随着新能源比重的进一步提高，更 加全面的“灵活性提升”取代“能效 提升”成为新一代煤电升级最核心的目标。
日前,国家发展改革委、国家能源局《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》（以下简称《实施方案》）,迅速引发了业界对新一代煤电的广泛关注。
伴随着新能源装机比例的不断提高,未来在新型电力系统中煤电将扮演什么样的角色？围绕新型电力系统的建设,新一代煤电升级的核心目标是什么？相关技术是否成熟,是否会给煤炭企业经济压力？带着这些疑问,《能源》杂志采访了电力规划设计总院发电咨询院院长胡文平。
《能源》：最近国家在推进新型电力系统试点,新一代煤电技术作为重点方向备受关注。您认为,当前煤电升级的核心目标是什么？
胡文平：“新一代煤电升级专项行动”开启了煤电行业的又一次系统性转型升级。新一代煤电升级的核心,可以概括为“双向发力”——既要低碳化,又要提升高效调节能力。随着新能源占比越来越高,风电、光伏装机已经超过40%,但波动性大,新型电力系统对调节性资源的需求巨大。
更加全面的“灵活性提升”取代“能效提升”,成为此次升级最核心的目标。从电力系统运行和碳减排需求看,都需要煤电提升运行灵活性,从而具备更好的“可靠出力”、“灵活调节”能力,以促进绿色低碳电力消纳。随着新能源比重的进一步提高,净负荷曲线更加陡峭,煤电的可靠顶峰、深度调峰、快速变负荷、一次调频、启停调峰等更加全面的调节能力将变得更为重要。
在“双碳”目标下,煤电作为碳排放主要来源之一,低碳化改造也得跟上,如通过掺烧零碳燃料、碳捕集利用与封存（CCUS）等,减少碳排放。
《能源》：“灵活性提升”是核心目标。目前,围绕灵活性提升的改造技术是否成熟？
胡文平：深度调峰改造相对容易,现在好的机组能降到20%以下负荷。宽负荷高效的主要难点在于低负荷下锅炉效率、汽机循环效率下降,辅机偏离最佳工况造成厂用电上升,需要进一步优化汽机本体设计和辅机选型配置,重点提高汽机效率、降低厂用电率。对于新建机组,需要改变传统设计思路,以全年平均煤耗最优为目标适当优化最佳效率点。
快速变负荷改造难度大。快速变负荷的主要难点在于锅炉,水动力安全、锅炉升降负荷协调控制等难题,需要加强技术攻关。部分电厂在快速变负荷方面做了有效尝试,比如增加小粉仓系统,测试的变负荷速率提高到常规机组的两倍。
启停调峰对设备损伤大,锅炉受热面、汽轮机叶片都会受影响。频繁启停的话,对机组寿命会产生较大影响。启停调峰的主要难点在于对机组运行安全及寿命影响较大,需要重点研究关键部件寿命损伤机理、自启停控制等技术。总体上看,通过相对成熟技术的综合应用,结合关键难题的技术攻关,有条件实现新一代煤电的高效调节技术目标。
《能源》：但企业反映改造难度不小,尤其是成本压力。比如低碳化技术,像碳捕集利用与封存（CCUS）,现在成熟吗？
胡文平：CCUS技术已实施百万吨级示范应用,碳捕集技术相对成熟,二氧化碳驱油技术较成熟、工程应用较多,地质封存开展了少量的工程试验；掺氨技术在国能台山、皖能铜陵电厂开展了工程试验,验证了20%～35%掺烧比例的技术可行性；掺烧生物质技术较成熟,直接掺烧、气化掺烧等技术路线已有规模化工程应用。低碳化改造建设的主要难点在于成本高,需要通过工程示范,持续推进CCUS、掺烧零碳低碳燃料等技术提效降本。
CCUS的捕集技术已经比较成熟,但成本是大问题。我们测算过,按标煤价800元/吨,每吨二氧化碳的捕集成本230～250元,加上运输和封存,总成本能到300元左右。生物质掺烧技术成熟,原料稳定可靠供应是关键。氨的存储存在安全风险,且受现有政策对电厂氨区设置的限制,大规模应用仍需要突破安全与机制瓶颈。因而,无论是掺烧零碳燃料（生物质、绿氢、绿氨等）还是碳捕集利用与封存,目前技术上还有待进一步成熟,特别是成本代价还很高,现阶段大规模实施还缺乏现实基础,重点是开展低碳化试点示范推动技术成熟、成本下降,为未来大规模实施打基础。
《能源》：短期内改造可能给煤电企业带来一些成本压力,在未来的电力市场中,他们如何才能获得更多的收益？
胡文平：未来,煤电企业以技术创新和系统考量重塑自身角色,主动应对新型电力系统和“双碳”目标约束的挑战。发展新一代煤电不只是国家的政策要求,也是煤电企业更好适应未来电力市场运行的切身需求。
这一次的转型升级,除了需要技术上的提升外,也需要观念上的转变。企业要主动适应市场变化。要关注政策动向,比如容量电价、电力市场交易、碳市场等。这些都会影响改造的经济收益。更重要的是转变观念——既要算好“发电收益账”,又要算好“调节收益账”。随着煤电电量的减少,容量收益将成为煤电收益的更重要组成部分,更强的顶峰能力将凸显其容量价值。在更为完善的辅助服务市场机制中,调峰、调频、爬坡等辅助服务收益将成为重要组成部分,更好的高效调节能力可获取更多的辅助服务收益。
《能源》：新能源装机激增,有人觉得煤电该逐步退出,为什么还要花大力气升级？
胡文平：煤电仍然是保障我国新能源快速发展的重要支撑,对于保障系统运行安全运行至关重要。目前,我国煤电以不到40%的装机占比,提供了60%的发电量、70%的顶峰能力和近80%的调节能力,预计煤电的可靠替代需要一个比较长的过程。能源安全需要煤电兜底,天然气对外依存度高,核电建设周期长,水电受季节影响大,煤电仍是最可靠的“压舱石”。长远看,煤电发电量会减少,煤电机组的容量支撑作用及系统调节作用越发凸显,主要承担顶峰、调峰和应急功能。这时候,就得靠容量电价、辅助服务等机制保障收益,需要进一步完善体现煤电价值的配套政策。
《能源》：未来煤电与新能源会是怎样的关系？
胡文平：煤电与新能源的关系,在我国比较长的时期内仍将是唇齿相依。新能源装机越多,需要的调节性资源越多,煤电灵活调节在较长时期仍将是重要的调节资源。同时,煤电要为新能源“让路”。未来煤电机组利用小时数可能从5000小时降到2000～3000小时,从“主力电源”变成“调节电源”。技术上也要协同,重点是想方设法提升机组自身的调节性能,可以通过增加适用的“外挂”系统进一步提高特殊场景下的调节性能,比如煤电配熔盐储热,既能提升调峰能力又能为工业供热。掺烧绿氨、绿氢的试验,是为了未来实现零碳发电做准备。这些都需要进一步探索。现阶段还是以提升灵活性为主,同时做好低碳技术储备。
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