积极推进煤电“三改联动”是新时期煤电实现高质量转型发展的必然要求，是我国构建新型电力系统、支撑新能源发展的重要基础，也是能源电力行业践行“双碳”目标的关键举措。
“十三五”期间，国家能源局全力推动煤电超低排放改造、节能改造和灵活性改造等工作。 至2021年底，我国已累计实施节能改造近9亿千瓦，实现超低排放的机组超过10亿千瓦，实施灵活性改造超过1亿千瓦。目前，煤电“三改联动”面临哪些问题？“十四五”期间的“三改”工作又该如何推进？
因厂施策实现今年2.2亿目标
2021年11月，国家发改委、国家能源局深入推动煤电“三改联动”，联合印发《全国煤电机组改造升级实施方案》， 提出“十四五”期间实施节能降碳改造3.5亿千瓦、灵活性改造2亿千瓦、供热改造5000万千瓦的目标。
在全行业的共同努力下，2021年的数据相当亮眼。据统计，全国完成节能降碳改造1.1亿千瓦、灵活性改造6380万千瓦，供热改造6830万千瓦。“十四五”的改造工作迎来良好开端。
4月20日的国务院常务会议提出，2022年煤电机组全年改造规模超过2.2亿千瓦。各地电厂要在做好保供工作的同时统筹实施改造，上述目标是否能如期实现？
中国机械工业联合会发电设备中心副主任孟彦辉认为，2.2亿千瓦目标能否实现主要看国家政策、资金支持情况和电厂改造的决心。“从制造企业来讲，技术和能力总体上没有问题，无非就是改造量、生产周期和完成时间。”
孟彦辉介绍，现役机组机型、运行状况不尽相同，燃煤价格、上网电价等也存在不同的地域差异，不同机组升级改造的投入产出情况也不同，“因此为每台机组选择合理的改造技术方案尤为重要。”她建议，整个改造过程应由政府部门、发电企业、设计院、设备制造企业、相关专业机构等协同推进，并成立或委托相应机构组织实施。同时，希望升级改造的操作性实施方案、激励政策、考核办法等尽早明确。“这样才有可能在较短时间内完成上述目标。”
余兵表示，2022年各省拟实施的改造工作量很大，时间紧、任务重，还面临着投资能力不足、缺乏有效回收机制等问题，所以既要算“经济账”，更要算“社会账”。
“要抓住供电煤耗300克以上的机组特别是亚临界机组节能降碳改造，大型风电光伏基地配套煤电灵活性改造，‘三北’地区和工业园区供热改造的‘牛鼻子’，因地制宜、因厂施策、一机一策，统筹安排好改造方案、改造时间、资金分配等。”余兵说。
灵活性改造规划不宜过度超前
煤电灵活性改造是电力系统调节能力提升的关键手段，但是从2021年完成情况看，灵活性改造的推进难度最大。业内反映， 主要原因在于受到原有设备选型、建设场地等方面约束，且在增加改造和运维成本的同时降低了机组利用小时数。如何在完成灵活性改造的同时不损失其经济性？
电力规划设计总院党委常委、副院长姜士宏表示，现役煤电机组灵活性提高后，其低负荷运行的效率会降低是客观规律，因为低负荷工况严重偏离了主辅设备和系统的设计点。
“对于这个问题，首先要有全面、正确的认知。”姜士宏解释说，煤耗率和耗煤量、二氧化碳排放量不能简单等同，煤电机组提升灵活性、降低运行负荷率后，虽然每度电的煤耗率上升了，但由于发电量少了，其总耗煤量还是减少的，相应的二氧化碳排放量也是减少的。“也就是说，站在系统的角度，煤电降低负荷为新能源发电让出空间，全社会的二氧化碳排放量是降低的。”
对于如何解决这一问题，姜士宏认为要在技术上继续提升，降低灵活运行对机组能效的影响。他透露，目前，主机、主要辅机、系统设计和设备配置等方面均有相应的研究正在开展，有的已经实施了工程验证，取得了一定的成果。针对这一重大市场需求，行业各方将在国家能源主管部门的引导和支持下，继续深入开展技术创新，进一步改善煤电低负荷运行的能效水平。
姜士宏建议，各地区要合理确定现役煤电机组的灵活性改造要求。“灵活性改造是为构建新型电力系统服务的， 各地灵活性改造目标应结合新能源发展规划、区域内调节性电源资源条件等合理确定，并做适度超前谋划。由于灵活性改造对煤电企业来说既增加了初投资，又增加了运行维护成本，且存在潜在的安全运行风险，相关改造规划不宜过度超前，应结合实际需求确定，必要时给予相应的政策支持，以合理疏导相关成本。”
孟彦辉坦言：“如果没有合理有效的成本疏导补偿机制，实现灵活性改造并非易事。”她建议健全市场化交易，加快完善辅助服务市场机制，使参与灵活性改造的调峰机组获得相应收益。同时支持灵活性改造和新能源配额的关联程度，加大灵活性改造的补贴收益。
资金问题需多方协作解决
根据4月25日中国电力企业联合会发布的《2022年一季度全国电力供需形势分析预测报告》的分析，一季度煤电企业持续大幅亏损，部分企业现金流异常紧张，大型发电集团有超过一半的煤电企业处于亏损状态。推进煤电“三改联动”需要大量资金。 煤电企业资金吃紧的情况下，煤电“三改联动”改不改？
“改”——在本次推介会上，火电企业的回应掷地有声。参会的单位均表示，“三改联动”的相关技术已经非常成熟，资金问题还需多方协作解决。
