源消纳。

“由于风光等新能源发电具有间歇性和波动性，电动汽车、分布式储能等新型用能形式的广泛接入，以及降温采暖负荷占比逐步提升，源荷特性的变化客观上需要电力系统具备更多的调节性资源，为电力系统提供更加充裕的调节能力。”杨勇平分析称，煤电是我国技术相对成熟、成本相对较低、功能较为全面的常规电源，面向构建新型电力系统的现实要求，煤电在夯实电力保供基础的同时，还需进一步向支撑性调节性电源定位转型，对快速变负荷、深度调峰、启停调峰等功能特性提出了更高要求，平常时段为新能源发电让出发电空间、风光低出力与负荷高峰时段顶峰出力，支撑新能源高质量发展。

杨勇平强调，应积极有序提升煤电灵活高效运行水平。“虽然我国大容量先进煤电机组额定工况效率全球领先，但低负荷率下供电煤耗比额定工况大幅增加，机组安全性和寿命也受到影响，相应地增加了碳排放。因此，为支撑新型电力系统建设，需统筹考虑煤电经济运行水平和灵活高效运行技术攻关，因厂制宜、因机制宜，积极有序推动煤电机组开展宽负荷高效调节能力建设、提升深度调峰和快速爬坡水平。值得注意的是，新一代煤电技术的突破，不仅需要关注传统的调峰能力提升，还需要同步确保煤电机组调频、转动惯量、爬坡、备用等特性不劣化，甚至还应着重加强，煤电改造升级应向着不断与新型电力系统构建相适应的方向发展。”

推进煤电低碳化改造

《行动方案》要求，应用零碳或低碳燃料掺烧、碳捕集利用与封存（CCUS）等低碳煤电技术路线，促进煤电碳排放水平大幅下降。

“煤电低碳化改造建设是推动煤电行业转型升级、发展新质生产力的应有之义。”中国电力企业联合会规划发展部主任张琳表示，长期以来，我国积极实施煤电节能改造，“十一五”“十二五”“十三五”和“十四五”前3年全国平均供电煤耗分别下降37.0克/千瓦时、17.6克/千瓦时、9.9克/千瓦时和1.6克/千瓦时，煤电机组碳排放水平逐步降低。但随着新能源大规模并网，煤电调峰的深度和频度持续增加，煤电运行条件已经发生深刻变化，亟须通过源端减碳、末端固碳等技术方式进一步推动煤电低碳转型。

具体如何落实？

记者梳理发现，今年6月国家发展改革委、国家能源局印发的《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》，已对存量煤电机组低碳化改造和新上煤电机组低碳化建设作出了系统安排，并列出了生物质掺烧、绿氨掺烧、CCUS三种可行的路径选择。

生物质掺烧方面，利用农林废弃物、沙生植物、能源植物等生物质资源，综合考虑生物质资源供应、煤电机组运行安全要求、灵活性调节需要、运行效率保障和经济可行性等因素，实施煤电机组耦合生物质发电。改造建设后煤电机组应具备掺烧10%以上生物质燃料能力，燃煤消耗和碳排放水平显著降低。

绿氨掺烧方面，利用风电、太阳能发电等可再生能源富余电力，通过电解水制绿氢并合成绿氨，实施燃煤机组掺烧绿氨发电，替代部分燃煤。改造建设后煤电机组应具备掺烧10%以上绿氨能力，燃煤消耗和碳排放水平显著降低。

碳捕集利用与封存方面，采用化学法、吸附法、膜法等技术，分离捕集燃煤锅炉烟气中的二氧化碳，通过压力、温度调节等方式实现二氧化碳再生并提纯压缩。推广应用二氧化碳高效驱油等地质利用技术、二氧化碳加氢制甲醇等化工利用技术。因地制宜实施二氧化碳地质封存。

