煤電清潔轉型仍需出新招——燃煤電站生產運營管理第五十三屆年會觀察

煤電在能源轉型升級中如何找準定位，發揮兜底、支撐作用，實現清潔低碳發展？7月11日~12日，由中國電力企業聯合會、國家能源投資集團有限責任公司聯合主辦的2024年燃煤電站生產運營管理第五十三屆年會暨能效管理對標發布會（以下簡稱“2024煤電年會”）在寧夏回族自治區銀川市召開。與會專家就上述問題進行探討。

煤電機組技術世界領先

創新提升還有空間

目前，我國煤電機組發電效率、污染物排放控制均達到世界先進水平。

中電聯發布的數據顯示，到2023年底，我國95%以上煤電機組實現了超低排放。全國火電機組供電標準煤耗從2014年的319克/千瓦時下降至2023年的301.6克/千瓦時，火電機組技術領先世界。2023年全國單位火電發電量煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放量分別為14毫克/千瓦時、77毫克/千瓦時、125毫克/千瓦時，較2014年分別下降93.9%、94.8%、91.5%。

我國已在超超臨界發電機組設計、制造和運行等方面積累了豐富經驗，相關技術實現了跨越式發展。截至2023年底，我國百萬千瓦超超臨界燃煤發電機組數量已超過170臺，總容量超過1.74億千瓦。不論是裝機數量還是總裝機容量，均穩居世界首位。

“盡管我國煤電機組技術世界領先，但并不意味著技術上沒有提升空間。”在2024煤電年會上，中電聯黨委委員、專職副理事長安洪光指出。

安洪光介紹，在我國新上馬的煤電機組中，一些關鍵指標還在提升。如大唐鄆城630攝氏度超超臨界二次再熱國家電力示范項目（2臺百萬千瓦機組）于2023年8月正式啟動，以再熱汽溫630攝氏度、發電熱效率突破50%為示范點。機組設計主蒸汽壓力35.5兆帕，設計熱耗6813千焦/千瓦時，發電煤耗245.74克/千瓦時，供電煤耗256.28克/千瓦時。另外，世界上參數最高、容量最大的66萬千瓦超超臨界循環流化床鍋爐已全面轉入運行調試階段。

中國科學院工程熱物理研究所正高級工程師朱建國認為，未來煤電鍋爐將繼續向高參數（節能降耗）、煤電與新能源電力融合、煤炭與低碳燃料（如生物質）融合的方向發展。“未來的煤電技術有可能突破常規技術的極限，使固體燃料像氣體燃料一樣燃燒。”朱建國表示。

中國工程院院士呂俊復認為，進一步發展材料等基礎工業，從煤電主機設備、系統布置等方面設計創新，仍然是高效燃煤發電技術發展的關鍵。

中國電力企業聯合會專家委員會首席專家陳宗法認為，新的燃煤發電技術應以靈活、高效、清潔、低碳、智能為導向，提升煤電機組靈活調節能力、工控系統自主可控能力。

“三改聯動”穩步推進

配套政策仍需跟上

“三改聯動”是煤電實現高質量、可持續發展的重要途徑。根據國家發展改革委、國家能源局發布的《關于開展全國煤電機組改造升級的通知》，“十四五”期間，煤電機組節能降碳改造規模不低于3.5億千瓦、供熱改造規模力爭達到5000萬千瓦、靈活性改造完成2億千瓦。

煤電企業擔當能源保供“主力軍”，加大存量機組“三改聯動”力度是必然選擇。

“三改”如何改？如何聯動？

國能寧夏靈武發電有限公司（以下簡稱“靈武電廠”）黨委書記、董事長于洪澤介紹了該企業“三改聯動”的成功實踐：在節能降碳改造方面，靈武電廠4臺機組改造后，能效、環保、可靠性等都處在全國前列；在供熱改造方面，依托百萬千瓦級超超臨界空冷火電機組，靈武電廠于2018年、2020年分別建成向銀川市區供熱的一、二期工程，接帶供熱面積超6500萬平方米，成為當時國內單體供熱面積最大的熱電聯產企業；在靈活性改造方面，靈武電廠開展了“飛輪儲能+火電聯合調頻”示范，在保障熱電聯供的基礎上耦合廠區光伏及儲能，助力了新能源電力的平穩供應。

