“双碳”目标下火力发电行业转型发展路径分析

智佳佳，旷贤启

（1.国家能源集团福建公司，福建 福州 350001；2.国家能源集团海南公司，海南 海口 571127）

0 引言

在碳达峰、碳中和目标及构建以新能源为主体的新型电力系统的背景下，火力发电行业特别是燃煤机组的转型与发展，在“双碳”目标实现过程中是重点也是难点。本文分析了我国火力发电行业当前所面临的问题，采用比较法对各省碳达峰、碳中和实施路径进行了分析，提出应当采取相应的技术改进方案和创新措施促进节能减排，选择适当的技术路径和管理方式促进火力发电行业的转型与健康发展。

1 我国火力发电行业当前面临的问题

1.1 现阶段煤电仍是主力电源

数据显示，2020年我国化石能源占一次能源生产总量的80.4%，煤炭消费占全国能源消费总量的57%，煤炭在现阶段仍然是我国的主要支柱能源。电源结构中，火电机组占全国总装机容量的59%，2020年全国火电装机容量为12.5亿kW，其中煤电装机容量为10.8亿kW，占比86.7%。尽管现在清洁能源的需求量在逐步增加，但随着国民经济发展，全社会用电量快速增长，预计2021年全社会用电量增长7%左右。火电特别是煤电在未来一段时间里依然是发电量的主要来源。因此，发挥煤电在供电系统中基础性兜底作用，保障国家电力供应安全，同时循序渐进推进煤电机组转型和新能源合理有序健康发展。火电机组转型任务十分艰巨。

1.2 火电经营面临困境

从2010—2020年整体趋势看，火电机组利用效率呈现逐渐下降的趋势，火电机组利用小时数不高，例如2016年仅为4 165 h，是1964年以来的最低值，设备利用效率低导致固定成本摊销占比提高。电力产能过剩，火电机组效率受限，导致部分机组持续中低负荷运行。煤炭成本近年来持续增长，特别是疫情影响产生一系列连锁反应，进口煤炭资源不足，国内煤炭资源持续紧张，煤价呈现近十年来最高水平，超出大部分煤电企业发电成本。火电行业经营压力剧增，火电企业生存受到前所未有的挑战，在保民生保经济保电压力下，火电企业可能出现大范围亏损，导致火电转型困难进一步加剧。

1.3 火电机组灵活性不够

我国大多数主力火电机组长期在65%～75%的负荷下运行，与丹麦、德国、美国等国家相比，调峰深度普遍不够，如图1所示。大容量火电机组调峰运行时效率会下降，供电煤耗率上升。例如1 000 MW机组50%负荷下的供电煤耗率比满负荷时增加约20 g/（kW·h）；低负荷运行时锅炉燃烧的不稳定会引起烟气温度和粉尘浓度等参数大幅变化，影响除尘器等设备的工作效率，污染物排放量也会显著增加。虽然火电电源结构向大容量优化转型，但机组灵活性不足给能耗和环保带来潜在压力。另外，我国供热热源结构不科学，热电供需矛盾严重，常出现供热热源能效低、污染重的问题，且抽凝供热机组比例大，热电联产机组未实现热电解耦，热电联产业面临较大挑战，无法充分发挥热电联产业能源利用率高的优势。

图1 深度调峰能力对比

2 各省“双碳”目标实施路径分析

火力发电行业无疑是碳达峰、碳中和目标的“排头兵”，各省碳达峰、碳中和实施路径和规划直接影响火力发电行业的前途和命运[1]。2021年各省先后出台了“十四五”发展目标及任务，明确提出碳达峰、碳中和目标，大范围启用绿色能源，协同推进节能减排。

2.1 长三角走在前列

长三角作为我国经济发展最活跃、创新能力最强的区域，在碳达峰、碳中和行动中也走在前列。其中，江苏省推动构建“1+1+6+9+13+3”碳达峰行动体系，建立碳减排监测统计考核体系；浙江省强化低碳、零碳、负碳技术攻关，立足构建市场导向的绿色低碳技术创新体系，在可再生能源、储能、氢能、碳捕集、利用与封存、生态碳汇等领域抢占碳达峰、碳中和技术制高点，发展可持续发展创新示范区和绿色低碳高新区；上海是全国碳排放交易中心、结算中心，提出要在2021年实现GDP综合能耗、单位GDP二氧化碳排放量同比下降1.5%左右，在2025年较全国目标提前实现碳达峰。长三角有望实现区域环境权益市场互联互通，建立统一市场体系，率先实现碳达峰、碳中和目标。