按照要求，2027年煤电低碳化改造建设项目的碳排放应基本达到天然气发电机组水平。

中国工程院院士刘吉臻表示，上述3种煤电低碳化改造建设方式，通过持续改造升级，推动煤电碳排放达到气电水平，有助于减少煤炭使用和碳排放，是推进煤炭清洁高效利用、加速构建新型能源体系的必然要求，也是提升煤电行业核心竞争力、助力实现碳达峰碳中和目标的关键举措。

“天然气发电是国际公认的清洁能源，也是近年来美欧等发达经济体的支撑性电源和煤电替代电源。据统计，2023年美国、欧盟天然气发电量占比分别为43%、17%，而我国天然气发电量占比仅为3.2%。”姜士宏指出，近年来，我国积极推进煤电超低排放改造，现役煤电机组大气污染物排放已普遍达到气电排放水平。在此基础上进一步推动煤电低碳化改造建设，相当于提高了我国清洁能源装机和发电量占比。

张琳分析，对标天然气发电机组碳排放水平推动煤电低碳化改造建设，既可以更好发挥存量煤电效能，又可以有力支持新能源开发消纳，还可以助推新兴低碳技术和产业发展，是主动适应新型电力系统建设需要、加快能源绿色低碳转型的关键举措。

“在煤电低碳化技术推广过程中，应紧抓工程示范这一关键环节，掌握不同机组条件、不同工况下各类低碳化技术的建设和运行成本，客观全面论证技术的可靠性与经济性。”刘吉臻强调，要在实践中实现技术迭代和进步，推动煤电低碳化技术从“实验室”踏入“应用场”，走出一条技术成熟、成本可控、安全可靠的煤电行业绿色低碳高质量发展的新路径。

在杨勇平看来，CCUS是目前实现大规模化石能源零排放利用的主要技术选择之一。“若CCUS不能实现技术突破和规模化商业应用，从经济性角度看，2060年电力行业‘双碳’转型成本将增加约7%—10%。”他坦言，这迫切要求抓住碳达峰之前的关键窗口期，全力攻克煤电CCUS技术面临的能耗高、成本高、基础设施建设滞后等技术难题，同时加快布局一些前瞻性、颠覆性的未来CCUS技术，实现二氧化碳的低能耗捕集，为实现碳中和目标提供支撑保障。

记者查阅《中国的能源转型》白皮书发现，由国家能源集团自主研发、设计、建设的亚洲最大50万吨/年煤电CCUS工程被写入白皮书“加快构建能源供给新体系”中，作为“在化石能源领域开展碳捕集、利用与封存（CCUS）试点”案例。该项目以国家能源集团泰州电厂4号百万机组烟气为原料，进行二氧化碳捕集、利用、封存，捕集率大于90%，每年可捕集消纳二氧化碳达50万吨，产出干基二氧化碳纯度99.94%，示范工程于2023年6月正式投运。截至目前，该项目已集捕集规模、综合能耗、市场化消纳占比、连续运转时间等多项纪录于一身，实现社会、经济“双效益”，成为煤电CCUS技术、运营“双标杆”。

建立煤电容量电价机制

《行动方案》提出，以合理的政策、市场机制支持煤电机组优化运行方式。

中国能源研究会能源政策研究室主任林卫斌表示，面向新型电力系统，促进煤电转型发展，需要探索政策与市场协同发挥作用的有效机制，要着重机制的动态调整与优化，要充分考虑中国的实际，在中国式能源治理体系下探索保障可靠性、灵活性和经济性有机统一的煤电转型发展机制。

在这方面，去年便有重磅细则出台——2023年11月，国家发展改革委、国家能源局正式印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》（以下简称《电价机制》）。

白皮书也显示，我国建立煤电容量电价机制，推动煤电由基础性电源向支撑性调节性电源转变。

中国电力企业联合会党委书记、常务副理事长杨昆表示，随着我国可再生能源快速发展，煤电装机占比和发电量占比已实现“双降”。但在新型电力系统中，煤电将主要发挥支撑性和调节性作用，为快速发展的新能源发电“让路”和“保驾护航”，自2020年以来，全国新能源新增装机已连续3年超过1亿千瓦，“十四五”末、“十五五”期间新能源将延续快速增长的发展态势。燃煤发电利用小时数还在逐年下降，在此情况下，煤电为电力系统提供了持续稳定的安全保障出力、灵活可控的电力调节能力和充足可靠的旋转备用容量，提高了清洁能源的消纳水平。

