黄少中：关于西北地区煤电转型的分析与研究

（二）西北地区煤电在新型电力系统中的作用和定位

以电力保供为约束边界，综合考虑新能源消纳措施后，结合全年8760小时生产模拟计算，各规划水平年主要指标计算结果如下：

2025年西北电网新能源装机占比达到61%，新能源发电量占比超过39%，已具备新型电力系统的基本形态。

2030年新能源规模进一步增长，电力和电量向供应主体转变，新能源装机占比超过68%，发电量占比超过53%。

2030年敏感方案下，新能源装机占比达到66%，发电量占比超过48%。

2035年新能源继续发展壮大，逐步成为装机和电量的“双主体”，新能源装机占比达到72%，发电量占比接近59%。

“十四五”和“十五五”期间西北地区电力行业碳排放仍保持刚性增长，年均增长率分别为2.8%和0.9%（敏感方案1.5%），“十五五”期间年均增速较“十四五”期间下降1.9个百分点（敏感方案1.3个百分点）。2030年前后电力行业碳排放达到峰值，“十六五”以后电力行业碳排放开始负增长，2035年排放总量降低至6.01亿吨。

图2  西北地区电力行业碳排放测算

2025年，西北地区新型电力系统已具备初步雏形，新能源电量占比达到40%，新能源利用率仍按95%控制。在电力保供方面，煤电主要起顶峰作用，满足尖峰负荷的需要。在新能源消纳方面，充分挖掘常规煤电的灵活性，通过灵活性改造提升煤电机组的调峰能力。此阶段，煤电装机/负荷约为1.0，煤电机组的利用小时数约为4000小时，最小技术出力达到35%。

2030年，新能源规模进一步增长，新能源电量占比达到50%，新能源利用率应有所下降，可按90%考虑。2030年，煤电装机/负荷约为0.9，煤电机组的利用小时数约为3000小时，最小技术出力达到30%。

2035年，新型电力系统基本建成，新能源电量占比达到60%，新能源利用率应进一步下降，可按80%考虑。2035年，煤电装机/负荷约为0.8，煤电机组的利用小时数约为2500小时，最小技术出力达到20%。在这一阶段，在电力保供方面，煤电主要满足极端天气的日电量平衡；在新能源消纳方面，煤电起跨日调峰电源的作用。

2060年，新能源规模继续壮大，“双碳”目标实现，新能源电量占比达到90%～120%以上（考虑储能损耗等因素）。在电力保供方面，煤电主要满足极端天气的月电量平衡。在新能源消纳方面，煤电起跨季调峰电源的作用。此阶段，煤电装机/负荷约为0～0.2，煤电机组的利用小时数小于2000小时，最小技术出力小于20%（可为负值）。

图3  火电在不同发展阶段的定位

四、西北地区煤电转型思路

西北地区煤电转型思路可按照增容控量（当前至2030年）、控容减量（2030—2035年）和减容减量（2035—2060年）三个发展阶段考虑。

（一）增容控量阶段（当前至2030年）

当前至2030年，新能源将逐步成为发电量增量的主体，但煤电仍然是电力安全保障的“压舱石”。煤电转型的首要目标是满足基础负荷的同时最大程度为系统安全稳定运行提供灵活性支撑，因此需适当增加煤电装机，同时严控煤电电量增长，在2030年实现煤电发电量和碳排放量的“双达峰”。

对于增量煤电机组，应主要发挥高峰电力平衡和应急保障作用并提供转动惯量，保障电力系统安全稳定运行，其设计定位应为灵活性机组，严格控制新增煤电机组节能降耗标准。一方面严格设定能效准入门槛，加强对新增煤电项目设计煤耗水平的管控，鼓励提高煤电项目的前期论证、设备选择、工艺设计等各个环节的标准。另一方面，提高机组参数水平，原则上新建非热电联产燃煤发电项目采用60万千瓦及以上超超临界机组。此外，需重点围绕西北地区“风光火储”一体化能源基地、主要负荷中心，兼顾调节性需求，电网重要节点等区域统筹优化布局。

对于存量煤电机组，应开展“三改联动”，有序淘汰煤电落后产能，加快现役机组节能升级和灵活性改造，积极推进供热改造，推动煤电从主体性电源向系统调节性电源发展。

（二）控容减量阶段（2030—2035年）

2030—2035年，煤电发电量、耗煤量稳步下降，仍需新增一部分煤电装机，更多承担系统调节、高峰电力平衡的功能。煤电转型首要目标是完成新增电力需求主要由新能源满足，并开始逐步替代煤电发电存量，缩短峰值平台期，深入推动煤电灵活性改造。

在开展“三改联动”的同时，需系统性推进煤电行业淘汰落后产能。针对小容量、高能耗、老旧机组，基于环保、能效、供热需求、区域布局、投资与经济性等多维度评估，实施超30年机组的规范化退役，并对10万千瓦以下、环保不合规、缺乏改造潜力的机组予以淘汰。对于市内部分老旧煤电机组，可考虑优化土地利用，提升经济价值。同时，统筹在建与缓建煤电机组与落后机组的替代进程，实现“上大压小”的产能置换，探索对30万千瓦及以上、运行良好的老旧机组进行改造延寿的可能性。

