基于我國的資源稟賦，煤電長期擔負著能源保供“頂梁柱、壓艙石”的重任，并在大部分時間里保持著“高負荷、高小時、高收益”的狀態。近年來，業內一度出現唱衰甚至“妖魔化”煤電的聲音，有的專家認為煤電裝機峰值將停留在12億～13億千瓦。但隨著極端天氣頻發疊加新能源高比例接入帶來的調整，煤電再次“臨危受命”，擔起了保居民用電、保電網穩定的重任，迎來了新的機遇。

近期，國家能源局先后發布多項有關煤電的行動方案，隨著新型電力系統建設進入加速期，煤電低碳化轉型正式進入深水區。《煤電低碳化改造建設行動方案（2024～2027年）》提出了生物質摻燒、綠氨摻燒、CCUS三條重點低碳轉型路徑，并對摻燒提出了10%的比例要求。《加快構建新型電力系統行動方案（2024～2027年）》提出新一代煤電升級行動，明確未來煤電轉型的主線任務是“清潔低碳、高效調節、快速變負荷、啟停調峰”，關鍵作用是“更好發揮煤電的電力供應保障作用，促進新能源消納”，長期目標是“應用零碳或低碳技術，促進煤電碳排放水平大幅下降”。

未來，煤電既要擔重任、又要降排放，將在“頻繁啟停、寬負荷波動、利用小時數下滑”的道路上掙扎，還要完成自我低碳、自我凈化的蛻變，可謂舉步維艱。我們要抓關鍵、轉思路，以新的方式看待煤電，以新的模式管理煤電，長期保持煤電行業的穩定，才能保障能源供應、經濟社會發展的穩定。

煤電處境已大不同

裝機規模反彈

2017年，國家能源局印發《關于銜接“十三五”煤電投產規模的函》，叫停了超過50吉瓦的在建項目和超過60吉瓦的已核準或列規項目。由中國社科院大學和社科文獻出版社在2022年聯合發布的《世界能源藍皮書：世界能源發展報告（2022）》提出，“十五五”期間，我國煤電裝機預計新增3000萬千瓦，煤電將于2030年達峰，峰值約為12.6億千瓦。

但從現狀看，自2022年起，煤電裝機年均增量在3500萬千瓦以上。據不完全統計，2024年在建百萬千瓦燃煤電廠約116座，預計2025年底裝機規模將超12.5億千瓦。各省納規煤電機組容量超3億千瓦，因此，大部分專家認為2030年煤電達峰的裝機峰值將超過15億千瓦。

利用小時數現拐點 供電煤耗呈反彈

2016年，煤電利用小時數降至4250小時，供大于求。2017年，實施項目“停緩建”。2021年，用電負荷強反彈，利用小時數回升至4600小時以上，近兩年，煤電裝機增速提升，預計2024年煤電利用小時數將有所下降。“十三五”時期，煤電機組容量年均增長3200萬千瓦，預計“十四五”將達到3500萬千瓦，利用小時數就此下行。

長年來，供電煤耗隨著大容量、高參數機組的投產，落后產能的淘汰，節能改造的實施，呈現持續下降的趨勢。但隨著煤電利用小時數下滑、調節為主的運行狀態，2023年，全口徑煤電供電煤耗首次出現“不降反升”。

“三改聯動”規模接近飽和

2021年，國家發改委、國家能源局印發《關于開展全國煤電機組改造升級的通知》，“三改聯動”開始規模化推進。“十四五”期間，煤電“三改聯動”改造規模合計6億千瓦左右，前兩年已完成4.85億千瓦。可以說，“三改聯動”雖然在資金支持方面略顯不足，但卻是技術最成熟、市場最穩定的煤電節能降碳措施。值得關注的是，目前現役常規機組基本改造完成，如無技術創新或實施高投資的熱電解耦等措施，“十五五”也將陷入改無可改的境地。

煤電運營成本多維度增長

首先是燃料成本。2022年2月，國家發改委印發《關于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》，明確秦皇島港下水煤及山西、陜西、蒙西出礦價格的合理區間，但在煤炭長距離運輸過程中，物流費用可能高達50%，入廠煤價格仍存在上漲風險。其次是碳排放成本。目前，國內碳市場價格在90元/噸左右，歐洲碳市場價格為50～60歐元/噸，差距將會逐步縮小。2024年，碳配額基準值為0.7822噸二氧化碳/兆瓦時，按2.7725噸二氧化碳/噸標準煤當量的碳排放因子測算，發電煤耗在282克/千瓦時以內的煤電機組可獲得免費配額，部分企業需要有償排放。最后是煤電與新能源的交互救濟。“兩個聯營”的目的之一是新能源與煤電共同開發、共擔成本，這就存在交互救濟的可能，同時為了擴大清潔電量的比例，煤電勢必會增加啟停、備用成本。

