新形势下煤电企业转型路径研究

新形势下煤电企业转型路径研究
近年来，尽管新能源产业发展迅速，但煤电仍是我国电力供应的最主要电源。2023年煤电以48%的装机占比，生产了全国66%的电量，承担了70%的顶峰任务，发挥着“顶梁柱”和“压舱石”作用。
在“双碳”战略引领下，传统煤电亟待向新型煤电升级转型，突破安全、低碳、经济“不可能三角”的多重约束。一是煤电要发挥兜底保障和灵活调节作用，为电力系统“双高”态势下核心技术突破赢得时间；二是煤电要稳步减量低碳发展，为率先达峰和保证可再生能源稳妥成为主力电源腾出空间；三是要严控全社会用电成本，防范转型不当引起的经济、金融、稳定等风险。
在“不可能三角”中寻求煤电转型升级路径的最优解，是关系国计民生和电力行业高质量发展的重大课题。目前业内较多聚焦于新型煤电技术研究，对煤电转型升级路径、实施措施和推进节奏尚未形成系统性共识。本文以新型电力系统建设“三步走”为主轴，围绕安全可靠、清洁低碳、柔性灵活、经济可行的转型要求，从灵活性改造、低碳化转型、安全有序退出等三个模块切入，构建了保守、中性、激进三种情形模式，从中优选煤电转型升级实施路径，提出相应的规划措施和配套机制建议，进而提出煤电产业的转型路径和发展策略，为科学决策提供参考借鉴。
一、行业现状及转型要求
（一）行业现状
一是容量结构。截至2023年底，全国发电装机容量为29.2亿千瓦，其中火电占比47.6%，约13.9亿千瓦；水电占比14.4%，约4.2亿千瓦；核电占比1.9%，约0.6亿千瓦；风电占比15.1%，约4.4亿千瓦；太阳能占比20.9%，约6.1亿千瓦。二是电量结构。2023年，我国总发电量为9.46万亿千瓦时，其中火电占比66.3%，约6.27万亿千瓦时；水电占比13.6%，约1.29万亿千瓦时；核电占比4.6%，约0.43万亿千瓦时；风

