觀察| 以適應系統發展為目標升級煤電
來源：中國能源觀察微信公眾號 時間：2024-10-17 16:06
中國能源新聞網記者 曲藝
提及煤電，首先想到“壓艙石”“兜底”等詞，其在能源領域的戰略價值可見一斑。
日前，國家發展改革委、國家能源局、國家數據局印發《加快構建新型電力系統行動方案（2024—2027年）》（以下簡稱《行動方案》），“新一代煤電升級行動”成為推進新型電力系統建設取得實效的關鍵一環。
中國工程院院士楊勇平指出，煤電是我國電力系統的重要組成部分，發揮了保電力、保電量、保調節的關鍵作用。堅持先立后破，統籌推進存量和增量煤電轉型升級，推動煤電功能定位轉變，是提升煤炭清潔高效利用水平、加快構建新型電力系統的重要任務，是統籌實現“雙碳”目標與保障能源安全的必由之路，是夯實中國式現代化能源保障基礎的關鍵舉措。
充分認識煤電的戰略價值
作為傳統能源，煤電以可靠、穩定著稱，這使得其在著力構建新型電力系統的當下，愈加至關重要。
“要充分認識煤電在積極穩妥推進碳達峰碳中和進程的戰略價值。”楊勇平表示，考慮我國以煤為主的資源稟賦和目前大量優質存量煤電機組的現狀，在中長期電力需求持續增長的總體趨勢下，煤電在電力安全保供、規模化降碳減碳、支撐新能源發展等方面仍將發揮舉足輕重的作用。我國現存煤電中約有6億—7億千瓦高參數、大容量、低排放煤電機組資產，且我國煤電平均服役期僅為15年，是我國電力系統保持安全穩定運行、實現電力電量平衡、提供系統調節能力的“壓艙石”，在新能源尚未對傳統能源實現安全可靠替代之前，要用好用足這些戰略性資源，有序開展煤電機組清潔低碳化發展，積極穩妥推進碳達峰碳中和。
電力規劃設計總院副院長姜士宏指出，立足以煤為主的基本國情，煤電是我國能源電力供應系統的主體支撐。在加快構建新型電力系統的進程中，綜合考慮新能源電力的不穩定性和新型儲能技術的較高成本，煤電在電力安全保障中仍發揮著“壓艙石”作用。據統計，2023年，煤電以不足40%的裝機占比，承擔了全國70%的頂峰保供任務，有力保障了我國民生用電和經濟社會發展需求。
“此外，煤電是現階段較為經濟可靠的調峰電源，面對極熱無風、極寒無光、連續高溫、低溫雨雪冰凍等極端天氣導致的新能源出力受限等挑戰，煤電對維持電力系統安全發揮著重要支撐作用。”姜士宏補充道。
楊勇平提示，綜合中國科學院、中國工程院、國家電網、中國石油等多家權威科研機構研判，到2060年碳中和期，煤電裝機容量仍要保留4億千瓦以上，才能滿足能源電力保供需求。
那么當前我國煤電發展形勢如何？8月29日，國務院新聞辦公室發布《中國的能源轉型》白皮書。白皮書顯示，10年來，我國累計淘汰煤電落后產能超過1億千瓦。積極推進煤電機組節能降碳改造、靈活性改造、供熱改造“三改聯動”，截至2023年底，95%以上煤電機組實現了超低排放，50%以上煤電機組具備深度調峰能力。
在白皮書新聞發布會上，國家能源局副局長萬勁松透露，“十四五”以來，全國累計完成煤電機組“三改聯動”規模超過7.4億千瓦。此舉意味著煤電的高效調節性能和清潔低碳水平在不斷提升。這已得到充分印證——白皮書披露，10年來，我國煤電平均供電煤耗降至303克標準煤/千瓦時，先進機組的二氧化硫、氮氧化物排放水平與天然氣發電機組限值相當。
國家能源局電力司主要負責同志就《行動方案》答記者問時指出，未來一段時期，煤電仍是我國電力可靠供應的重要支撐電源。針對新型電力系統對煤電加快轉型升級的要求，《行動方案》以清潔低碳、高效調節、快速變負荷、啟停調峰為主線任務，開展新一代煤電試驗示范。