1.两栖电厂

对于存量煤电机组，可在常规燃煤电厂基础上配套建设电加热模块、熔盐储能模块和蒸汽发生模块，将熔盐储热系统和燃煤发电系统耦合起来成为发电和储能两栖电厂。建设包含燃煤发电和熔盐储热的两栖电厂为新型电力系统中新能源消纳和电力供应保障提供了新的解决途径，既可解决季节性缺电省份煤电利用小时数不高、发电设备长期闲置问题，为新型煤电建设模式提供参考，还可最大化提高新能源利用率，降低燃煤消耗，对于新型电力系统中煤电转型发展具有一定的指导意义。

2.应急备用电源

煤电机组具有快速响应和调峰的能力，对于存量煤电机组，可将其转为应急备用电源，在电力供应出现紧张或中断时，迅速投入运行，确保电力系统的稳定运行。具体实施时，应优先选择20万千瓦及以上大容量、服役期满不延寿、应急备用条件较好的机组，对机组的安全、环保、能效等技术条件开展详细的评估，确保转为应急备用电源的机组符合相关标准和要求。此外，应对选定的煤电机组进行技术改造，引入先进的控制系统和调节技术，提高机组的灵活性和调节能力，使机组能够更快速地响应电力系统的需求变化。

3.调相机改造

在电力系统中，发电机的调相功能主要指的是发电机在不发电或发出有功功率很小的情况下，向系统提供或吸收无功功率，以调节电网电压。对于退役煤电机组，可以开展调相功能改造，使煤电机组能够在低负荷或空载状态下，更有效地提供或吸收无功功率，从而帮助维持电网电压的稳定。

（三）减容减量阶段（2035—2060年）

2035—2060年，在此前转型基础上，煤电转型的远期展望目标是推进煤电机组应退尽退，向调峰煤电、应急备用和安全稳定电源转变；同时通过部署生物质能-碳捕集与封存（BECCS）技术，实现加速减排。

国网能源研究院发布的《中国电源发展分析报告2023》提出，我国煤电机组将于2036年出现第一次退役尖峰，当年退役规模达8700万千瓦，2039年出现第二次退役尖峰，当年退役规模达6200万千瓦。由此可见，2035年后，随着风光发电技术的创新应用及成本不断下降，叠加煤电达到甚至超过30年的寿命期进入自然淘汰阶段，电力系统具备加速转型的基础和条件。2050年之后，随着氢能的技术经济进步，对煤电将实行应退尽退。

2023年，国家能源局发布的《新型电力系统发展蓝皮书》提出，我国用电需求在2045年前后达到饱和，新能源逐步成为发电量结构主体电源。届时，煤电已完全转变为系统调节性电源，服务于高比例可再生能源消纳，并提供应急保障和备用容量。因此，到2050年前应保留适量煤电机组提供调峰及其他调节服务。2050年以后随着大量燃煤机组退役，应将退役机组分为应急备用和战略备用两类，应急备用机组每年开机数次保障用电负荷尖峰时期紧急电力缺口，利用小时在1000小时以内；战略备用机组厂房平时停水停电不备煤，机组处于封存状态，作为应急安保电源仅在必要时开启。

此外，通过对存量燃煤机组采用燃煤耦合生物质发电结合CCS/CCUS改造，加大燃煤耦合生物质发电掺烧比例，推动煤电机组向低碳甚至零碳电源转变，尽快将BECCS纳入碳中和关键技术体系，为煤电资产在碳中和时代绿色转型发展之路提供支撑。

五、西北地区煤电转型举措

“碳达峰碳中和”目标的落实将重构发电行业产业结构，对煤电行业产生深刻影响。从电力市场建设、煤电科技创新和煤电转型方式三方面提出以下转型举措。

（一）深化电力市场建设

1.建立三部制煤电电价

建立新的煤电市场机制，将目前现有煤电电价分解为容量电价、灵活性市场电价及电能量市场电价，形成三部制电价机制，使电价构成更加清晰合理，充分体现煤电提供电力安全保障的电力容量、提供灵活调节能力的辅助服务和提供能量保障的发电量等功能。

2.完善传统电源的容量成本回收机制

传统煤电机组的成本主要集中在固定投资费用、检修改造费用、日常维护费用、较高的启停费用以及低负荷运行带来的额外成本方面。为促进煤电机组固定成本补偿的全覆盖，应推动容量电价回收固定成本的比例提升至100%，并建立与机组情况相适应的容量补偿电价机制，定期进行核算更新。同时，随着新能源发电占比提升，应扩大容量电价范围至新型储能，以体现其容量价值，促进健康发展。中远期应推动建设容量市场机制，通过市场竞争形成容量价格，优化发电资源配置，并为灵活性改造和战略备用机组提供容量支付，保障电力系统长期容量充裕性。此外，在煤电功能定位转变中，引入发电容量成本回收机制，解决煤电搁浅资产补偿问题，保障发电企业积极性，同时鼓励灵活电源进入市场，满足电力安全可靠供应。