“《电价机制》充分考虑了电力系统运行、煤电运营和经济发展实际，具有较强的可操作性。”杨昆总结称。

“其一大亮点在于，建立了反映煤电电能量市场化价值和容量价值的两部制电价机制。”杨昆指出，通过电能量电价的市场化形成机制，反映燃料成本变化和电力市场供需状况；结合全国典型煤电机组投资成本，明确了煤电机组容量电价的适用范围和国家补偿标准，即煤电机组经营期内每年固定成本支出标准为330元/千瓦时，适用范围涵盖全部合规在运的公用煤电机组。煤电机组可获得的容量电费，根据当地煤电容量电价和机组申报的最大出力确定。

杨昆认为，完善煤电容量电价形成机制，能够有效促进电力市场建设、有利于新型电力系统电价机制的形成。“在电力市场中，不同电源在电力系统中发挥的功能和作用不尽相同，以往各类电源定价时通常以煤电基准价为参照，各类电源的容量价值、灵活性调节价值和绿色环境价值没有得到充分体现。煤电容量电价打破了单一制电价模式的桎梏，将煤电基准价进一步拆分为电量电价和容量电价两部分，更有利于明确不同电源在电力系统中承担的义务、应当享受的权利和应当获得的合理收益。”

国家发展改革委有关负责人就《电价机制》答记者问时表示，长期看，建立煤电容量电价机制，首次实现对煤电这一主力电源品种电能量价值和容量价值的区分，可有力推动构建多层次电力市场体系，引导煤电、新能源等市场参与者各展所长、各尽所能、充分竞争，全面优化电力资源配置，提升整个电力系统的经济性。

该负责人进一步分析称，各地电力系统对支撑调节能力需求不同，煤电功能转型进度差异也较大。有的地方水电、新能源等可再生能源比重较大，煤电已主要发挥支撑调节作用；有的地方煤电则仍是主力电源，在提供电力和电量方面都是“顶梁柱”。因此，在确定容量电价回收固定成本比例时，将煤电转型较慢、机组利用小时数较高的地方安排得低一些，煤电转型较快、机组利用小时数较低的地方安排得适当高一些，符合各地实际情况，有利于煤电加快实现功能转型。

除了电价机制，杨勇平还建议，完善新一代煤电转型升级的配套保障机制。“推动煤电转型升级涉及从科技创新到应用示范，再到产业发展的全链条，具有时间紧、任务重、难度大的特点，对组织管理、研发能力、资源配置均有很高要求，配套保障机制尤为重要。”

对此，杨勇平认为，在技术研发阶段，要充分发挥新型举国体制的制度优势，成立国家实验室、全国重点实验室、煤电龙头企业、重点高校和科研机构联合组成的创新联合体，加大煤电转型升级科技创新人才培养力度，持续强化新一代煤电技术联合攻关能力；在示范应用和推广阶段，要鼓励示范验证所在地区制定细化首台（套）重大技术装备支持政策，推动新一代煤电设计及设备选型等标准体系建设，推动技术标准化以及标准国际化，持续提升我国在煤电清洁高效利用技术领域的国际先进性。

这也与《行动方案》的要求相契合。在推动新一代煤电标准建设方面，《行动方案》明确提出针对新一代煤电技术路线，推动开展煤电降碳效果核算标准制定。组织开展《大中型火力发电厂设计规范》修编工作，重点完善新一代煤电系统设计及设备选型标准体系，更好适应电力系统清洁低碳、灵活智能的发展要求。对行业亟须的先进性指标要求，先行研究制定文件予以规范，后续在标准修编中明确。