国家能源集团科学技术研究院有限公司副总经理、俄罗斯自然科学院外籍院士朱法华表示，我国煤电机组改造技术世界领先。“由于国情不同，大部分发达国家已经不再新建煤电厂，相应地也就不再研究煤电技术了。我国掌握着全球最先进的煤电改造技术，这话不夸张。”
“只要有钱，技术不是问题！”徐州华润电力有限公司技改相关负责人的这句话，阐述了煤电三改面临的“技术精、筹资难”现状。这位负责人介绍说，徐州电厂3号机组的节能改造始于2017年4月，资金投入3.5亿元。“当时银行的政策支持不多，我们没有向银行贷款，改造资金都是自己掏的。”
湖北华电襄阳发电有限公司的节能降耗改造项目——生物质气化耦合发电项目同样于2017年启动，相关负责人表示，当时的资金来源主要为自有资金。“目前我们企业融资是集约化管控，由上级统筹安排，一般年度分期、按进度结算。”
朱法华认为在我国推行煤电“三改联动”非常有必要，这比建设燃气电厂更划得来。“虽然燃气电厂相对来说更清洁，但受气源不稳定、气价高等因素制约，立足我国‘富煤’的国情，对现有煤电机组进行改造，无论从经济效益还是社会效益上来说，都是非常划算的。”朱法华说，“在煤电企业大面积亏损的情况下，扛住压力、克服困难筹措资金进行改造，体现了煤电企业高度的社会责任感。”
收益来自补贴和煤耗下降
煤电机组改造后的经济性和效益如何？
业内人士介绍说，经济效益一般体现在两方面， 一是参与深度调峰的补贴，二是因煤耗降低而节约的燃料成本。
为减轻火电企业负担，各地推出深度调峰的补贴政策各不相同。如新疆发展改革委在2020年5月26日印发的《新疆电网发电侧储能管理暂行规则》第七条中明确指出，在火电厂发电上网关口内建设的电储能设施，与机组联合参与调峰，按照深度调峰管理、费用计算和补偿。再如2021年10月28日东北能源监管局修订印发的《保供电保供热期间暂时调整东北电力辅助服务市场运营规则的通知》，将深度调峰交易第一档报价上限由0.4元/千瓦时提升至0.5元/千瓦时，增加火电企业深度调峰收益。但与前期改造耗费的巨额投资相比，深度调峰的补贴收益有限。
徐州华润电力有限公司相关负责人为记者算了一笔改造后煤耗降低带来的收益账。“我们的3号机组进行节能改造后，额定工况下机组供电煤耗降幅超过10%，平均值达35克/千瓦时。一年下来节约的燃料费用大约为3000多万元，算上补贴收益，改造投资的静态回收期大约为7~8年。”
湖北华电襄阳发电有限公司进行生物质气化耦合发电项目改造后，有效降低了生产运维成本，项目每年可以节约标准煤1.8万吨，按照700元/吨的煤价，一年可节约燃料成本1260万元，每年可减排二氧化碳约5万吨，碳减排的经济效益随着碳市场价格的上升会有所增加。但改造项目的负责人同时也向记者表达了难处：“地方政府为了鼓励生物质发电，对机组按照发电量给予1.5~3倍的电量计划奖励。不过随着煤价的大幅上涨，煤电机组发电边际贡献为负，奖励电量的收益实际为负值。”
几家火电厂负责人一致表示，呼吁政府出台更多的补贴政策，给予更多的资金支持以缓解压力。
建议设立改造专项资金
煤电“三改联动”工作意义重大、迫在眉睫，那么实施改造的资金从何而来？改造后的收益如何？
在记者采访的四家电厂中，只有一家因为改造金额较小而使用自有资金，其余三家均采用银行贷款方式解决投资。
内蒙古一家煤电厂的相关负责人向记者表示，该电厂综合改造共投入资金超30亿元，全部来自银行贷款。虽然参与调峰可获取一定收益，但是“在煤炭价格高企之下，距离回本还是遥不可及。”
这家电厂并非孤例。2021年，面对煤炭供应紧张、煤价大幅上涨以及能源安全保供的压力，煤电企业经营步履维艰。煤炭和电力市场分属不同的价格调节机制，发电价格难以及时反映发电成本、市场供求等情况。
对此，孟彦辉建议出台相应资金支持政策。 “一是国家设立煤电机组升级改造专项资金，对‘三改联动’的煤电项目给予专项资金支持。二是金融机构对煤电行业实行积极的信贷政策，加大对煤电改造升级的力度。煤炭清洁高效利用专项贷款向煤电机组‘三改联动’项目倾斜，缓解煤电企业资金压力。”
好的消息是，金融机构在积极加大资金支持力度。2021年10月，工商银行与国家能源局签署《战略合作协议》，未来五年拟为能源领域提供意向性融资支持额度3万亿元，其中将煤电机组改造升级作为重点合作内容。“截至2022年3月末，工商银行为火电行业发放贷款余额2502亿元，较年初增加75 亿元，增幅3.1%，增量排名四行第一。”工商银行公司金融业务部副总经理戴莲介绍。
此外，孟彦辉认为在“三改联动”落实过程中，应支持使用国产化设备，支持本土企业。“当前复杂的国内外形势下，我国火电设备企业生产运营压力大，需要更多的设备改造订单进一步支撑其转型升级、提质增效的源泉和动力。”她说。
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