煤电焕新：一场关乎11亿千瓦的效率变革

在推进新能源占比不断提升的新型电力系统构建进程中，煤电正经历着历史性的角色嬗变。

今年，国家发展改革委、国家能源局联合印发《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》（以下简称《实施方案》），新一代煤电升级专项行动正式启动，旨在推动传统煤电向“清洁降碳、安全可靠、高效调节、智能运行”方向转型。

（来源：中国能源观察 作者：王睿佳）

那么，新一代煤电升级怎么升？与过往的煤电改造有何不同？

对于“升级”这条路，中国工程院院士杨勇平给出了精准概括：“以‘三改联动’为基础，通过明确技术指标、完善实施路径、配套政策支持，系统部署煤电行业清洁化、灵活化、智能化升级行动路径，既是推动煤电高质量发展的关键举措，也是构建新型电力系统的重要支撑。”

推进低碳化还需“量体裁衣”

“低碳化改造已经不再是煤电企业的选修课，而是不得不做好的必修课。这项工作时间紧迫、势在必行。”中国电力企业联合会专家委员会首席专家、中国能源研究会理事陈宗法的一句感慨，道出了煤电升级的紧要。

我国作为全球最大的煤炭消费国，煤电装机容量超过11亿千瓦，占总发电装机容量的比重为35.7%，承担着约60%的发电量、70%的顶峰能力和接近80%的调节能力。然而，这座“能源压舱石”长期背负着沉重的环境压力，大量的煤炭消耗使煤电行业在“双碳”目标约束下面临着经济效益与环境容量的双重挤压。

在此背景下，近年来我国通过节能降碳改造，实现了煤电大范围的清洁高效利用，并建成世界最大的清洁煤电供应体系。

由东方电气自主研制的700兆瓦高效超超临界循环流化床锅炉是目前投运的全球单机容量最大、参数最高、技术最先进的循环流化床锅炉，该成果使机组热效率提升至46.5%，每年可节约标煤超17.5万吨，减少二氧化碳排放50万吨，为推动我国能源结构的低碳化和清洁化转型积攒了宝贵经验。

碳捕集技术进入规模化验证阶段。今年3月，华能陇东能源基地百万吨级二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）研究及示范项目取得重要进展，项目电气倒送电一次成功。该项目创新采用化学吸收—地质封存全流程技术，捕集成本大大降低。项目建成后，将成为全球规模最大、能耗最低的煤电二氧化碳捕集工程，为我国煤电深度脱碳提供了典范。

那么，如何以“新”的要求引导煤电升级进入更高层次？

《实施方案》对新一代煤电升级在清洁降碳技术上作了新的要求：新建机组应预留低碳化改造条件，鼓励具备条件的实施低碳化建设。新一代煤电试点示范机组采用降碳措施后，度电碳排放水平应较2024年同类型机组降低10%—20%，鼓励进一步提高碳减排水平。

“以往煤电升级改造的实践证明，只有政策上到位、技术上可行、经济上合算，升级改造才能落到实处。因此，政策要兼顾到国家、企业、市场等社会各方，吸取过去煤电升级改造的经验教训，综合施策，有效推进煤电低碳化改造建设。”业内专家指出。

正是有了充分考虑，《实施方案》提出分省制定方案、探索新一代煤电试点示范，不搞“一刀切”，分类有序推动煤电清洁降碳。

具体来讲，《实施方案》进一步细化了煤电低碳化改造建设的支持政策，增强其有效性，力求调动满足条件的实施主体甚至社会资本的积极性。

例如，从地方实际和企业角度出发，提出“统筹考虑电力系统需求、煤电机组条件和企业经营情况等因素，合理确定本地区现役机组改造升级、新建机组建设运行和新一代煤电试点示范的时序、范围、目标等”；对于现役机组不盲目迫使其升级，而是“鼓励具备条件的现役机组实施低碳化改造”；对于新建机组升级指标水平，提出“新建机组设计应满足《大中型火力发电厂设计标准》（GB 50660）的相关要求”，并鼓励探索新一代煤电试点示范；在技术创新上提出“因地制宜采用零碳低碳燃料掺烧、碳捕集利用与封存、煤电与新能源耦合等技术，提升机组清洁降碳技术水平”。

此外，《实施方案》还从进一步发挥市场机制作用的角度出发，提出“鼓励完善电力现货市场、辅助服务市场和煤电容量电价机制，合理体现煤电机组高效调节价值和环境价值”，在助推煤电降碳的同时保障调峰机组合理收益。

破解“刚性”枷锁要“软”“硬”兼施

传统煤电机组最低负荷率普遍高于50%，启动耗时超10小时，难以满足当前新型电力系统的发展需求。《实施方案》对煤电的深度调峰技术作了具体要求，提出根据机组类型、煤质特性、供热类型等区别，现役机组最小发电出力达到25%—40%额定负荷。新一代煤电试点示范机组最小发电出力达到20%额定负荷以下。机组在实现上述深度调峰能力的同时，尽可能通过自身调节或辅助调节方式兼顾一次调频性能。

