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；风电占比9.4%，约0.89万亿千瓦时；太阳能占比6.2%，约0.58万亿千瓦时。总体看，当前阶段新能源装机容量迅速增长，但煤电仍占有最大份额，立足“以煤为主”的基本国情，煤电做为可靠调节和保障电源在未来较长一段时期内都将发挥难以替代的基础性作用。（二）发展展望2023年6月，国家能源局正式发布了《新型电力系统发展蓝皮书》，明确新型电力系统“三步走”的发展阶段，其中：当前至2030年为加速转型期，新能源逐步成为发电量增量主体，煤电仍是电力安全保障的“压舱石”；2030年至2045年为总体形成期，新能源逐步成为装机主体电源，煤电加速清洁低碳转型；2045年至2060年为巩固完善期，新能源逐步成为发电量结构主体电源，电能与氢能等二次能源深度融合利用。有研究推测，我国煤电装机将在2025年达到峰值约13.6亿千瓦，至2035年、2050年分别降至约9亿千瓦、4亿千瓦，至2060年煤电装机容量占比将由当前近50%降至9%，发电量占比将由当前66%降至4%。综上，随着新型电力系统“三步走”发展阶段的确定，煤电即将进入加速转型期，煤电装机容量及电量占比将显著大幅降低，优化发展高效、清洁、低碳和智能化煤电是能源转型的重要战略选择。（三）转型要求“双碳”目标下，新型煤电应具备安全可靠、清洁低碳、柔性灵活、经济可行四个特征，这构成了煤电转型升级路径选择的约束性条件，其中：安全可靠是基本前提。要求强化煤电支撑保障能力，在新型储能设施大规模投运前保持适当的煤电装机规模，满足迎峰度夏和迎峰度冬最大负荷需要，确保电力系统安全稳定运行。清洁低碳是核心目标。要求在煤电在装机容量及发电量占比下降的同时，通过低碳、零碳、负碳等技术改造，逐步降低碳排放强度，确保电力系统碳排放总量达到“双碳”目标要求。柔性灵活是重要支撑。要求提高煤电机组灵活性调节能力，适应机组大开机方式、长周期低负荷运行、启停调峰以及频繁变负荷等工况要求，避免因自身原因导致电力供应中断或不稳定。经济可行是基础保障。要求按照技术可靠、经济可行的原则，优化改造技术路线，强化经济成本控制，随着新能源发电成本下降，合理把握煤电转型升级推进节奏，保持终端用电成本总体稳定。煤电转型升级路径规划是一个系统性工程，必须坚持系统观念，强化前瞻性思考、全局性谋划、战略性布局和整体性推进。二、技术路线与政策机制机组灵活性改造是现阶段最为有效的降碳手段，低碳化转型是未来技术成熟大规模应用的核心路线，科学有序的退出机制是实现目标的基础和保障。（一）灵活性改造技术路线截至2022年底，全国煤电累计完成灵活性改造规模2.57亿千瓦，技术路线主要包括：锅炉低负荷稳燃技术、锅炉低负荷脱硝技术、热电解耦技术、发电侧储能调峰技术、变负荷速率提升技术、发电机可靠性提升技术等。实施灵活性改造的机组调峰能力可达到额定负荷的20%-30%，但面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。市场运行机制过于复杂，不利于形成鲜明的转型价值导向，不利于推动在全国范围内进行资源的有效配置。三、转型升级路径分析（一）转型升级路径设计按照构建新型电力系统“三步走”的总体安排，从灵活性改造、低碳化转型、安全有序退出等三个模块切入，可形成保守、中性、激进三种情形下的煤电转型升级实施路径，具体详见表2。保守路径。一是加速转型期，全部完成煤电机组“三改联动”，深度调峰能力达到30%，探索开展低碳技术应用试点，存量煤电有序关停退出，同时保持较高的新建煤电投资强度；二是总体形成期，实现煤电机组的全负荷调峰能力，部分煤电开展低碳化改造，全部关停300MW级及以下机组，同时保持一定的新建煤电替代规模；三是巩固完善期，煤电全部完成储能电站和低碳化改造，具备储能、顶峰双重调节功能，碳排放总量趋近于零，全部关停600MW级及以下机组。中性路径。一是加速转型期，全部完成煤电机组“三改联动”，深度调峰能力达到20%，部分煤电开展低碳化技术应用改造，全部关停200MW级及以下机组，同时保持适当的新