新形势下推动我国煤电高质量发展路径探讨

能源电力事关国家安全和国计民生，“双碳”战略实施要求能源电力转型立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破、通盘谋划，统筹推进。煤电作为我国最基础的电源类型，长期以来在保障电力安全稳定供应方面发挥了“顶梁柱”和“压舱石”作用，未来一段时期内仍将持续发挥基础保障性和系统调节性作用。但同时煤电也是我国能源行业碳排放的主要来源之一，在践行“双碳”战略要求下，煤电清洁高效低碳转型发展已成必然趋势和迫切要求。统筹发展与安全，推动煤电可持续的高质量发展势在必行。
一、我国电力供应保障面临的形势
（一）电力消费仍保持刚性增长态势
“十四五”以来，我国全社会用电需求年均净增量达到5700亿千瓦时，是历史平均水平的1.4倍。今年以来，国民经济总体上延续了去年以来回升向好态势，全国电力消费继续保持较快增长，一季度全国用电需求同比增速约9.8%。总体来看，我国经济长期向好趋势稳固，为支撑煤炭、石油、天然气等一次能源加快实现碳达峰，我国将持续推进电能替代，不断提升电气化水平，带动“十四五”及中长期用电总量继续保持5%左右的刚性增长。但同时，与典型发达国家相似，当用电增速伴随工业化进程下降到一定水平后，极端天气、疫情等多重不确定因素影响增强，用电增速波动的幅度显著增大。此外，人口分布、产业布局等的不平衡矛盾仍是影响我国电力需求分布不均衡的主要因素。从“十三五”以来的用电和负荷增量分布看，京津冀鲁、长三角、珠三角、华中东四省等地区仍是我国负荷中心，电力供应保障任务依然艰巨。
（二）近年来电力供应保障面临较大压力
“十四五”以来，我国电力供应保障压力持续加大。2021年，工业生产快速恢复、冬季寒潮、夏季持续高温天气带动负荷快速增长；能耗双控、煤炭价格上涨、来水偏枯等多重因素叠加，制约了电力供应能力。在供需两端综合因素共同作用下，2021年全国电力供需总体偏紧，近20个省级电网陆续采取了有序用电措施，主要分布在东北、中东部和南方地区。2022年，随着全国多发散发疫情得到有效控制，国民经济稳定恢复，全国电力需求增速稳步回升，受持续极端高温干旱天气等因素影响，四川、云南等省丰期来水严重偏枯导致水电发电能力大幅下降，迎峰度夏期间，全国17个省（市）实施需求侧响应，其中7个省（市）采取有序用电措施。2023年迎峰度冬期间，全国大部遭遇强寒潮天气，叠加甘肃积石山地震影响，全国12个省（区）执行了企业错峰和需求侧响应措施，主要分布在中东部和西北地区。
（三）未来电力保供电源仍存在一定缺口
“十四五”及中长期，水电、核电、气电等基础性电源面临的外部约束明显增强，发展均存在不确定性。其中，水电受可开发资源量和建设周期因素制约，特别是我国西南水电已逐步开发殆尽；按照积极安全有序发展核电的总体要求，短期内我国仍主要以开发沿海核电站址资源为主，每年新增投产规模相对有限；气电受气源和气价因素制约，尤其是近来受俄乌等地缘政治冲突影响导致约束进一步加大；同时在新型储能技术成熟前，新能源的随机性、间歇性特征使其尚不具备提供可靠保障容量的能力，在电力需求刚性增长的现实情况下，未来电力供应保障能力仍显不足，仍需新增煤电来夯实电力供应的基本盘。
二、煤电高质量发展的意义
（一）煤电是保障我国能源电力安全供应的“压舱石”
煤炭在保障我国能源安全中的基础地位短期不可替代。据自然资源部统计，截至2022年底，我国煤炭资源储量为2070.12亿吨，石油为38.06亿吨，天然气为65690.12亿立方米，“富煤、缺油、少气”的资源禀赋特点明显。2023年，我国能源消费总量约为57.2亿吨标准煤，其中煤炭消费量占比55.3%，原煤产量达到47.1亿吨。相比之下，我国油气对外采买度居高不下，分别高达70%和40%以上，安全稳定供应一直面临巨大风险。立足我国能源资源禀赋和当前复杂多变的国际形势，煤炭保障能源安全的基础地位更加重要且短期内不可替代，也是我国煤电未来发展的重要基础。
煤电在保障我国电力供应安全中的托底作用短期无法替代。现有技术条件下，与风电、光伏等新能源相比，煤电在保证电力供应和电网运行的安全稳定性方面，具有不可替代的能力和优势。全国看，2023年我国煤电以占比不足40%的装机规模，承担了70%的顶峰任务。分省看，除湖北、青海、云南、四川、西藏等水电大省（区），以及海南、北京等装机以气电为主外，全国超过三分之二的省（区）煤电装机占本地区支撑性电源的比例超过50%。当前，我国电力系统正处于加速转型期，短期内新能源不具备提供与煤电相当的支撑能力，新型电力系统的保障体系建设仍需要煤电持续发挥“压舱石”作用。
（二）煤电是推动我国电力绿色低碳转型的“助推器”
