以“三改”拓展煤电企业综合能源服务

构建以新能源为主体的新型电力系统是我国实现碳达峰、碳中和目标的重要举措。煤电作为我国能源供应的“稳定器”“压舱石”，在构建新型电力系统中发挥着重要作用。新形势下，煤电机组应加强供热、节能和灵活性改造，深度节能降耗、提升调峰能力、拓展综合能源服务，多措并举推进减污降碳协同增效，实现向基础保障性和系统调节性电源并重转型。

煤电企业“三改”和在综合能源服务中存在的问题

一是煤电供热规划不合理，热电联产技术亟需提升。近年来，国家一直鼓励利用大型热电厂替代小锅炉，实施热电联产供热，测算表明，采用高效率电站锅炉热电联产代替小型燃煤锅炉供热可降低二氧化碳排放200千克/兆焦。但目前仍有较大比例的中小锅炉在运行，不仅效率低、能耗高，污染物排放量也大，影响了机组热电联产的整体性能。供热规划方面，部分地区进行工业园区规划时将新增的工厂规划到现有热源点供热辐射范围之外，导致新增工厂需新增热源点，造成资源浪费、重复投资。供热技术方面，煤电机组供热技术标准更新滞后，已不能适应快速发展的电力系统；供热能质不匹配问题较为突出，尤其是高参数供热，多数亚临界机组采用主蒸汽减温减压形式供热，做功能力损失严重，供热经济性较差。

二是机组供电能耗偏高，与“双碳”目标存在较大差距。通常情况下，煤电机组设计时的最佳经济运行负荷点多在高负荷工况，参与深度调峰后，因设计、运行等原因使机组面临低负荷工作下供电煤耗升高、经济性恶化的问题。据测算，负荷率40%的百万千瓦超超临界机组比满负荷运行的煤耗高68克/千瓦时，负荷率35%的60万千瓦超临界机组比满负荷运行的煤耗高53克/千瓦时。“十三五”以来，随着超低排放改造技术的不断成熟和有序实施，全国火电厂供电标准煤耗持续下降，截至2020年底，6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗304.9克/千瓦时，同比降低1.5克/千瓦时，供电煤耗降低对电力行业二氧化碳减排贡献率达36%。虽然取得一定成果，但目前的节能降耗技术水平依然无法满足碳中和目标的要求。新形势下煤电机组节能压力反增不减，超低负荷节能技术研发力度需持续加大。

三是调峰辅助服务市场容量小，灵活性改造积极性减弱。据预测，到2030年，我国新能源装机预计可达12～16亿千瓦，大规模的风电、光伏并网将使电源供应端呈现高度不稳定特征，部分地区弃风、弃光、弃水问题突出，电网调峰能力严重不足，非化石能源消纳十分困难。为此，“十三五”以来，我国政府高度重视电力系统调峰能力建设，出台一系列政策支持鼓励火电企业进行灵活性改造，众多企业积极响应，积累了宝贵的经验和技术。但受近两年来新能源弃能限电情况好转影响，火电灵活性改造后参与辅助服务市场边际收益不断下降，加之煤价高企，煤电企业生存压力加剧，灵活性改造动力下降，积极性普遍减弱。

四是煤电综合能源服务发展缓慢，政策支持力度需进一步加大。新形势下传统能源与新能源实现联动发展的路径有很多，2021年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》中明确指出，要稳妥实施“风光火（储）一体化”，优先依托存量煤电项目推动风光火（储）一体化发展，扩大新能源电力打捆规模。“十三五”期间我国力推“煤电+生物质”“煤电+污泥”“煤电+垃圾”“煤电+光热”四大耦合发电技术，对固废进行无害化、减量化、资源化处理，出台相关政策扶植新兴产业。然而，我国目前的生物质发电几乎全部为纯烧生物质发电，装机容量多为10~30兆瓦蒸汽参数不高的低效率小机组，供电效率一般不高于30%，污泥掺烧、垃圾焚烧耦合发电的相关政策过于宏观，实际执行时缺乏具体的、有针对性的、可操作性强的配套制度。