《行動方案》要求，推動煤電機組深度調峰、快速爬坡等高效調節能力進一步提升，更好發揮煤電的電力供應保障作用，促進新能源消納。
“由于風光等新能源發電具有間歇性和波動性，電動汽車、分布式儲能等新型用能形式的廣泛接入，以及降溫采暖負荷占比逐步提升，源荷特性的變化客觀上需要電力系統具備更多的調節性資源，為電力系統提供更加充裕的調節能力。”楊勇平分析稱，煤電是我國技術相對成熟、成本相對較低、功能較為全面的常規電源，面向構建新型電力系統的現實要求，煤電在夯實電力保供基礎的同時，還需進一步向支撐性調節性電源定位轉型，對快速變負荷、深度調峰、啟停調峰等功能特性提出了更高要求，平常時段為新能源發電讓出發電空間、風光低出力與負荷高峰時段頂峰出力，支撐新能源高質量發展。
楊勇平強調，應積極有序提升煤電靈活高效運行水平。“雖然我國大容量先進煤電機組額定工況效率全球領先，但低負荷率下供電煤耗比額定工況大幅增加，機組安全性和壽命也受到影響，相應地增加了碳排放。因此，為支撐新型電力系統建設，需統籌考慮煤電經濟運行水平和靈活高效運行技術攻關，因廠制宜、因機制宜，積極有序推動煤電機組開展寬負荷高效調節能力建設、提升深度調峰和快速爬坡水平。值得注意的是，新一代煤電技術的突破，不僅需要關注傳統的調峰能力提升，還需要同步確保煤電機組調頻、轉動慣量、爬坡、備用等特性不劣化，甚至還應著重加強，煤電改造升級應向著不斷與新型電力系統構建相適應的方向發展。”
推進煤電低碳化改造
《行動方案》要求，應用零碳或低碳燃料摻燒、碳捕集利用與封存（CCUS）等低碳煤電技術路線，促進煤電碳排放水平大幅下降。
“煤電低碳化改造建設是推動煤電行業轉型升級、發展新質生產力的應有之義。”中國電力企業聯合會規劃發展部主任張琳表示，長期以來，我國積極實施煤電節能改造，“十一五”“十二五”“十三五”和“十四五”前3年全國平均供電煤耗分別下降37.0克/千瓦時、17.6克/千瓦時、9.9克/千瓦時和1.6克/千瓦時，煤電機組碳排放水平逐步降低。但隨著新能源大規模并網，煤電調峰的深度和頻度持續增加，煤電運行條件已經發生深刻變化，亟須通過源端減碳、末端固碳等技術方式進一步推動煤電低碳轉型。
具體如何落實？
記者梳理發現，今年6月國家發展改革委、國家能源局印發的《煤電低碳化改造建設行動方案（2024—2027年）》，已對存量煤電機組低碳化改造和新上煤電機組低碳化建設作出了系統安排，并列出了生物質摻燒、綠氨摻燒、CCUS三種可行的路徑選擇。
生物質摻燒方面，利用農林廢棄物、沙生植物、能源植物等生物質資源，綜合考慮生物質資源供應、煤電機組運行安全要求、靈活性調節需要、運行效率保障和經濟可行性等因素，實施煤電機組耦合生物質發電。改造建設后煤電機組應具備摻燒10%以上生物質燃料能力，燃煤消耗和碳排放水平顯著降低。
綠氨摻燒方面，利用風電、太陽能發電等可再生能源富余電力，通過電解水制綠氫并合成綠氨，實施燃煤機組摻燒綠氨發電，替代部分燃煤。改造建設后煤電機組應具備摻燒10%以上綠氨能力，燃煤消耗和碳排放水平顯著降低。
碳捕集利用與封存方面，采用化學法、吸附法、膜法等技術，分離捕集燃煤鍋爐煙氣中的二氧化碳，通過壓力、溫度調節等方式實現二氧化碳再生并提純壓縮。推廣應用二氧化碳高效驅油等地質利用技術、二氧化碳加氫制甲醇等化工利用技術。因地制宜實施二氧化碳地質封存。
按照要求，2027年煤電低碳化改造建設項目的碳排放應基本達到天然氣發電機組水平。
