新一代煤电之“新”

国家发展改革委、国家能源局日前印发《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》），迅速引发了业界对新一代煤电的广泛关注。

与历次转型相比，新一代煤电“新”在哪儿，应如何推进建设？从系统角度来看，新一代煤电的“新”主要体现在新形势、新体系、新技术、新思维四个方面。新一代煤电是煤电行业适应能源变革新形势的再一次战略转型升级，从技术上构建了更加系统全面的新体系，需要系统性地推进技术创新，也需要多方面以新的观念共同推进。

（来源：《能源评论》 作者：文／胡文平）

新形势：电力供应与系统运行双重挑战

“十四五”以来，我国电力结构发生了深刻变化，能源电力绿色低碳转型、新型电力系统建设全面提速，风电、光伏等新能源实现跨越式发展。截至2024年年底，新能源发电装机占比仅用时4年就从“十三五”末的24%快速跃升到42%，而煤电装机比重则从49%持续降至36%。电力结构的深刻变化，给电力供应、系统运行带来前所未有的巨大挑战：一方面，新能源装机规模的跨越式增长，但还没有形成与之相匹配的对电力系统的支撑能力，调节性资源建设也落后于新能源的快速发展；另一方面，负荷需求与新能源发电的双重随机波动耦合特性，对系统调节容量、响应速度与调节精度都提出更严苛的要求。这客观上造成仍需依赖煤电发挥重要的支撑性、调节性作用。目前我国煤电以不到40%的装机占比，提供了约60%的发电量、70%的顶峰能力和接近80%的调节能力。另外，煤电行业还亟须破解碳排放约束与碳中和战略适配的结构性难题。煤电是我国最主要的碳排放源，碳排放量占全社会碳排放总量的40%左右，碳达峰迫在眉睫，即将进入碳中和阶段，煤电碳减排的要求也更加迫切。

新形势对煤电发展提出了更高更全面的新要求。一是能源供应安全需要煤电发挥基础性、保障性作用。对于当前具备支撑性作用的常规水电、核电、气电、煤电而言，常规水电受水能资源、核电受厂址资源及政策、气电受气资源及经济性的约束较大，需要煤电在一定时期为电力热力供应安全发挥基础性的兜底保障作用。这个时期的长短，主要取决于新能源可靠支撑能力的形成及其对煤电的可靠替代作用。二是新型电力系统需要煤电发挥支撑性、调节性作用。新型电力系统对调节性资源的需求巨大，从资源条件、技术成熟度、经济成本等方面看，相比其他调节性资源，充分挖掘煤电的调节能力，发挥煤电对新型电力系统的可靠容量、调峰调频、转动惯量、爬坡、备用等支撑性、调节性作用，具有更好的综合比较优势。三是实现“双碳”目标需要煤电发挥关键性、前瞻性作用。煤电碳减排途径主要包括两个方面：一方面，充分发挥煤电的支撑性、调节性作用，增加新能源等绿色低碳电力消纳，通过减少煤电电量来减少碳排放，这个途径将长期发挥关键性作用；另一方面，煤电采取降碳措施，如掺烧零碳燃料、碳捕集利用与封存（CCUS）等，减少碳排放，但受当前的技术水平、经济成本制约，这个途径的持续实施需要长远考虑并进行前瞻性布局。这两方面构成了煤电碳减排的基本逻辑，在时序上也需要通过前瞻性的布局做好统筹衔接。

总体上，我国煤电发展已进入新的历史阶段，为适应新形势、新要求，需要进一步推进煤电转型升级，重塑煤电技术要求和技术发展的新体系。

新体系：技术升级引领发展方向

持续推进转型升级，是时代赋予煤电的历史使命，纵观每个特殊的历史时期，在转型升级的主动性与实效性上，煤电始终走在时代前列。“新一代煤电升级专项行动”开启了煤电行业的第五次系统性转型升级。

充分考虑新型电力系统建设和“双碳”目标需求，在三改联动基础上，《实施方案》首次全面系统地构建了新一代煤电技术指标体系。新体系涵盖“清洁降碳、安全可靠、高效调节、智能运行”四大方面、12个具体技术指标要求，其中清洁降碳、安全可靠、智能运行相关指标，与高效调节相关的“中低负荷能效”“负荷变化速率”“启停调峰”等指标，都是第一次纳入产业政策框架；其他指标的设定也高于之前的政策要求。这些指标的设定科学合理、具有可操作性。高效调节方面，现役机组指标总体属于现状中等偏上水平，新建机组总体属于现状先进水平，示范机组大幅优于现状水平。清洁降碳方面，不强制要求所有现役、新建机组同步实施低碳化改造建设，重点是推动低碳化改造建设工程示范。现役机组、新建机组达到指标要求的难度一般；试点示范机组难度较大，需要通过新技术攻关来实现，这也是开展新一代煤电试点示范的目的所在。