靈武電廠是煤電機組“三改聯動”的縮影。據中電聯發布的相關數據，2021~2023年我國煤電機組“三改聯動”改造規模累計完成7.37億千瓦，其中靈活性和供熱改造完成率超過75%。

中國電力工程顧問集團華東電力設計院副總經理葉勇健表示，目前，還沒有任何一項技術能同時實現“三改”。“‘三改聯動’要打組合拳，采取一系列技術來實現。‘三改聯動’的目標機組是存量機組，機組情況不同，要‘一機一策’。”

當前，我國具備靈活調節能力的煤電容量不足，部分機組頻繁深度調峰造成的問題凸顯，靈活性改造更為迫切。

“受機組型式和煤質條件限制，大批亞臨界、超臨界機組，甚至一部分超超臨界機組不能滿足深度調峰的需要，因此在調峰深度、負荷變化速度、啟動速度等方面受技術制約，深度偏離設計工況運行，安全風險和壽命損耗都顯著增加。這種狀況亟待扭轉。”安洪光表示。

葉勇健指出，為了適應新型電力系統，機組負荷運行區間、變負荷、啟停及燃料等方面的靈活性非常重要。“節能降碳改造和供熱改造的‘經濟賬’清晰，而靈活性改造增加了發電企業成本，需要合理的政策、科學的規則，以市場引導為主，使資源配置效率更高。”

陳宗法表示，要繼續推進煤電機組“三改聯動”，應從根本上解決煤電企業生存難、改造難、發展難、保供難、轉型難的問題。“政策上到位、技術上可行、經濟上合算，升級改造才能落到實處。”

煤電健康發展

市場機制亟待完善

2023年，國內電煤供需整體趨于平衡，電煤中長期合同履約率明顯提升，現貨價格總體回落。電煤中長期合同機制持續發揮保供“穩定器”作用，煤電行業整體實現扭虧、新增裝機止跌回升。

今年以來，在政策支撐、進口煤增加和煤炭電力企業的共同努力下，電煤市場現貨價格整體震蕩回落，振幅較前幾年進一步收窄。

據中電聯初步統計，1~5月，統計口徑內燃煤電廠到廠標煤單價較上年同期下降約100元/噸。同時，據中電聯調研，5月五大發電集團平均售電價格同比下降6.9%，降幅達到32.7元/千千瓦時，煤電出現新轉機。

陳宗法表示，這種轉機與扭虧是初步的、脆弱的、局部的，甚至是不確定的，仍需企業、市場、政府協同發力，從根本上解決。

為保證煤電健康發展，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于建立煤電容量電價機制的通知》，決定自2024年1月1日起建立煤電容量電價機制。據2024煤電年會透露，在容量電價實際執行中，煤電企業全額獲取容量電費還面臨諸多問題。如部分省份核算容量電價后，導致“電量電價+容量電價”超過基準價上浮20%限制，地方政府要求壓控電量電價；由于煤質、設備等導致出力受限以及未達最大申報出力上限被考核；跨省跨區送電煤電機組送受兩端容量電費分攤細則不確定，出現部分省份容量電費仍未結算等情況。

安洪光建議，應進一步推動建立煤電健康發展的市場機制，協調煤價與電價關系，合理疏導煤電燃料成本。落實好煤電“兩部制”電價政策，進一步規范煤電容量電價政策執行和電費結算，保障煤電容量電費及時發放到位，穩定煤電企業固定成本回收預期。積極探討供熱機組容量成本回收機制，研究供熱機組靈活性調節能力與煤電容量電價機制的合理銜接。進一步完善電力市場和碳市場的市場機制建設，建立兩個市場的協調耦合機制。