在新疆哈密，国神哈密煤电公司花园电厂通过INFIT辅助调频及深度调峰优化等改造工作，使机组最低出力可达到20%的额定负荷，大幅提升了电厂参与调峰的能力。

花园电厂的灵活性改造只是一个缩影。据国网新疆电力有限公司数据，截至今年4月初，新疆已完成87台煤电机组灵活性改造，总装机规模3683万千瓦。

让我们将视野放宽，国家能源局和中电联相关数据显示，截至2024年三季度末，全国灵活调节煤电规模超过6亿千瓦，全国灵活性改造完成3.6亿千瓦，充分为电网消纳风电、太阳能等新能源的负荷波动释放了调节空间，有力发挥了对提升电力系统调节能力的支撑作用。

“依托灵活性改造，我国煤电正逐步破解其与生俱来的‘刚性’枷锁，为新型电力系统建设提供关键支撑。”业内专家指出。

当前，热电解耦系列技术的发展对北方地区煤电释放调峰潜力起到了关键作用。为什么这么说？清华大学建筑节能研究中心教授付林形象地解释：“火电未来的定位是同时满足北方地区供热和为可再生能源调峰，然而热电联产‘以热定电’运行模式，热电输出相互耦合、相互制约。因此需要找到一种解耦热电联产的热电输出，使得热电机组在满足供热负荷时，发电还能在大范围内进行调节的方式。”

华能丹东电厂储热罐工程是我国较早一批热电解耦灵活性改造项目，该厂通过新建一台斜温层技术的常压热水储热罐来进行热电解耦改造，极大地提高了机组在供暖期的运行灵活性。一方面，在深调幅度达15%额定负荷的情况下，进一步增加机组在供暖期参与深调的“续航时间”；同时，又可在严寒期保证对外供热温度的前提下，大幅提高机组的发电出力，从而真正实现热电解耦，为当地居民和企业持续稳定供暖提供强有力的保障。

此外，低负荷稳燃、滑压运行优化、旁路系统扩容、熔盐储热耦合、生物质掺烧等技术在全国因地制宜地得到了有效利用，大大加快了煤电灵活性改造的步伐。

灵活性改造，既要有技术“软”实力的加持，更离不开资金“硬”实力的支撑。

对此，政策制定早有考量。《实施方案》明确，加大改造建设支持力度。支持符合“两新”等条件的煤电领域节能降碳改造建设项目。支持符合条件的燃煤发电项目发行基础设施领域不动产投资信托基金（REITs），畅通“投融管退”渠道，促进投资良性循环。同时，支持现役煤电改造升级机组、新建机组和新一代煤电试点示范机组与新能源实施联营，鼓励联营的新能源项目优先并网。

以“智”赋“质”谋求长足发展

在可再生能源装机突破14亿千瓦的新能源时代，煤电遭遇着“既要又要”的转型悖论：既要承担基础负荷的保供责任，又要维持深度调峰的灵活需求；既要满足超低排放的环保要求，又要应对燃料成本波动的经营压力，这也意味着今后的煤电升级不再只是简单的设备更新，而需要构建涵盖感知、决策、执行能力的更为“智慧”的神经系统。

“智能运行是新一代煤电升级的重要支撑。”国家能源局有关负责人表示，《实施方案》提出了新一代煤电应重点聚焦智能控制、智能运维、智能决策3个评价指标。其中，智能控制要求煤电机组强化负荷调节的自动化性能，提升自动控制的精准度并减少人工干预；智能运维要求提升机组运行智能化水平，强化安全监测、风险预警和寿命管理；智能决策是适应电力市场交易机制的重要能力，通过提升机组在市场化运行中的科学决策能力来降本增效。

对于煤电智能运行，西安热工研究院发电部副主任高林给出了定义：“以发电过程的数字化、自动化、信息化、标准化为基础，集成智能传感与执行、智能控制与优化、智能管理与决策等技术，形成具备自学习、自适应、自趋优的智能发电运行模式，打造煤电站智能运行系统及技术体系，实现机组安全稳定、经济环保、高效灵活运行以及无人值守的目标。”

具体如何实施？当前一些煤电企业的智能化实践屡屡取得突破，为煤电的智能运行发展积累了宝贵经验。

在国家能源集团河北公司定州电厂，诞生了燃煤机组全程自主运行技术，这是燃煤机组迈向“无人值守”时代的关键一步。该厂以DCS系统国产化为契机，依托自动化、物联网、大数据、AI等前沿技术打造了“无人值守”模式，使机器设备更加“聪明”。在该模式下，电厂由智能控制系统高效管理，不仅显著降低了人力成本，还大幅减少了运行风险，让电厂运行监测“事半功倍”。

在新疆能源集团和田能源公司，DeepSeek人工智能系统成功与电厂运行相结合。该公司通过引入DeepSeek对变送器传导各项数据进行深度剖析，实时监控锅炉、汽轮机、发电机等关键设备的运行参数，由DeepSeek给出调整建议，优化锅炉燃烧、汽轮机运行等参数。接入DeepSeek后，设备启停次数明显减少，厂发电效率显著提升，经济效益大幅提高。

尽管前景广阔，但煤电智能运行的深化应用仍面临技术集成度低、数据孤岛、算法失准等挑战。

“接下来，应聚焦强化产学研协同攻关，研发煤电专用智能算法，并构建专业培养体系，推动校企联合实训；同时建立行业级数据中台，推动设备接口标准化；加快存量机组智能传感网络改造，部署边缘智能终端；完善智能电厂建设标准，出台补贴、技改政策组合。通过技术迭代与制度创新双轮驱动，实现煤电智能化转型升级。”业内专家建议。