中國工程院院士劉吉臻表示，上述3種煤電低碳化改造建設方式，通過持續改造升級，推動煤電碳排放達到氣電水平，有助于減少煤炭使用和碳排放，是推進煤炭清潔高效利用、加速構建新型能源體系的必然要求，也是提升煤電行業核心競爭力、助力實現碳達峰碳中和目標的關鍵舉措。
“天然氣發電是國際公認的清潔能源，也是近年來美歐等發達經濟體的支撐性電源和煤電替代電源。據統計，2023年美國、歐盟天然氣發電量占比分別為43%、17%，而我國天然氣發電量占比僅為3.2%。”姜士宏指出，近年來，我國積極推進煤電超低排放改造，現役煤電機組大氣污染物排放已普遍達到氣電排放水平。在此基礎上進一步推動煤電低碳化改造建設，相當于提高了我國清潔能源裝機和發電量占比。
張琳分析，對標天然氣發電機組碳排放水平推動煤電低碳化改造建設，既可以更好發揮存量煤電效能，又可以有力支持新能源開發消納，還可以助推新興低碳技術和產業發展，是主動適應新型電力系統建設需要、加快能源綠色低碳轉型的關鍵舉措。
“在煤電低碳化技術推廣過程中，應緊抓工程示范這一關鍵環節，掌握不同機組條件、不同工況下各類低碳化技術的建設和運行成本，客觀全面論證技術的可靠性與經濟性。”劉吉臻強調，要在實踐中實現技術迭代和進步，推動煤電低碳化技術從“實驗室”踏入“應用場”，走出一條技術成熟、成本可控、安全可靠的煤電行業綠色低碳高質量發展的新路徑。
在楊勇平看來，CCUS是目前實現大規模化石能源零排放利用的主要技術選擇之一。“若CCUS不能實現技術突破和規模化商業應用，從經濟性角度看，2060年電力行業‘雙碳’轉型成本將增加約7%—10%。”他坦言，這迫切要求抓住碳達峰之前的關鍵窗口期，全力攻克煤電CCUS技術面臨的能耗高、成本高、基礎設施建設滯后等技術難題，同時加快布局一些前瞻性、顛覆性的未來CCUS技術，實現二氧化碳的低能耗捕集，為實現碳中和目標提供支撐保障。
記者查閱《中國的能源轉型》白皮書發現，由國家能源集團自主研發、設計、建設的亞洲最大50萬噸/年煤電CCUS工程被寫入白皮書“加快構建能源供給新體系”中，作為“在化石能源領域開展碳捕集、利用與封存（CCUS）試點”案例。該項目以國家能源集團泰州電廠4號百萬機組煙氣為原料，進行二氧化碳捕集、利用、封存，捕集率大于90%，每年可捕集消納二氧化碳達50萬噸，產出干基二氧化碳純度99.94%，示范工程于2023年6月正式投運。截至目前，該項目已集捕集規模、綜合能耗、市場化消納占比、連續運轉時間等多項紀錄于一身，實現社會、經濟“雙效益”，成為煤電CCUS技術、運營“雙標桿”。
國家能源集團江蘇泰州電廠CCUS項目。國家能源集團供圖
建立煤電容量電價機制
《行動方案》提出，以合理的政策、市場機制支持煤電機組優化運行方式。
中國能源研究會能源政策研究室主任林衛斌表示，面向新型電力系統，促進煤電轉型發展，需要探索政策與市場協同發揮作用的有效機制，要著重機制的動態調整與優化，要充分考慮中國的實際，在中國式能源治理體系下探索保障可靠性、靈活性和經濟性有機統一的煤電轉型發展機制。
在這方面，去年便有重磅細則出臺——2023年11月，國家發展改革委、國家能源局正式印發《關于建立煤電容量電價機制的通知》（以下簡稱《電價機制》）。
白皮書也顯示，我國建立煤電容量電價機制，推動煤電由基礎性電源向支撐性調節性電源轉變。