“十四五”末煤電低碳轉型

直入深水區

前文提到的兩個“行動方案”均是以2024～2027年為時間維度，可見從“十四五”末開始，煤電將進入一個新的時代。前述的問題依然存在，后續的壓力將會更大。

低碳路徑需要攻堅克難

生物質摻燒、綠氨摻燒和CCUS是現階段煤電實現自我凈化的主要可行路徑，但這三項技術均尚存未攻克的技術難點。生物質摻燒原料中氯離子、鈉、鉀等堿金屬含量過高或摻燒比例擴大時，容易導致鍋爐制粉系統堵塞、鍋爐受熱面腐蝕結焦等問題；綠氨摻燒廠內設置氨罐，安全部門將其認定為重大危險源；CCUS碳封存地質數據庫、封存選址與安全監測平臺尚不完善，源匯匹配難度大，技術與市場等問題亟待解決。

成本問題更是不可忽視。經初步測算，化學吸收法二氧化碳捕集成本超300元/噸，封存成本超60元/噸；綠氨制備成本約3000元/噸；生物質成本折算標準煤后，也接近1000元/噸。如一臺煤機，耦合三條路徑，達到減碳50%的效果，改造的初始投資可能高達15億元。

新常態運行方式帶來更大挑戰

深水區的常態運行方式為“寬負荷調節、快速變負荷、頻繁啟停調峰”，會對機組可靠性及能耗水平帶來極大的挑戰。雖然煤電機組實施靈活性改造后，基本都會承諾鍋爐具備20%的穩燃能力，機側可實現30%的調峰，但能否規避鍋爐超溫、氧化、結焦，汽輪機易發生水蝕，磨煤機、風機、給水泵等輔機設備磨損加大等風險，尚未可知。同時，對供電煤耗的影響也已成為行業共識。目前，某省百萬千瓦機組在啟停調峰的過程中，也出現了非停次數增加的情況。新建熱電聯產機組在設計過程中，為確保頂峰能力、足額獲取容量電價，增加投資、增大爐膛的現象已成常態。為提升變負荷速率，配置新型儲能更是煤電企業首選的技術路徑，熱電解耦配置電鍋爐、熔巖蓄熱設施比比皆是。由此帶來的問題是，投資增加，但回收途徑稀缺；硬件配備，但運行策略滯后；能力提升，但傳統指標（煤耗、廠用電率等）上浮。

公平競爭決定優勝劣汰

新型電力系統的終極目標是系統穩定、用能清潔，“新能源+儲能”與“煤電+清潔設施（含三大低碳化改造路徑）”都是新型電力系統不可或缺的支撐底座，但在不同技術環境下，仍存在較大的競爭關系。電力市場內，新能源耦合儲能入市，具有一定的置信容量價值，也具備一定的曲線控制能力；調頻市場內，電化學儲能、飛輪儲能等響應速度更佳，打開市場壁壘后，將沖擊煤電的絕對優勢。總體講，電網對任何電源的需求都是一致的，哪種路徑經濟性最優，哪種路徑將優勝于市場。

需轉變對煤電的認知與態度

規劃部門要轉變

供需平衡是市場的最佳狀態，也是市場決定資源配置的本質。現階段，電力規劃仍側重于傳統模式，電力平衡過程中，風電裝機按5%～10%參與平衡，光伏不參與，新型儲能也尚未完全體現其日內調節的能力，在最大負荷評估過程中，對午高峰的、凈負荷的關注不足，僅把火電、水電、核電作為可靠容量，評估電力缺口，導致煤電機組具有永恒的建設空間。極端省份甚至出現火電裝機大于最大負荷的情況。新型電力系統特性與傳統規劃模式的錯位，導致煤電機組的產能大于實際需求，利用小時數極速下降，大量沉沒成本成為負累。建議建立一套符合新型電力系統技術能力的、客觀有效的電力電量平衡模式，為市場優化資源配置提供支撐。

管理部門要轉變

“一刀切”是傷害最大的管理模式，因地制宜、因勢利導才能更有效地提升管理效力。不同類型的機組應有其主要的基礎功能，具備條件時，可輔以更多的功能需求，但要求純凝、供熱機組具備同樣的調節能力，要求在運、延壽機組達到同等排放標準，要求調峰機組與高負荷機組能耗水平一致，在現有的技術環境下，還缺少支撐手段。建議在碳排放總量可控的基礎上，制定差異化的標準，適度調整對不同機組供電煤耗、排放標準的要求，為不具備經濟性改造價值的煤電機組松綁，由煤電企業自主選擇生存路徑，為整個煤電行業創造良性的生存環境。

煤電企業自身要轉變

煤電企業也同樣需要從思想意識及管理模式上轉變。進入深水區后，優勝劣汰是必然的，運營滿30年不再是保障，盈利更不存在必然。但去留取決于市場需求，老舊機組運行成本低、競價空間大；高效機組響應速率快、調頻能力強；超超臨界二次再熱機組碳減排成本少，各有優勢。同時，運營管理模式要轉變，要做到以市場為導向，以經濟效益為中心，發與不發電看價格；運行安全性要保障機組可執行市場約定的曲線，提高新常態運行方式下的安全可靠能力。