年度重磅 | 能源發展回顧與展望報告——煤電篇
來源：中能傳媒研究院 時間：2024-01-12 10:32
煤電更好發揮基礎性支撐調節作用
王雪辰
一、政策與大事
1.強化煤電保供穩價作用
2023年以來，國務院常務會議多次談及煤電，國家發展改革委、國家能源局多次強調煤電對于能源電力安全穩定供應的重要性。
7月14日國務院常務會議指出，要強化煤電保供穩價，落實好電價、財稅、金融等煤電企業紓困支持政策，加強電煤中長期合同履約監管。要壓實全鏈條保供責任，煤電油氣運保障工作部際協調機制要加大分類指導和政策協同力度，各地區要嚴格落實屬地管理責任，能源企業要積極履行保供主體責任，全力保障民生和經濟社會發展用能用電需求。
11月9日召開的今冬明春保暖保供工作電視電話會議要求，要充分發揮儲備資源調節作用，進一步做好儲煤基地存煤工作，盯住存煤偏低電廠抓緊提高存煤量，扎實做好天然氣儲備工作。嚴格抓好能源中長期合同簽約履約，確保供應穩定、價格平穩。優先保障居民生活用能，完善應對極寒天氣和突發事件影響工作方案，加強“煤改氣”“煤改電”用戶能源供應保障，做好受災地區群眾的保暖保供工作。
國家發展改革委11月份新聞發布會上提出“推動地方和電力企業持續做好發電機組用煤供應，嚴控機組非計劃停運和出力受阻規模，推動各類發電機組應發盡發，確保重點時段、重點地區能源電力安全可靠供應”“組織做好2024年電煤、電力中長期合同簽訂，加強履約監管，切實做好保供穩價各項工作”等內容，高度重視煤電對于能源電力安全穩定供應的重要性。
2.煤電兜底保障作用進一步彰顯
7月26日，國新辦舉行國務院政策例行吹風會，介紹迎峰度夏能源電力安全保供有關情況。從4月開始，國家發展改革委就會同煤電油氣運保障工作部際協調機制各成員單位，提前謀劃安排各項保供工作。積極提升電煤庫存和穩定煤電出力。組織簽訂電煤中長期合同實現發電用煤全覆蓋，持續抓好合同履約，度夏期間統調電廠存煤保持在接近2億噸的高位水平。強化煤電機組運行管控，電廠存煤和出力均達歷史同期最高水平。
據國家能源局統計數據，2023年電力投資呈現快速增長趨勢，非化石能源發電投資占電源投資比重接近九成，在此背景下，截至11月底全國火電投資835億元，同比增長了13.3%。截至2023年11月底，全國累計發電裝機容量約28.5億千瓦，同比增長13.6%；其中，火電13.8億千瓦，同比增長4.3%，占總發電裝機容量的比重為48%。1—11月，全國規模以上工業發電8.07萬億千瓦時，同比增長4.8%。11月發電7310億千瓦時，增長8.4%。其中火電發電量同比增長6.3%，增速比10月份加快2.3個百分點。全國發電設備累計平均利用3282小時，比上年同期減少94小時。其中，火電4040小時，比上年同期增加61小時。
3.煤電迎來“兩部制”電價政策
為適應新能源占比不斷提高的新型電力系統建設，推動煤電向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型，2023年11月，國家發展改革委、國家能源局發布《關于建立煤電容量電價機制的通知》，決定自2024年1月1日起，在全國建立煤電容量電價機制。煤電容量電價機制適用于合規在運的公用煤電機組。煤電容量電價按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定。其中，用于計算容量電價的煤電機組固定成本實行全國統一標準，為每年每千瓦330元；通過容量電價回收的固定成本比例，綜合考慮各地電力系統需要、煤電功能轉型情況等因素確定，2024—2025年多數地方為30%左右，部分煤電功能轉型較快的地方適當高一些，為50%左右。2026年起，將各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于50%。
隨著我國電力市場快速推進，電量電價通過市場化方式形成，而容量電價體現了煤電對電力系統的支撐調節價值。實施煤電容量電價，從電價結構角度，定義了電力商品的不同價值。煤電容量電價是適應新能源快速發展、實現我國能源綠色低碳轉型的現實需要。作為調整電價結構的關鍵一步，煤電容量電價的實施有利于穩定投資者預期，保障我國電力系統中有充裕的有效容量，從而確保電力安全穩定供應。