中國電力企業聯合會黨委書記、常務副理事長楊昆表示，隨著我國可再生能源快速發展，煤電裝機占比和發電量占比已實現“雙降”。但在新型電力系統中，煤電將主要發揮支撐性和調節性作用，為快速發展的新能源發電“讓路”和“保駕護航”，自2020年以來，全國新能源新增裝機已連續3年超過1億千瓦，“十四五”末、“十五五”期間新能源將延續快速增長的發展態勢。燃煤發電利用小時數還在逐年下降，在此情況下，煤電為電力系統提供了持續穩定的安全保障出力、靈活可控的電力調節能力和充足可靠的旋轉備用容量，提高了清潔能源的消納水平。
“《電價機制》充分考慮了電力系統運行、煤電運營和經濟發展實際，具有較強的可操作性。”楊昆總結稱。
“其一大亮點在于，建立了反映煤電電能量市場化價值和容量價值的兩部制電價機制。”楊昆指出，通過電能量電價的市場化形成機制，反映燃料成本變化和電力市場供需狀況；結合全國典型煤電機組投資成本，明確了煤電機組容量電價的適用范圍和國家補償標準，即煤電機組經營期內每年固定成本支出標準為330元/千瓦時，適用范圍涵蓋全部合規在運的公用煤電機組。煤電機組可獲得的容量電費，根據當地煤電容量電價和機組申報的最大出力確定。
楊昆認為，完善煤電容量電價形成機制，能夠有效促進電力市場建設、有利于新型電力系統電價機制的形成。“在電力市場中，不同電源在電力系統中發揮的功能和作用不盡相同，以往各類電源定價時通常以煤電基準價為參照，各類電源的容量價值、靈活性調節價值和綠色環境價值沒有得到充分體現。煤電容量電價打破了單一制電價模式的桎梏，將煤電基準價進一步拆分為電量電價和容量電價兩部分，更有利于明確不同電源在電力系統中承擔的義務、應當享受的權利和應當獲得的合理收益。”
國家發展改革委有關負責人就《電價機制》答記者問時表示，長期看，建立煤電容量電價機制，首次實現對煤電這一主力電源品種電能量價值和容量價值的區分，可有力推動構建多層次電力市場體系，引導煤電、新能源等市場參與者各展所長、各盡所能、充分競爭，全面優化電力資源配置，提升整個電力系統的經濟性。
該負責人進一步分析稱，各地電力系統對支撐調節能力需求不同，煤電功能轉型進度差異也較大。有的地方水電、新能源等可再生能源比重較大，煤電已主要發揮支撐調節作用；有的地方煤電則仍是主力電源，在提供電力和電量方面都是“頂梁柱”。因此，在確定容量電價回收固定成本比例時，將煤電轉型較慢、機組利用小時數較高的地方安排得低一些，煤電轉型較快、機組利用小時數較低的地方安排得適當高一些，符合各地實際情況，有利于煤電加快實現功能轉型。
除了電價機制，楊勇平還建議，完善新一代煤電轉型升級的配套保障機制。“推動煤電轉型升級涉及從科技創新到應用示范，再到產業發展的全鏈條，具有時間緊、任務重、難度大的特點，對組織管理、研發能力、資源配置均有很高要求，配套保障機制尤為重要。”
對此，楊勇平認為，在技術研發階段，要充分發揮新型舉國體制的制度優勢，成立國家實驗室、全國重點實驗室、煤電龍頭企業、重點高校和科研機構聯合組成的創新聯合體，加大煤電轉型升級科技創新人才培養力度，持續強化新一代煤電技術聯合攻關能力；在示范應用和推廣階段，要鼓勵示范驗證所在地區制定細化首臺（套）重大技術裝備支持政策，推動新一代煤電設計及設備選型等標準體系建設，推動技術標準化以及標準國際化，持續提升我國在煤電清潔高效利用技術領域的國際先進性。
這也與《行動方案》的要求相契合。在推動新一代煤電標準建設方面，《行動方案》明確提出針對新一代煤電技術路線，推動開展煤電降碳效果核算標準制定。組織開展《大中型火力發電廠設計規范》修編工作，重點完善新一代煤電系統設計及設備選型標準體系，更好適應電力系統清潔低碳、靈活智能的發展要求。對行業亟須的先進性指標要求，先行研究制定文件予以規范，后續在標準修編中明確。
責任編輯：沈馨蕊
