在国家能源局、科技部2024年发布的《能源领域科技创新“十四五”规划》中，新型电力系统及其配套技术被列为重点任务之一。 在新型电力系统低碳零碳技术的引导下，化石燃料的装机容量和发电量将逐步下降，电力系统的碳排放总量将降至净零水平。 从碳排放比重和减排潜力来看，煤电低碳转型是我国力争到2024年实现碳中和的关键点。
打破煤电困境 了解煤电的地位随着能源转型、供给侧结构性改革的实施，环境约束日益趋严，燃煤电作为电力供应侧，如何适应消费侧改革？ 在“十四五”规划中，未来还会有更长的时间？ 是否应该再次暂停开发，为可再生能源腾出空间？ 还是适度发展，承担起为可再生能源和新电力系统提供监管能力的任务？ “低碳转型”打破煤电困境煤电问题及时解决。 随着新能源的快速发展和竞争力的显著增强，可以与煤电竞争，实现平价上网。 光伏被誉为“电王”，“一毛钱一千瓦时的电”不再是空中的城堡; 风电呈现陆上、海上规模化开发和基地建设的态势; 储能被认为是未来能源革命的“刚性需求”; 氢气被称为“21世纪的终极能源”，电力的清洁替代品势不可挡。 煤电将逐年被清洁能源“稀释、挤压、替代”，其投资、装机容量和用电比重持续下降。 在碳排放配额的制约和碳排放成本的增加下，燃煤电公司的运营成本（碳成本、技术成本、管理成本）必然会增加。 煤电将面临复杂多变的煤炭市场、电力市场、辅助服务市场、资本市场、碳市场等相互交织的冲击。 技术可用于减少碳排放。 现阶段，煤电“逐步脱碳”是脱困的重点和方向。 基于燃煤基本国情，“高效实现自碳减排”和“灵活实现结构性减碳”是燃煤发电的两大目标。 《能源领域科技创新“十四五”规划》旨在进一步推动燃煤电行业清洁低碳、安全高效发展，重点发展清洁高效煤炭转化技术和先进燃煤发电技术。 燃煤发电的“清洁低碳”方式包括三个思路：一是以高效减排的方式减少煤炭消耗; 二是采用CCS或CCUS技术，对碳最终减碳采取系统性方法; 三是增加可再生能源的使用，减少火力发电的时间，通过灵活的方式推广储能技术和调频调峰技术，实现技术减碳。 深度调峰仍然是可行的。 新电力系统将实现从高碳化石能源向绿色低碳可再生能源的转变，其中最重要的举措是发展新能源。 但由于新能源发电的随机性、间隙性、波动性和非调节性等特点，需要煤电调峰来稳定波动。 同时，“深度调压补贴”通过控制燃煤机组在深度调峰运行中的主要成本（安全风险成本、寿命损失成本和煤耗增加成本等），真正成为燃煤电盈利的新途径。 如果煤电增量成本与深度调压补贴差距较小，在保证安全、环保、能耗低增的前提下，应大幅扩大燃煤电机组深度调压容量，提高低负荷机组的经济性和灵活性， 从而实现深度调峰和结构性减碳。“安全供应”是煤电的立场
从保障和供应的角度来看，煤电是能源系统安全的有力保障，是电力系统安全的有力支撑。 随着能源系统转型的不断推进和新能源发电技术的创新应用，新型电力系统的转型正在加速。 然而，可再生能源的波动性带来了电力的不稳定，风能和太阳能发电的不匹配以及电网用电的峰谷，并且受天气和地形等自然因素的影响，无法满足电力和热力需求的增加。 与其他发电方式相比，燃煤发电具有建设周期短、选址灵活、单位发电限制因素少等优点，这决定了煤电基础供电的地位难以替代。 同时，燃煤发电更加灵活，可以随时满足调度调控的需要，是目前和今后很长一段时间内调电网调峰最经济、最快捷的方式。 亟需缓解“燃煤”之路 拓宽煤电之路“一刀切”的煤电止不住，仍需“烧”。无论是保障底线，还是支持新能源的增量发展，煤电在短期内都是密不可分的。 国家层面对煤电的态度也变得更加清晰。 **中国发布的《2024年前碳达峰行动规划》明确了煤电在“双碳”目标中的发展方向：即推动煤电向基本保障、系统调节供电转变。 国家能源局印发的《2024年能源工作指导意见》指出，“加快建设符合条件的配套监管电源，开工一批燃煤电项目”。 支持性、监管性、可靠性正在成为煤电的“新标签”。 当燃煤发电装机容量达到峰值，当燃煤电力行业能够实现碳达峰时，要积极审慎地设计煤电低碳转型路径，确保煤电在市场环境下适度发展。 循序渐进，适度发展新电力体制下，燃煤电要遵循市场规律和电力运行规律，深化供给侧改革，主动减少无效供给，大力提高能源利用效率，努力实现电力市场供需再平衡，促进煤电清洁高效利用和高质量发展。 现有燃煤电厂的改制、改造、优化和升级。 现有燃煤电要充分考虑现有机组运行状况、预期寿命、碳排放等实际情况，先淘汰关停、重组整合，再按品类实施升级改造，做到“低能耗、低排放、高能效”，提高综合能源“三能”水平， 电力辅助服务，市场竞争。一是对满足电热需求地区的燃煤电企业进行综合评估，对一些老旧、效率低下的燃煤机组超龄、没有扭亏为盈、不符合能耗、环保、安全标准等实施“主动停机”， 无法投资改造的，或者未经批准、许可证不全的非法单位。特别是对不符合要求的30万千瓦以下燃煤机组，继续实施淘汰落后产能政策，实施“强制停产”。 二是通过资产转移、煤电改制、区域一体化等资本运作手段，减少同质化竞争，降低煤电装机容量，促进整体减损，减少债务，缓解经营困难。 