4.煤電機組“三改聯動”進一步推進
根據國家發展改革委統計數據，截至2023年8月，全國已累計完成煤電機組節能降碳改造、靈活性改造、供熱改造超過5.2億千瓦。2023年7月，中電聯公布的《2023年煤電機組節能降碳、靈活性、供熱改造“三改聯動”技術改造示范案例名單》顯示，五大發電集團55項煤電廠“三改聯動”案例入選，為煤電行業樹立了技術水平成熟、綜合效益突出、具有示范意義的典范，加快推動煤電行業高質量發展。
各省“三改聯動”各不相同進展。據山西省電力行業協會介紹，山西省煤電“三改聯動”任務較為繁重，從2019年開始啟動煤電機組靈活性改造，2022年開始推進“三改聯動”，第一批確定36家企業的95臺機組作為2022—2023年的改造項目。目前改造工作正在有序推進，截至2023年4月底，已有21個企業的55臺機組完成“三改聯動”。湖南省2022年“三改聯動”年度目標為節能降碳改造569萬千瓦、靈活性改造554萬千瓦、供熱改造665萬千瓦，該省當年實際改造裝機容量分別為年度目標的132%、112%和118%，全部超額完成目標。另有數據顯示，《湖南省“十四五”煤電機組改造升級實施方案》提出的節能降碳改造、靈活性改造、供熱改造目標分別占2020年前投產在運的1945萬千瓦煤電機組的69%、49%和49%。東北地區的“三改聯動”主要通過安裝電鍋爐和切缸來實現。在電鍋爐方面，截至2023年6月，吉林電鍋爐裝機容量約占總裝機容量的8%，黑龍江約占4%，遼寧約9%。在切缸改造方面，吉林和黑龍江的機組改造較多。
大型機組“三改聯動”亦有新的關鍵進展。世界最大火電廠——大唐托克托發電公司積極推進“三改聯動”，完成9臺機組深度調峰改造，1-8號機組可深調至20%；對4臺60萬千瓦空冷機組實施供熱改造，改造完成后，供熱能力將增至5300萬平方米。2023年11月8日，國能臺山電廠2號機組升參數改造后性能試驗結果顯示，機組供電煤耗由314.52克/千瓦時降至288.58克/千瓦時，機組各參數指標正常，標志著國內首臺600兆瓦亞臨界濕冷機組升參數提效改造技術研究與工程示范項目圓滿成功。2023年3月9日，國家能源集團江蘇泰州公司2號機組“三改聯動”+控制系統“三化”改造項目完成后首次性能考核試驗結果出爐，機組綜合供電煤耗較改造前下降14.46克/千瓦時，1000兆瓦純凝工況下高壓缸、中壓缸缸效分別提高7.27和2.08個百分點，目前機組保持連續安全穩定運行，整體能效處于同類型一次再熱機組先進水平。該項目是國內首批百萬千瓦機組汽輪機通流改造項目，也是行業內首個同時完成“三改聯動”和控制系統“三化”改造項目。
5.煤電機組降碳轉型取得積極進展
煤電CCUS項目取得積極進展。6月2日，國家能源集團江蘇泰州電廠50萬噸/年CCUS項目正式投產，成為亞洲目前捕集規模最大、綜合指標最優、消納利用最全的煤電CCUS項目，也創造了電效率最高、煤耗指標最低、環保指標最優三項“世界之最”。8月，克拉瑪依中國石油新疆油田分公司2*66萬千瓦煤電+可再生能源+百萬噸級CCUS一體化示范項目獲得核準批復。該項目的建設規模為新建2*66萬千瓦超超臨界間接空冷燃煤機組，總投資57.48億元；200萬噸/年CCUS項目（二氧化碳捕集系統）依托2*66萬千瓦煤電項目建設，總投資14.64億元。項目將打造全國規模最大的從煤電煙氣碳捕集到油田利用與封存全產業鏈示范項目，為克拉瑪依石油石化產業實施大規模可再生能源替代提供調峰能力，為北疆區域電網安全運行提供可靠電源支撐。