3.完善辅助服务市场机制

调峰辅助服务是指并网发电机组能够根据电网的调峰需求而有计划地、按照一定调节速度调节发电出力、改变机组运行状态所提供的调节服务，包括深度调峰和启停调峰。在高可再生能源渗透率的新型电力系统中，煤电正由基荷电源向调节型电源转变，低利用小时数将成为新常态。为适应这一变化，辅助服务市场需引入多样化交易品种，如灵活性爬坡、转动惯量等，以及多元化资源，包括自备机组，以增强系统调节能力。同时，应精细化辅助服务费用的分摊机制，确保费用来源和方式的多样化，合理疏导至新能源和用户侧。此外，需求侧辅助服务市场的完善将有助于进一步挖掘工业用户调峰潜力，减少煤电出力，促进新能源消纳。

4.完善峰谷分时电价机制

为充分发挥可平移的调节潜力，应拉大峰谷电价价差，尽快推动尖峰电价机制的完善，适时建立深谷电价机制，强化价格信号引导作用；衔接电力市场建设，鼓励电力中长期合同分时段签约分时价格设置，已开展现货试点地区，根据市场历史价格数据及时调整分时方式与系数，推进政府定价与市场定价协调发展；扩大实施范围，覆盖工商业用户，并鼓励农业生产用电、居民用电自愿执行，促进电力资源在更大范围优化配置。

5.建立全国或区域统一电力市场，解决省间煤电交易障碍，优化资源配置

研究制定全国或区域统一的电力市场交易规则，包括准入、交易、结算、监管等方面的具体规定，鼓励煤电企业积极参与电力市场交易，通过市场竞争优化资源配置。加大投入，建设和完善电网基础设施，提高电网的传输能力和稳定性，推动省际电网互联互通，实现电力资源的跨省跨区优化配置。

（二）鼓励科技创新驱动转型

1.研发煤电机组适用的低碳技术

通过发展CCUS（碳捕集、利用与封存）技术减少二氧化碳排放，创新推动低碳和零碳排放技术，降低燃煤机组的碳排放量，使燃煤机组能够实现超低碳排放。

2.提高煤电机组的运行能效

通过研发燃气-蒸汽联合循环技术、汽轮机高背压改造等先进技术提高燃煤机组的效率。同时，可通过汽轮机通流改造、锅炉和汽轮机冷端余热深度利用改造等节能改造项目提升机组的能效水平。此外，还可通过燃煤耦合农林废弃物、市政污泥等多元化燃料利用提高煤电的效率。

3.提升煤电机组的灵活调峰能力

研发新一代超净超灵活智能煤电机组及其配套控制系统，通过研发先进的燃烧技术和控制系统，如富氧燃烧、智能控制等，以提高机组的响应速度和负荷调节能力。通过实施汽轮机抽汽、高压电极锅炉、储热罐等技术改造，增强机组在供热季和非供热季的调峰能力。

4.研发节水型清洁煤电技术

西北地区煤炭资源丰富，但水资源相对匮乏。建议西北地区煤电行业优先发展节水型清洁煤电技术，如干式冷却系统，减少水资源消耗。此外，西北地区煤电行业还可以通过提高用水效率、探索非常规水资源利用进一步促进节水和清洁转型。

（三）完善煤电转型方式

1.燃煤机组掺烧生物质和绿氨

利用农林废弃物、沙生植物、能源植物等生物质资源，实施煤电机组耦合生物质发电，以降低燃煤消耗和碳排放水平。此外，可以使用风电、太阳能发电等可再生能源制备的绿氢、绿氨，替代一定比例燃煤进行清洁高效耦合燃烧，有效降低煤电碳排放水平。

2.鼓励煤电与煤炭、可再生能源联营

煤电与煤炭联营可通过整合煤炭开采和电力生产，形成稳定的供应链，降低成本并提高能源利用效率，有助于构建长期稳定的合作关系，减少市场煤价波动对电力成本的影响，实现资源的优化配置和利益共享、风险共担。煤电与新能源联营能够实现能源结构的优化和互补，提高能源利用效率和系统稳定性。煤电企业可以利用新能源的清洁特性，降低自身的碳排放和环境影响，同时新能源的不稳定性和间歇性可以通过煤电的调峰能力得到有效补充。

3.新能源指标置换实现煤电替代

新能源指标置换通过赋予煤电厂等比例的新能源项目开发权益，替代其既有煤电产能的容量指标。在促进煤电机组有序替代、缩减传统煤电产能的同时，实现了对煤电厂既有资源与人力资源的高效再利用。新能源指标置换不仅可提升资源利用效率，还有助于缓解煤电行业转型对员工群体的潜在冲击，为能源结构转型提供更为平稳的过渡路径。

注释：

[1] 考虑火电部分数据难以拆分，本文有部分内容以火电代替煤电进行分析。

[2] 未计入点对网交流送电配套火电。