煤电企业转型发展建议

一是提升煤电机组清洁低碳供热能力，合理规划保证系统经济运行。针对煤电供热存在的能级错配、规划不合理、技术标准更新滞后等诸多问题，需要及时从技术和政策上予以纠正。技术方面，建议优化推广新型热电联产技术，提升煤电机组热电双向宽域可调节能力，摒弃以热定电的观念，深入挖掘系统余热，提高低品位能源供热利用比率。城市采暖供热建议采用功热电、低压缸微出力等供热技术，工业供热建议采用背压机、机炉一体化及蒸汽再热等技术，提高机组供热能力和供热经济性。政策方面，建议按照“准许成本+合理收益”原则，尽快建立不同供热方式售热热价市场指导机制或意见，严禁小锅炉建设，在工业园区规划时将新增有热量需求的企业规划在大型高效火电企业供热范围内，努力达成区域能源最优利用，提高能源利用效率。

二是优化煤电机组节能改造技术，鼓励使用零碳、低碳燃料。建议给予煤电机组在技术和改造资金上的大力支持，重点加强超低负荷煤电节能技术研究，从升级改造和运行优化两方面入手，推动企业采用先进、成熟、可行的技术，提高机组热力循环效率、汽轮机内效率及辅助系统效率。可采用的节能改造技术主要有：制粉系统系列集成技术改造、空气预热器系列集成技术改造、汽轮机通流提效改造等；运行优化技术主要有：锅炉燃烧运行优化、蒸汽参数与减温水运行优化、机组冷端运行优化等。同时，建议出台政策鼓励燃料端技术创新，支持相关示范工程建设，通过掺烧零碳或低碳燃料，减少温室气体排放，对于零碳或低碳燃料的比例，给予减排奖励。

三是加强煤电机组灵活性改造政策引导，破解新能源消纳难题。针对调峰市场存在的资源过剩、投资回报不确定、补偿机制不健全、标准体系不完善等诸多问题，建议发挥政策导向，结合新能源发展有序指导各区域开展煤电机组灵活性改造；健全完善调峰补偿机制，科学合理确认调峰资源，加快辅助服务市场和电力现货市场建设；优化电网调度方式，根据设备运行特点，一厂一策、一机一策规划引导煤电企业选择切实可行、高性价比的改造方案，确保改造效益；支持各发电集团完善灵活性改造技术标准体系，滚动更新技术参数对标体系和经营考核体系，建立灵活性调峰数据共享平台。同时，为了确保机组调峰后的安全稳定运行，建议跟踪制订技术监督计划，定期开展锅炉燃烧系统、制粉系统、脱硝系统的运行优化试验及锅炉、汽轮机安全性检验，确保机组处于最佳运行状态。

四是拓展煤电机组“发电+”综合能源服务，挖潜增效实现可持续发展。建议进一步加大对耦合发电项目的政策支持力度，从设备补贴、电价制度、碳市场交易等方面，建立健全耦合发电市场，形成促进行业可持续发展的良性机制。“煤电+生物质耦合发电”方面，重点推广符合我国国情的生物质气化技术。生物质气化作为一种间接混合燃烧方式，燃料种类多、灵活性大，可以避免直燃对锅炉受热面的影响，也可以较为准确地通过入炉气量折算发电量，实现对发电量的监管。“煤电+固废耦合发电”方面，加强集中统一规划、科学选址，充分发挥现役煤电机组优势，推进城市周边耦合发电项目建设，使燃煤电厂从污染物集中排放单位转变为城市废弃物处理中心，推动煤电机组在资源循环利用和生态环境保护中有效发挥作用。“煤电+氨气耦合发电”“煤电+大型储能联合调峰”等新兴技术方面，加快“卡脖子”技术攻关，完善技术体系，依托示范工程发挥龙头企业作用，形成行业和国家标准，推动行业科技创新和产业链优化升级，形成产业引导与科研反哺、科技支撑与产业提升的良性互动模式，实现上下游产业链、供应链、价值链、创新链融合发展。