煤電摻氨實現火電行業低碳燃燒技術突破?；痣姍C組摻氨或純氨燃燒是發電領域碳減排的重要技術方向，我國燃煤鍋爐目前摻氨燃燒研究進展世界領先。4月，全國首例大型煤電機組大比例摻氨燃燒工程示范取得成功。在皖能銅陵發電有限公司300兆瓦燃煤機組的大比例摻氨燃燒試驗中，實現了最高摻氨35%的平穩運行，最大摻氨量大于每小時21噸，氨燃盡率達到99.99%。這標志著我國燃煤機組通過摻氨實現清潔高效燃燒技術進入工業應用階段，為煤電機組節能減排、綠色低碳發展開辟了一條切實可行的路徑，對加快構建清潔低碳安全高效的能源體系具有重要意義。11月，在中國神華廣東臺山電廠600兆瓦燃煤發電機組上成功實施煤炭摻氨燃燒試驗。該機組是當前國內外完成摻氨燃燒試驗驗證的容量最大的機組。目前，600兆瓦及以上容量機組是我國火電裝機的主力機型，占比達60%以上，探索600兆瓦燃煤發電機組摻氨燃燒技術，對降低二氧化碳排放具有重要意義。
二、問題與趨勢
1.煤電向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型
煤電在未來相當長一段時間內仍是我國電力供應的重要支撐，為實現“雙碳”目標，保障電力系統穩定運行，需加快煤電清潔低碳化發展和靈活調節能力提升。
2023年6月，國家能源局發布的《新型電力系統發展藍皮書》指出，煤電作為電力安全保障的“壓艙石”，向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型。2030年前煤電裝機和發電量仍將適度增長，并重點圍繞送端大型新能源基地、主要負荷中心、電網重要節點等區域統籌優化布局。在“雙碳”目標背景下，煤電機組通過節能降碳改造、供熱改造和靈活性改造“三改聯動”，實現向清潔、高效、靈活轉型。2030年至2045年，依托燃煤耦合生物質發電、CCUS和提質降碳燃燒等清潔低碳技術的創新突破，加快煤電清潔低碳轉型步伐。2045年至2060年，煤電等傳統電源轉型為系統調節性電源，提供應急保障和備用容量，支撐電網安全穩定運行。
2.“煤電+”耦合發電漸成煤電轉型新思路
“煤電+儲能”的耦合發電方式，將常規電源變為寬域調節電源，實現調節型電源的轉變，提升火電機組涉網性能。目前，全國已有12個省份在相關政策中涉及了鼓勵火電配儲發展的內容，主要鼓勵參與電力輔助服務市場。據中電聯數據，截至2022年底，火電配儲電站累計投運49座、裝機77萬千瓦/64萬千瓦時，累計投運總能量同比增長23.2%。其中廣東、山東、江蘇、山西的火電配儲裝機較高，占總能量的88.87%?！懊弘?CCUS”同樣被寄予厚望?！吨袊疾都门c封存年度報告（2023）》指出，至2022年底，我國已投用的煤電CCUS項目（含CCS項目）13個，總捕集能力約60萬噸/年?！懊弘?CCUS”項目在小場景得到應用，整體穩步推進，但是總捕集能力低、項目運營成本高、產品應用場景窄等問題依然存在，仍需繼續攻關。此外，燃煤機組摻燒生物質燃料也被重新考慮，但是由于政策支持力度小，國內煤價下跌將使得電廠摻燒生物質既費力又賠錢，后續此模式的接受和擴展程度還需要關注。根據《新型電力系統發展藍皮書》的描繪，煤電長期發展的方式將發生改變，未來要根據相應的場景，發展風光水火儲一體化項目、煤電聯營、港電一體化等項目，實現多能互補，“煤電+”的新發展方式值得去探討和實踐。
3.煤電企業經營狀況有待進一步改善
近年來，受煤炭價格高企等多重因素影響，煤電企業出現較大虧損。2023年以來，電煤價格震蕩下行，加之燃煤發電機組市場交易電價有所上浮，火電企業虧損情況有所緩解，但電煤價格、天然氣價格總體仍處于相對高位，且電價尚未完全覆蓋發電成本，火電企業尚未整體實現扭虧為盈。伴隨新能源裝機的持續擴張，煤電機組容量利用率或將不斷下降，導致收益率下滑。此外，受負荷率和發電量下降、輔助服務補償不到位、投資收益難以保障等因素影響，煤電機組實施“三改聯動”動力不足，不利于煤電靈活性資源潛力挖掘和創新，制約行業發展。
容量電價政策有利于維持煤電企業穩定運營，有序引導發電容量投資，為煤電轉變為經濟發展模式提供有利條件。業界認為，該政策的出臺有望解決煤電低利用率下的收益問題，推動靈活性改造大規模開展。但當前開始實行容量電價政策的山東、廣東、云南也由于不同省份能源結構和電力供需不同，容量電價政策有一定差異，而且容量電價或將影響煤炭長協合約的約束性。整體來看，業內對其理解還不統一，后續若要出臺相關的考核機制，具體落實還有待觀察。
責任編輯：楊娜