三是聚焦老旧小机组和亚临界机组，实施超低排放改造、柔性改造、节能减碳改造、多能联产改造等优化升级。 燃煤机组积极参与调峰服务，通过加强规划指导，完善辅助服务补偿政策，弥补电网调峰能力严重不足的短板。 严格控制、严格管理、创新发展增量燃煤电。 “十四五”期间，要全面评估、合理确定、严格控制新规模，底线是保障能源消耗，兼顾电力碳排放达峰。 借鉴煤电多年来积累的发展经验，如建设康叉电厂和输电港电厂、煤电一体化和港电一体化项目，推动产融一体化、路口配套; 着力提高大容量、高参数、低污染的清洁高效燃煤机组占比，探索“煤电+储能”和“煤电+生物质能”耦合发电，深度拓展煤电调控能力，通过CCUS、生物质共燃、煤氨共燃等技术进一步助力煤电脱碳。 因地制宜，按类别实施政策综合协调煤电区域和技术差异，科学合理规划煤电转型行动，实施政策灵活、多管齐下的措施。一是燃煤发电规模、机组结构、使用寿命等水平参差不齐，结合不同地区煤电的特点和电力供需平衡，根据当地情况确定燃煤发电的转型路径。 山东、内蒙古、山西等煤电大省装机容量大，小型机组占比高，可优先升级淘汰一些运行时间长、效率低、盈利能力差的燃煤发电机组。 广东、江苏、浙江等华东电网覆盖省份和南方电网覆盖省份的燃煤机组规模较大，技术较先进，可充分发挥运行寿命短、离负荷更近等优势，进行灵活改造，将煤电与核电、海上风电、 分布式光伏等发电技术，为长期转型近零碳机组做好准备。其次，从技术角度来看，在保证供热供电安全的前提下，可优先对循环流化床等能效低的机组和200MW以下的亚临界机组实施提前报废策略; 积极推动600MW以下燃煤机组采取“三改联动”措施，特别是增加机组改造和供热改造的灵活性，转为峰值供电，适当延长改造机组寿命; 从中长期来看，CCUS改造后将逐步推广IGCC、超临界、超超临界等高技术参数单元，技术寿命可适当延长。 能源是综合的，多能源互补的部分燃煤发电企业可发挥相邻产业园区优势，依托园区内企业能源需求，实施综合能源多联产项目，发展综合能源示范工程，突破产业链单一、延伸不足的问题。 推广“煤电+”综合能源服务新模式，建设“多联产柔性电厂”和“园区电厂”，扩大电、热、冷、气、水、固废综合利用、储热调频、微电网等多元化发展，加快煤电企业向综合能源企业转型。 随着综合能源相关业务收入的持续增长，燃煤电运营将不再受制于高煤价和低电价。 在煤电转型过程中，电力供应侧将从燃煤发电转向太阳能、风能等新能源发电，加快可再生能源开发利用，增强可再生能源消纳能力，促进风光互补、水火等多能互补。 财务支持、风险管理为支持煤电平稳有序转型，可以引导银行等机构为煤电转型升级提供合理的专项金融支持。 转型融资支持要与煤电转型的目标和路径相匹配，满足不同时期资金规模和形态的要求，实现长期短期结合、多种金融工具结合，提高灵活性、针对性和适应性。 短期内，重点通过转型信贷、转型债等债权融资方式支持燃煤电“三改”，中长期探索债转股，支持企业较长时期推进转型。 探索开展股权投资相关转型、并购、夹层等形式，鼓励投资机构参与煤电企业转型投资。金融支持还应通过信托等金融工具提供保险服务和风险资产管理服务，开发转型相关保险产品，解决燃煤电企业研发周期长、市场不确定性、资产搁浅风险高等问题。 以市场为导向，政策支持为提高燃煤电企业低碳转型稳健性，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，需要进一步完善与燃煤电功能定位相吻合、符合新型电力系统特点的配套机制和市场模式。 深化电力市场改革。 进一步完善以市场为导向的电力平衡机制、辅助服务市场机制和电力调度交易机制; 完善分时电价政策，合理确定峰谷间和季节性电价差，建立峰值电价机制。打造“中长期+现货+配套服务”，推广电力标准化交易模式，有序开展容量市场和输电权市场建设。 同时，加大煤炭、生物质共燃发电补贴政策; 加大燃煤电停产企业用电补偿和经济补偿政策; 完善碳交易政策。 在成本促进方面发挥作用。 鼓励燃煤机组进行灵活改造，完善参与调峰、调压、备用、黑启动的燃煤机组配套服务市场和补偿办法; 建立电网调峰辅助服务市场运行规则，按照“谁受益，谁买单”的原则，新能源电厂和燃煤电厂，未降低到有偿调峰基准的，分担改造机组调峰成本压力。 有利的政策有助于发展。 国家印发的《2024年国民经济和社会发展规划》指出，“加强各类电源特别是煤电等可靠电源建设，进一步推进煤电与煤电、煤电、可再生能源联合经营”。 煤改电池可以得到大型煤炭集团的支持，以减轻煤炭价格波动的风险。 许多新建的燃煤发电项目以煤电池的形式出现，大型煤炭集团正在成为投资煤电项目的集团公司。 燃煤发电和可再生能源池。 大多数可再生能源企业利润稳定，成为众多煤电企业的主要利润领跑者，投资更多的风光项目不仅可以大大提高煤电企业的经营业绩，还可以满足国家能源转型的要求。 为鼓励煤电新能源发展，建议对具有新能源建设指标的煤电企业进行灵活改造。
本文为《中国电力企业管理》独家稿件，作者：袁宏，国能国华（北京）分布式能源科技有限公司。