与具体技术指标要求同等重要的是，新体系所指出的煤电发展方向、发展重点，具有非常重要的意义，主要体现在以下几个方面：

一是能效提升仍然重要，但已不是核心目标。从“上大压小”到“三改联动”，节能改造、降低煤耗始终是核心目标之一。从当前的实际情况看，经过几轮节能改造以及煤电技术进步，我国煤电能效提升、煤耗降低的潜力逐渐被压缩；随着煤电机组越来越频繁地深度调峰造成煤耗升高，能效提升产生的降煤耗效果难以显现甚至被完全抵消，这也是近两年全国火电总体煤耗不降反升的主要原因之一；而由于降煤耗效果、收益的下降，企业实施节能改造、能效提升的积极性早已经下降。能效提升仍然重要，其重点已经发生变化，在当前以及可预见的频繁深度调峰运行环境下，能效提升的重点不再像以前一样，追求额定负荷下的煤耗最低，重点应当是追求低负荷下煤耗更优，这也是《实施方案》设定“中低负荷能效”指标的目的所在。

二是灵活性提升成为核心目标，要求更加全面。从实际需求看，“灵活性提升”已取代“能效提升”成为最核心的目标。从电力系统和碳减排需求看，都需要煤电提升运行灵活性，从而具备更好的“少发电”能力，以促进绿色低碳电力消纳。随着新能源比重的进一步提高，净负荷曲线更加陡峭，煤电的可靠顶峰、深度调峰、快速变负荷、一次调频、启停调峰等更加全面的调节能力都将变得更为重要。尽管灵活运行一定程度上牺牲了能效而增加了煤电自身的碳排放，但从整个电力系统看，这一举措大幅减少了碳排放。

三是安全可靠是基本前提，必须高度重视。追求灵活性提升的同时，安全可靠是必须高度重视的基本前提。当前，深度调峰、快速变负荷、启停调峰等运行灵活性对机组运行安全产生了一定影响，特别是快速变负荷、启停调峰。针对这个问题，新一代《实施方案》着重强调了安全可靠要求，就是要在全生命周期内同时做到更好的灵活性和安全可靠运行，既不能因为灵活性牺牲安全性，也不能因为安全性限制灵活性。特别是对于新一代煤电示范机组，由于灵活性指标要求更高，采取切实有效的技术措施保证安全可靠运行就更为重要。

四是煤电碳减排需远近结合，前瞻性布局很重要。“减少煤电电量+煤电自身碳减排”共同构成煤电碳减排的基本途径，时序上需做好统筹衔接。对于煤电自身碳减排，无论是掺烧零碳燃料（生物质、绿氢、绿氨等）还是碳捕集利用与封存，技术上还有待进一步成熟，特别是成本代价还很高，大规模实施不是很现实。因此，一定时期内需要以提升煤电灵活性为主，通过增加绿色低碳电力消纳、减少煤电电量来减少碳减排；同时着眼长远，在煤电电量总量和占比相对较低时，通过煤电自身碳减排予以兜底。《实施方案》对此做出了前瞻性布局，一是实施低碳化改造建设示范推进技术成熟、成本下降，二是要求新建机组预留条件以便于将来实施低碳化改造。

新技术：多维度创新突破瓶颈

《实施方案》系统性地提出了新一代煤电技术要求，需要系统性的技术解决方案来实现新一代煤电技术目标。从初步研究成果看，新一代煤电在锅炉侧、汽轮发电机组侧、系统侧等方面都存在较多的关键制约因素，需要通过采用新的技术方案予以解决，比如锅炉侧的燃烧与传热不均匀、汽机侧的高温部件疲劳寿命损耗、系统侧的制粉送粉滞后，以及灵活调节对机组寿命的影响等问题。

高效调节方面，主要难点在于快速变负荷、启停调峰和宽负荷高效。快速变负荷的主要难点在于锅炉，水动力安全、锅炉升降负荷协调控制等难题，需要加强技术攻关。启停调峰的主要难点在于对机组运行安全及寿命影响较大，需要重点研究关键部件寿命损伤机理、自启停控制等技术。宽负荷高效的主要难点在于低负荷下锅炉效率、汽机循环效率下降，辅机偏离最佳工况造成厂用电上升，需要进一步优化汽机本体设计和辅机选型配置，重点提高汽机效率、降低厂用电率，也需改变传统设计思路，以全年平均煤耗最优为目标适当优化最佳效率点。总体上看，通过相对成熟技术的综合应用，结合关键难题的技术攻关，有条件实现新一代煤电的高效调节技术目标。