煤电是推动新能源大规模发展的重要支撑。随着新能源的大力发展以及电力消费结构的深刻变化，电力系统调峰需求持续提升，煤电仍是现阶段我国最经济可靠的调峰电源。“十三五”期间“三北”地区火电灵活性改造完成约8000万千瓦，“三北”地区平均弃风率由2015年的18.7%下降至2023年的3.8%，平均弃光率由2015年的14.9%下降至2023年的3.1%。“双碳”战略目标下，新能源仍将持续大规模发展，需要煤电通过进一步挖掘调峰潜力支撑新能源供给消纳体系的建设。同时，新能源出力受天气影响较大，近年来极热无风、极寒无光、连续高温、低温雨雪冰冻等极端天气频发，部分地区出现较大规模新能源出力受限情况，给电力系统的安全稳定运行带来严峻挑战。在应对极端天气、电力系统严重故障，以及重大保电需要的实践中，煤电将长期发挥重要作用。
煤电是推动能源低碳转型的重要抓手。燃煤发电被公认为最清洁高效的煤炭利用方式，近年来通过超低排放改造、节能降碳改造、淘汰关停落后产能、加快高效燃煤发电技术创新等方式，我国已建成全球最大的清洁高效煤电系统，2006—2020年，我国供电煤耗降低累计减少电力二氧化碳排放66.7亿吨，对电力二氧化碳减排贡献率为36%，有效减缓了电力二氧化碳排放总量的增长。“十四五”期间，我国还将加快推进煤电“三改联动”， 节能降碳改造规模不低于3.5 亿千瓦、供热改造规模力争达到5000万千瓦、灵活性改造完成2亿千瓦。与此同时，目前我国发电和供热行业二氧化碳排放量占全国排放量的比重仍然超过40%，主要来自于煤电，进一步推进煤电自身低碳转型是推动能源低碳转型的重要途径，对实现能源行业碳达峰，乃至全社会碳达峰、碳中和目标具有重要意义。
三、煤电高质量发展路径
（一）探索创新“新一代煤电”发展模式
按照机组平均服役年限，适当考虑延寿运行，预计当前到2030年期间建设的大部分煤电项目将运行至2060年，完整经历碳达峰、碳中和过程，应按照面向未来的“新一代煤电”理念进行设计。一是要加快推动煤电设计革命，从技术研发、设计规范、经济性评价基准等方面摆脱固有模式，使其在功能上与新型电力系统的需求相适应，以较低体量发挥更大的灵活性调节、惯性支撑、供热、生物质资源消纳处置等功能，具备长期应急备用或频繁启停调峰能力，实现低碳供能。二是定制化开展“新一代煤电”建设，从功能定位差异化角度出发，在装备设备、工艺系统层面进行定制化设计和建设。三是积极谋划煤电健康发展长效市场机制和政策支持，深化燃煤机组上网电价形成机制改革，研究制定煤电两部制电价机制，充分客观反映煤电机组电力供应保障的价值，大力推进煤电实质性联营、煤电与新能源的融合发展。
（二）“质”上显著提升
我国存量煤电装机总量大、机组类型多、运行特性复杂，为了更好地适应新型电力系统构建、实现高质量发展，存量煤电需要重点在三个方向上加大技术攻关。
加快攻关煤电灵活性技术，支撑新能源大规模消纳。一是加快攻关深度调峰技术，包括锅炉本体、燃料制备系统、三大风机、烟气脱硝治理、汽机侧（次）末级叶片改造技术以及供热机组的供热能力提升、热电解耦技术等。二是加快攻关快速变负荷技术，包括汽轮机静子和转子的变负荷应力评估及结构优化技术、汽轮机通流间隙优化技术、燃料快速调整和稳燃技术、锅炉受热面防氧化皮剥落技术、负荷控制技术等。
加大低负荷提效技术研发力度，挖掘煤电煤耗降低潜能。一是针对汽轮机热耗率升高的问题，着力改变汽轮机系统设计思路，效率优化点应兼顾低负荷工况，调整通流结构、叶型设计等，并研究部分汽缸采用半容量或更低容量设计，低负荷时切除部分汽缸，以提升运行汽缸的负荷率和能效。二是针对厂用电率升高的问题，提升辅机设备的低负荷运行性能，通过容量和台数配置优化改善低负荷工况下的辅机负荷率及效率，并研究部分辅机不连续运行的可行性。
示范探索烟气碳捕集技术，大幅降低煤电碳排放。碳捕集、利用和封存（CCUS）技术是支撑大规模降碳的另一个技术方向，煤电企业在CCUS产业链中主要承担碳捕集任务，最高可削减煤电机组碳排放约90%。目前碳捕集的商业化利用受到高成本和高能耗制约，急需继续研发性能更加先进的烟气吸收剂，并优化系统流程设计，以大幅降低碳捕集成本。
（三）“量”上合理增长
在我国电力需求仍将保持刚性增长的背景下，考虑到煤电作为我国电力安全稳定供应的基础电源，在未来一段时间内仍将维持主力电源地位，在优化调整煤电布局基础上，仍要根据电力供应保障和大规模高比例新能源消纳需要，合理规划建设一批清洁高效灵活的煤电项目。一是按照风光电基地、支撑性调节性电源、跨省区输电通道“三位一体”原则，重点在西部、北部大型风电光伏基地附近布局一批配套的支撑性、调节性煤电。二是结合经济发展和用电用热需求，重点在京津冀、长三角、珠三角、华中东四省等负荷中心地区布局一批托底保障煤电，同时结合北方地区冬季采暖需要合理布局一批热电联产煤电。