2.2 因地制宜凸显地方特色

各地区由于资源禀赋、产业结构、经济水平等存在差异，碳达峰、碳中和目标对各地区会产生不同影响。在能源消耗方面，能源结构转换使工业发达地区成本上升，碳达峰对东部和中部地区影响较大；在碳排放量和碳排放权分配额度方面，碳达峰对河北、山西、辽宁、山东、新疆的影响最大；在能源供给方面，河南、河北、安徽等东、中部地区资源枯竭型的亏损企业受影响最大。因此，还未形成重工业路径依赖的城市，重点建立低碳产业体系；经济下行压力大的城市，重点协调低碳发展与经济增长的关系；资源依赖型城市，重点提高资源的使用效率[2]。

2.3 避免运动式“减碳”

实现碳达峰、碳中和目标是一项重大国家战略，各地应避免在推进过程中急于求成，需遵循实事求是、尊重规律、循序渐进、先立后破的要求，不能盲目提出超越发展阶段的目标、违规上马“两高”项目，要及时整改不符合要求的“两高”项目，严控不符合能耗双控要求的增量项目。煤电在未来一段时间仍然发挥着电力供应“压舱石”的作用，以新能源为主体的电力供应系统并不是与煤电的零和博弈，煤电主体地位的更新换代是一项系统性工程，不是简单的此消彼长。

3 火力发电行业转型方向及技术路线

火力发电行业为实现碳达峰、碳中和目标，需要增加科技投入，提升机组的经济性和灵活性，进行节能技术改造，推动综合能源服务等，实现绿色发展。

3.1 延长机组寿命

2020—2030 年，煤电装机规模仍有小幅增长，煤电的电量支撑、灵活服务和电力保障的基础地位不会发生根本性变化。2035年以后，在碳排放深度减排的约束下，新能源开始逐步替代存量煤电，煤电的电量支撑角色会逐步弱化直至最终退出。现役煤电机组需要保持安全运行，延长其寿命，优化存量煤电，进一步持续挖掘经济潜力，促进国有资产保值。

3.2 火力发电机组改造

未来可再生能源将逐渐占据电力主导。在未来市场中，火力发电机组很难提高其收益，所以需要进行必要的改造，向更高效、更灵活发展，促进电网稳定运行，避免新能源与火电之间出现矛盾，提升经济效益。

3.2.1 提质增效改造

煤电机组是火力发电行业的主力军，部分机型开始逐渐面临机组老化、性能落后等问题，依据当前技术水平，提质增效改造技术方案已趋于成熟。目前主要的提质增效手段有冷热端优化、系统优化、本体优化设计等[3]。国内也有不少成功的例子，例如某1 000 MW机组将喷嘴配汽改为带补汽阀的旁通配汽，采用第四代反动式高效叶型，改造高压缸筒型，低压缸采用全新1 200 mm末级叶片模块，通过这一系列的改造，机组供电煤耗率降低24.01 g/（kW·h）。

3.2.2 灵活性改造

随着可再生能源发电的迅猛发展，火电正在由主体性电源向提供可靠电力、调峰调频能力的基础性电源转变。由于煤电比例重，调峰困难，弃光、弃风、弃水现象严重。从我国能源发展战略和电厂自身经营来看，为满足灵活运行和深度调峰的要求，消纳更多波动性可再生能源，灵活参与电力市场创造条件，煤电机组进行灵活性改造势在必行[4]。机组灵活性改造主要包括深度调峰技术、供热机组的热电解耦技术及复合运用等。例如某超超临界660 MW机组深度调峰至123.8 MW（18.7%），另一超超临界660 MW机组实现低压缸零出力运行，这是比较成功的例子。

3.3 生物质耦合发电

煤电的低碳发展，应该是能够在发出相同电量的情况下，大幅度减少煤炭的使用量。这靠蒸汽循环的煤电系统本身通过提高效率和降低煤耗率是达不到的，必须采用低碳燃料进行部分或全部燃料替换，也就是生物质燃料与煤耦合混烧，在可能条件下不断增加生物质燃料混烧比例，直至最后实现完全的生物质燃料替换。为减少碳排放，欧洲发达国家普遍采用大型燃煤机组耦合生物质发电的模式，一些国家生物质发电量占比达到15%以上[5]。我国近年来生物质发电量占比仅为1.5%，以小容量的秸秆电厂为主。我国煤电如果要发展生物质耦合混烧以大幅度减煤，需要加强国际合作，吸取如英国等国家发展煤电与生物质耦合混烧发电的经验，包括政策、技术、生物质燃料供应等方面。