低碳化改造建设方面，CCUS技术已实施百万吨级示范应用，碳捕集技术相对成熟，二氧化碳驱油技术较成熟、工程应用较多，地质封存开展了少量的工程试验；掺氨技术在国能台山、皖能铜陵电厂开展了工程试验，验证了20%～35%掺烧比例的技术可行性；掺烧生物质技术较成熟，直接掺烧、气化掺烧等技术路线已有规模化工程应用。低碳化改造建设的主要难点在于成本高，需要通过工程示范，持续推进CCUS、掺烧零碳低碳燃料等技术提效降本。

近年来，新一代煤电相关技术发展取得了长足进步，特别是在深度调峰技术方面。尽管如此，技术创新发展仍然落后于长远的客观需求，特别是在快速变负荷、宽负荷高效、启停调峰等以前需求少、现在需求不明显、未来需求大的方面，需要重点加强这些领域的技术创新。在着力提升煤电灵活性的同时，应当高度重视安全可靠相关的技术创新，确保机组在全生命周期内同时做到更好的灵活性和安全可靠运行。新一代煤电技术创新需要从基础理论、装备制造与系统设计等层面共同发力，关键是基础理论与装备制造的技术创新，比如深度调峰、快速变负荷、启停调峰等共同作用下的安全、寿命影响机理研究，锅炉、汽轮发电机组及主要辅机的本质灵活、本质安全等。在系统层面，可采用熔盐储热、电化学储能等“外挂”系统，在首先追求煤电机组本体本质灵活、本质安全的基础上，进一步提升机组高效调节性能。

新思维：需主动引领与系统协同

新一代煤电的提出，意味着煤电行业将从“被动适应”转向“主动引领”，不再简单追求装机规模和发电量的扩张，转而以技术创新和系统考量重塑自身角色，主动应对新型电力系统和“双碳”目标约束的挑战。这一次的转型升级，除了需要技术上的提升，也需要观念上的转变。

发电企业需要顺应市场新思维。发电企业是新一代煤电实施主体，需要认识到发展新一代煤电不只是国家的政策要求，也是煤电企业更好适应未来电力市场运行的切身需求。随着电力结构的深入调整，特别是电力现货市场的深入推进，煤电机组的发电负荷、市场电价等都将呈现更加剧烈的变化，具有更高效调节性能的新一代煤电，可以通过深度调峰，甚至启停调峰更好实现“少发低价电”，通过快速爬坡更好地实现“抢发高价电”，在剧烈变化的市场环境中更好凸显电量价值。随着煤电电量的减少，容量收益将成为煤电收益的更重要组成部分，更强的顶峰能力也将凸显其容量价值。在更为完善的辅助服务市场机制中，调峰、调频、爬坡等辅助服务收益预计将成为重要组成部分，更好的高效调节能力可获取更多的辅助服务收益。

电网企业需要重塑系统新思维。电力系统对于调节性资源的巨大需求，一定程度上造成了系统对煤电发挥调节性作用的期望与煤电实际能力存在一定落差。《实施方案》在规划新一代煤电高效调节发展目标的同时，既是对煤电调节能力现状的一次大摸底，也是对煤电阶段性提升其调节性能潜力的一次客观评估。由于煤电本身的技术特点，灵活运行对安全、寿命的影响不容忽视，新一代煤电也应以确保长期安全运行为基本前提。因此，从系统性的角度看，一方面需要发展新一代煤电，尽可能提升其高效调节能力，尽可能满足电力系统的需求；另一方面也需要系统侧正视新一代煤电高效调节的客观能力，结合调节需求，统筹其他类型调节资源的建设，合理定位对煤电高效调节的客观期待，同时也要考虑地区差异避免“一刀切”。

管理部门需要转变政策新思维。随着新一代煤电升级加快推进，煤电机组的容量支撑作用及系统调节作用越发凸显。建议管理部门进一步完善辅助服务、现货市场及容量电价等政策，充分体现其容量价值和调节价值。煤电低碳化改造建设的成本代价高，其推进程度很大程度上取决于成本的疏导，建议适时研究制定合适的电价支持政策；同时，将零碳低碳燃料掺烧、CCUS等煤电低碳化改造建设项目全面纳入碳市场，通过碳市场收益弥补一定成本。

（作者系电力规划设计总院发电咨询院院长。）