煤电“三改联动”正当时

邱晨琛 2022-12-4 13:33 378人围观行业资讯

进一步降低煤电机组能耗，提升灵活性和调节能力煤电“三改联动”正当时核心阅读煤炭清洁高效利用是深入推进能源革命的重要一环。“双碳”目标下，我国进一步提出大力推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三 ...

进一步降低煤电机组能耗，提升灵活性和调节能力

煤电“三改联动”正当时

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煤炭清洁高效利用是深入推进能源革命的重要一环。“双碳”目标下，我国进一步提出大力推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。煤电行业既要发挥兜底保障作用，又要不断提升清洁高效发展水平，“三改联动”是关键一步。

国家发改委、国家能源局印发的《全国煤电机组改造升级实施方案》，设置了煤电“三改联动”的时间表和路线图。目前，各地正多措并举，积极探索，推进煤电机组“三改联动”。

以占比不到五成的装机，生产了约六成的电量，支撑了超七成的高峰负荷需求——我国以煤为主的基本国情，决定了煤电在相当长时期内，仍将承担保障能源电力安全的重要作用。

煤电行业也是我国电力领域中二氧化碳排放的重点行业。“双碳”目标下，我国进一步提出推动煤电“三改联动”。煤电“三改联动”如果实施得当，将极大地助力新型电力系统的构建，推动能源清洁低碳转型。

简单来说，“三改联动”就是针对煤电机组进行的三种技术改造：节能降碳改造是为了让煤电机组降低度电煤耗和二氧化碳排放；供热改造是为了让煤电机组能够承担更多的供热负荷，实现对低效率、高排放的分散小锅炉的替代；灵活性改造是为了让煤电机组进一步提升负荷调节能力，为新能源消纳释放更多的电量空间，并帮助电网安全稳定运行。

根据《全国煤电机组改造升级实施方案》，“十四五”期间煤电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。

当前，煤电行业“三改联动”进展如何？正面临哪些挑战？记者进行了采访。

进展——

促进电力行业清洁低碳转型，助力“双碳”目标实现

在国家能源集团宁夏电力灵武电厂，工作人员正忙着检查供热首站热网循环泵运行参数，确保冬季供暖保障。这座电厂2015年起三次进行供热改造，现在不仅能发电，还具备超过6600万平方米的供热能力。

“现在我们供热能够覆盖银川市近2/3的城区，替代了几百台分散燃煤小锅炉，每年减少燃煤量132万吨、减排二氧化碳200万吨。”灵武电厂党委书记、董事长吕国强告诉记者。

眼下，电厂的灵活性改造项目“飞轮储能+火电联合调频”也正加紧建设，预计年底正式接入运行。据介绍，项目能够显著提高火电机组调频能力，响应时间达毫秒级，帮助消纳不稳定的新能源。

“风电、光伏发电具有随机性、间歇性的特点。一方面需要保持合理的煤电体量，确保无风无光时的电力供应；另一方面，在风电光伏发电高峰期间需要煤电压低发电出力，为风光发电让路，从而实现先立后破、有序替代。”电力规划设计总院院长杜忠明认为，大力推动煤电“三改联动”，不仅能推进煤电行业实现清洁高效、灵活低碳的高质量发展，还可以支撑新能源大规模开发和整个电力系统低碳转型。

当前全国具有灵活调节能力的电源不足20%。中国电力企业联合会专职副理事长夏忠介绍，尽管抽水蓄能、燃气发电、新型储能等都是提高电力系统调节能力的有效手段，但目前而言，以电化学储能为代表的储能技术受经济性、安全性等因素制约，增速受限；抽水蓄能受站址资源、建设周期较长等因素限制，规模短期内难以快速提升；气电受气源、气价限制，仅能因地制宜进行布置。因此，煤电灵活性改造是提高电力系统调节能力的现实选择。

来自国家能源局的数据显示，截至2021年底，我国实现超低排放的煤电机组超过10亿千瓦、节能改造规模近9亿千瓦、灵活性改造规模超过1亿千瓦。“十三五”以来，我国煤电机组排放的烟尘、氮氧化物、二氧化硫等大气污染物不到全社会总量的10%，我国已建成全球最大的清洁煤电供应体系。