……（文鼎文库www.wentop.com此处省略1171字。不往下看了，点击下载全文）……　

临改造成本投入较高、机组效率明显下降、低负荷度电煤耗攀升、安全稳定风险加大等问题，同时在调峰调频调压能力、调节品质和响应速度方面还存在显著差距。
一是当前阶段，煤电机组灵活性改造的技术标准不够完善，长周期深度调峰运行对机组安全性、可靠性和寿命的影响未经科学系统论证，确定灵活性改造目标时不宜盲目激进，改造后机组自调峰深度建议按不低于20%额定负荷控制。相较于追求更大幅度深调，推动机组快速启停技术取得突破有更明显的现实应用价值。
二是综合考虑灵活性改造的技术成熟度、经济性、安全性、兼容性和拓展性等因素，多能互补耦合调峰是较为理想的储能调峰路线，可作为后续煤电灵活性改造的主要方式。例如：煤电与储热、储氢等多种长时储能耦合，可以实现煤电全负荷调峰能力，确保机组深度调峰工况下的稳定运行。部分煤电可按照卡诺电池方案改造为储能电站，具备储能、顶峰双向调节功能。随着新能源并网规模及发电量的持续增长，未来利用储能技术参与煤电机组调峰的进程将会加快，在全国范围内具有很好应用前景。
三是虚拟电厂是一种新型电源协调管理系统，既可作为“正电厂”向系统供电或控制可调负荷调峰，又可作为“负电厂”加大负荷消纳，是投资成本最低的削峰填谷手段，有望成为兼顾灵活性与经济性的主要实现路径。据有关测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷，满足电网经营区5%的峰值负荷需要投资4000亿，而通过虚拟电厂，在建设、运营、激励等环节仅需投资500-600亿元，且能满足环保要求。
（二）低碳化转型路线
煤电清洁低碳转型主要包括燃料端改造、排放端改造两部分，其中燃料端改造较为可行的技术路线有掺烧生物质、掺氨燃烧等，排放端改造的主要技术路线为CCUS（碳捕集、利用与封存）。
一是掺烧生物质。煤电耦合生物质燃料发电可实现部分燃煤替代，显著降低温室气体排放，还能提高生物质燃料利用效率。我国作为一个农业大国，生物质资源丰富，各种农作物年产秸秆超过6亿吨，全国林木总
生物量约190亿吨，可作为能源适用的约为3亿吨，开发潜力巨大。目前农林废弃物分布分散，收集和储运困难，缺乏政策引导，导致生物质资源不稳定、价格波动大，暂未实现生物质掺烧规模化推广应用。
二是掺氨。煤电大比例掺氨燃烧可实现零碳排放，同时解决可再生能源消纳问题。其优势是氨的生产只依靠水、空气和电，制备方法清洁。2024年7月，国家发改委印发的《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》提出，为推进存量煤电机组低碳化改造，改造后的煤电机组应具备掺烧10%以上绿氨能力。掺氨燃烧的制约因素主要为氨的运输方式及危化品安全性问题。
三是碳捕集、利用与封存。CCUS技术路线主要包括四个关键环节，即CO2捕集、运输、利用和封存。目前CCUS相关技术尚不成熟，大规模应用受到成本、能耗、安全性和可靠性等因素制约。当前可选择性开展燃烧前后捕集、富氧燃烧捕集等试验研究，逐步摸索掌握技术，积累运行管理经验。中远期应深度挖掘以“火电+CCUS”为核心的零碳技术，以及以BECCS（生物能源与碳捕捉和存储）为代表的负碳技术研发，同时推动CO2利用技术工艺的创新开发与应用。待相关技术基本成熟、产业链初步构建完成后，再全面推进煤电深度脱碳技术规模化应用。
（三）煤电退出节奏
煤电转型升级涉及因素多、范围广、不确定性强，从不同研究角度得出的退出结论不尽相同。综合行业内相关研究成果，预计煤电装机在2025年至2030年之间达峰，装机容量峰值约为13.6亿千瓦。随后煤电逐步让出发电量主体地位并加速退役，预计到2050年煤电装机不超过6.23亿千瓦。2060年实现碳中和后，各研究机构对剩余煤电装机的预测值差异较大，分别为0.96-1.60亿千瓦、2.4-3.6亿千瓦、8-9亿千瓦等多种情形，煤电年利用小时数降至1000小时左右。
中国作为全球最大的发展中国家和能源生产消费大国，在实现“双碳”目标过程中，需优先保障能源的稳定供应，煤电退出应建立在新能源安全可靠替代的基础上。煤电退出不会采取大规模拆除退役的方式，需要通过稳步降低整体利用小时数为清洁能源腾出消纳空间，并在先进高效机组有序建设的同时，加快淘汰关停能耗指标高、改造难度大的老小煤电机组，提升煤电产业整体效率。
为保障电力系统具备相对充裕的支撑调节能力，一是对于服役期满且满足安全节能环保要求的煤电，可通过机组延寿、改为应急备用电源、储能电站等方式，继续发挥支撑调峰作用；二是因煤电集中大规模退役造成电源支撑能力不足的区域，应超前布局建设清洁低碳安全高效煤电替代项目；三是承担民生供热任务的热电联产机组，退役后区域内无替代热源的，可采用新建煤电与熔盐储热、清洁能源供热等相耦合的方式，实现热源的有序替代；四是考虑到2060年后仍需保留部分煤电作为支撑调节电源，应在碳中和前保持一定规模的新建煤电投资强度。
（四）配套机制现状
一是引导煤电有序转型存在市场制度短板。当前电力市场“1+N”基础规则体系正在建立进程中，对大规模煤机转型的支撑、指导、约束作用较弱。全国统一电力市场初具雏形但省间壁垒突出，煤机面临的市场环境有明显的区域经济特征，地域差异化和发展不平衡特点突出。市场在资源优化配置中能够发挥的作用较为局限，无论中长期、现货交易规则、辅助服务规则等都处于“摸着石头过河”阶段，在新能源与火电交易互转、电热联合调节、煤机退出备用等方面尚未形成有效机制，需要按下“加速键”。
二是电价机制不畅导致煤电成本疏导难。当前初步形成了“容量电价回收固定成本、电量电价回收变动成本、辅助服务回收调节成本”的煤电价格新机制，电价结构上趋于合理，但实际执行中向下游用户“顺价难”的问题仍然突出。部分省区为地方经济考虑，以用户电价只降不涨为原则倒逼发电侧交易定价，同时辅助服务成本由电源侧承担，未向下游疏导。市场电价没有客观体现供需导向、功能价值、成本变化和绿色价值，不利于煤电主动开展灵活改造和低碳转型升级。
三是不同市场运行机制间缺乏有效衔接。当前，煤电企业需参加中长期、现货、辅助服务、绿电绿证、碳排放权交易、排污权交易等多个市场交易，但各市场运行规则缺乏有效衔接，市场考核评价机制难以协同，导致多层次市场之间相互影响和掣肘。当前影响煤电结算电价的直接因素，包括省内省外中长期、现货、交易转移、环保考核、辅助服务分摊补偿、偏差结算、应急调度结算、容量电费等10余项，而且有进一步增加趋势。市 ……

预览结束，全文7881字，当前显示3514字，还剩4367字

本文12元