3.4 推广综合能源服务

构建综合能源系统是我国实现能源革命的重要内容，也是当前学术及工程研究的热点。建设火力发电应该在保证稳定供应的基础上，保障重要负荷中心支撑性电源。在能源配置上发挥区域能源基地作用，通过负荷调整管理用电，同时利用分布式电源反向供电，做到协调配合，及时搜集发电信息，进行削峰填谷。为构建以新能源为主体的新型电力系统，传统煤电需要更加注重3个目标价值：实现不同品位能源的梯级利用，提高终端能源利用效率；提升燃煤发电机组的灵活性，通过风光火储一体化等手段，尽可能生产和消纳可再生能源，积极发展储气、储热等储能形式，消除能源供应的间歇性、波动性和不确定性；保证整体供能系统的可靠性[6]。

3.5 加快低碳技术发展

碳达峰、碳中和目标的提出，为统筹大气污染防治与温室气体减排指明了方向，“碳交易”和“碳税”是碳减排的两项重要政策工具。2021年，我国碳市场正式启动，火电行业的低碳技术应用是实现经济低碳化的关键之一，有必要从火电项目的前期设计到机组的投产运行全过程按低碳火电技术的战略要求作出正确选择。将二氧化碳捕集技术、超临界二氧化碳循环发电技术、零碳技术等低碳新技术应用到火力发电行业中。另外，开展风光电储相关项目研究，加强资源配置碳资产，保证碳交易协同机制正常运行[7]。

3.6 煤电贡献负碳

2060年前要实现碳中和，如果仍保留大量的高碳排放的常规煤电机组显然与碳中和目标相悖。长期来看，常规煤电将难以保持其“压舱石”的地位，在新型电力系统构建过程中逐渐转变为调节电源、补充电源、备用电源，直至完全退出。煤电加CCS（Carbon Capture and Storage，简称CCS）改造只能变成低排放电源，而BECCS（Bio-energy with Carbon Capture and Storage，简称BECCS）改造则成为远期适度留存煤电和实现电力负碳的可行性选择。根据生物质资源量和要求实现的负碳规模，远期BECCS改造机组可考虑为（2～3）亿kW规模，按照50%的掺烧率（实物量单位）和90%的捕获率，贡献（2.2～3）亿t二氧化碳当量的负碳规模。考虑到2060年航空与远洋货运、化工和工业工程及农业生产“不得不排放”的二氧化碳体量约在（15～20）亿t，而森林碳汇的合理贡献估值在10亿t左右。因此，煤电BECCS贡献的负碳很可能成为保障整个能源系统脱碳的“压舱石”。

4 对策建议

4.1 加强政策支持引导

我国能源产业向多元化、清洁化、低碳化、数字化方向发展，清洁低碳转型任务艰巨，需要在充分认识发展综合能源产业的基础上，建立健全综合能源服务支持保障体制机制，提倡全社会节能减排；完善市场成本疏导机制，引导能源就地平衡、就地消纳；支持污泥处置项目、增量配电网项目、“火电+”项目、用能优化项目等先行先试；建立科技引领机制，推动源网荷储协同互动，大力推动煤电企业向综合能源服务方向改革发展。

4.2 持续深化煤电供给侧改革

“十三五”煤电供给侧改革初见成效，关停小火电3 500万kW，少投燃煤机组9 300万kW，截至2020年底实现了煤电规模11亿kW的控制目标。这既阻滞了煤电机组利用小时数的急剧下滑，也促进了“三弃”现象的逐年好转。“十四五”电力行业要继续遵循市场规律和电力运行规律，进一步深化煤电供给侧改革，从“存量、增量”两方面入手，主动减少无效供给，以减少设备闲置，大力提高能效，努力实现电力市场供需的再平衡，促进煤电清洁高效利用与高质量发展[8]。

4.3 技术创新发展清洁煤电

碳达峰、碳中和背景下大力发展清洁煤电势在必行，推动燃煤发电技术向能效高、污染少、资源综合利用的方向发展。加大技术投入，推动煤电由常规机组、超临界、超超临界机组向更高效率的IGCC（Integrated Gasification Combined Cycle，简称IGCC）、700℃机组、多联供机组、新型燃煤发电方式扩展。发展燃煤电厂大气污染物控制技术，逐步由先除尘、再脱硫、再脱硝的单元式、渐进式控制向常规污染物加脱除重金属及气溶胶等深度一体化协同控制技术发展，逐步使大气污染物排放接近于零。

5 结语

“双碳”目标是我国一项重要的国家战略决策。“十四五”期间，电力供给侧向清洁型转变，增量用电将主要依靠新能源和可再生能源，煤电机组逐步由电量型电源向调节型电源转变已成为必然。全面提高存量煤电机组电力系统调节能力、推进火电行业低碳技术应用、对部分煤电机组进行汽轮机通流改造降碳、电站生产运营数字智慧化升级等成为当前重要的研究课题。