难点——

投资能力不足、缺乏有效回报机制

盘算煤电“三改联动”的“社会账”，保障电力安全稳定供应，提升清洁低碳、高效灵活发展能力，好处毋庸置疑。那么，对企业来说，考虑成本和收益的“经济账”又该怎么算？

杜忠明告诉记者，成本主要来自改造投资以及灵活性运行带来的相应损失。由于不同机组的具体条件千差万别、改造范围也不完全相同，投资差异较大，一般每千瓦投资在几十元到几百元。另外，煤电机组灵活性改造后，低负荷运行时机组能效下降、度电煤耗上升、燃料成本相应增加；低负荷运行也意味着相应时段的发电量下降，发电收益有所减少。

从收益来看，节能降碳改造能够降低机组运行的燃料成本，供热改造可以获得热力供应收益，部分地区对开展灵活性改造的机组给予辅助服务奖励，上述收益可以在一定程度上弥补改造投入。

安徽一家进行灵活性改造的电厂负责人给记者算了笔账：改造后机组的最小稳定出力，由原来的40%额定负荷降低至30%，2021年获得收益245.6万元。但降低额定负荷后，合计增加供电煤耗23.9克/千瓦时，当年增加燃煤成本约70万元；不仅如此，改造后由于设备增加，据测算每年会增加约269万元的维护、折旧等费用。

“考虑到接下来机组深度调峰时长的增加，改造项目前景还是有的。但目前来看，资金压力仍然较大，希望增加政策支持，提高调峰收益。”该负责人建议。

采访中，不少专家和企业谈到，投资能力不足、缺乏有效回报机制，是当前实施“三改联动”面临的难点之一。

“供热改造有利于提高综合能效、拓展热力市场，发电企业积极性较高。但节能降碳改造、灵活性改造涉及技改投资、交易补偿，目前投入产出效益还不明显。”夏忠说，今年以来煤炭价格高位运行，不少煤电企业处于亏损状态；随着新能源装机占比的持续提升，煤电年利用小时数还会下降、收入还会减少。

夏忠建议，进一步释放煤炭优质产能，抓好煤炭保供稳价工作，推进形成科学合理的电价、煤价形成机制，扭转发电企业大面积亏损局面，提升煤电企业“三改联动”的积极性。

为解决资金问题，碳减排支持工具、支持煤炭清洁高效利用专项再贷款等陆续推出。《全国煤电机组改造升级实施方案》也提出，加大财政、金融等方面支持力度。“一系列金融支持政策，有利于提高煤电企业改造升级的积极性，但未来仍需在财政、价格等方面进一步健全完善相关机制。”杜忠明说。

解题——

坚守能源电力安全稳定供应底线，合理把握改造节奏

当前，不少地方正在积极推进煤电机组“三改联动”。山西提出，推动现役煤电机组“三改联动”，实现基础性和系统调节性电源并重。河南提出，通过完善煤电调峰收益机制、支持煤电企业积极争取专项再贷款等政策举措，化解煤电企业经营资金压力，兼顾安全、技术和经济目标，统筹推动煤电企业“三改联动”。

国家能源局有关负责人介绍，按照“十四五”时期煤电“三改联动”的目标测算，可带动有效投资约1000亿元，节约煤炭消费5000万吨以上，提升新能源消纳能力5000万千瓦以上。

“除了需要解决资金方面的困难外，还要加强研发新装备、新技术。当前部分改造技术尤其灵活性改造技术仍处于发展阶段，部分机组难以确定经济适用的改造方案，且安全运行面临一定风险，要统筹考虑技术的可行性、经济性和运行安全性。”杜忠明说。

“煤电仍是近中期电力系统灵活性和发电量的第一大支撑电源，需要正确认识‘双碳’目标下煤电的兜底保供、系统调节等价值，发挥好煤电的‘压舱石’作用。”夏忠建议，各地区要坚守能源电力安全稳定供应底线，根据电力供需形势，有序安排煤电机组停机改造窗口，防止因改造影响电力安全稳定供应；在推进煤电机组改造升级过程中，要统筹考虑机组的技术特性，因地制宜、因厂施策、一机一策，避免“一刀切”和层层加码；此外，依据节能改造进程，可以适时修订相关标准，提升节能标准约束力。

来源：人民日报