煤电：兜底保障稳根基 统筹推进转型升级
本刊记者 王睿佳
2024的脚步仍似回声未尽，2025的卷轴已然铺展开来。
回首上一年我国能源领域取得的成绩，煤电的贡献举足轻重。“统筹高质量发展和高水平安全，充分发挥煤炭煤电兜底保障作用。”2025年全国能源工作会议（以下简称“能源工作会”）如是概括煤炭煤电一年来的发展历程。能源工作会公布数据显示，2024年我国改造升级煤电机组1.8亿千瓦，淘汰落后产能超过800万千瓦，为助力能源结构转型，推进构建新型电力系统，加快建设新型能源体系提供了强有力的保障。
兜底保供 筑牢电力安全压舱石
为落实碳达峰碳中和目标，我国在促进新能源和可再生能源发展过程中取得了瞩目成绩，但鉴于我国的资源条件及装机超过11亿千瓦的全球最大清洁煤电供应体系，中长期内，煤电仍将在确保电力安全稳定供应、支撑新能源发展等多方面扮演关键角色。
隆冬时节，西北大地寒风刺骨。在甘肃省庆阳市，华能正宁2×100万千瓦调峰煤电项目1号机组已于近日并网发电。该项目是陇电入鲁工程的重点配套电源，待两台机组全部并网后，年发电量将达100亿千瓦时，能够保障陇电入鲁特高压线路安全稳定运行。
2024年12月21日，大唐郓城630摄氏度国家电力示范项目1号冷却水塔顺利封顶。该项目以“再热蒸汽温度达到630摄氏度和机组发电效率突破50%”为示范点，创新采用双机回热、烟气余热利用等“十大创新技术”，实现了设计压力35.5兆帕，再热蒸汽温度达631摄氏度，发电热效率首次突破50%，供电煤耗低至256.28克/千瓦时，创造了“压力最高、温度最高、效率最高、煤耗最低”的4个世界之最，投产后，将有效缓解山东电网用电高峰期电力供应压力。
中国电力企业联合会发布数据显示，2024年前三季度，全国全社会用电量7.41万亿千瓦时，同比增长7.9%。2023年新增非煤电源约3.14亿千瓦（其中风光新增就接近3亿千瓦），占总新增装机比重的85%以上，但仍无法满足高达5764亿千瓦时的新增电量需求。用电基数大且增速快，包括可再生能源、核电、气电在内的非煤电源无法满足全部增量用电需求，这是基本用能情况，因此势必需要新增少量煤电弥补用电量缺口。
在此情况下，2024年全国拟在建100万千瓦重大燃煤电厂约116座231台机组，其中含2023—2024年新投产机组22台、在建机组107台、拟建机组102台；再回溯一年，2023年中国新增了约4000万千瓦的煤电，发电量增长约2900亿千瓦时，约占全部新增用电量比重的一半，承担了重要的电力保供责任。
要想快跑，先要“吃饱”。2024年，我国煤炭实现约47.6亿吨产量，作为高耗煤行业的煤电，煤炭需求量只增未减。中国电力企业联合会专职副理事长安洪光预测：“煤电在2030年达峰前仍要小幅增长，发电用煤量在煤炭总消费量中的占比将进一步提升，预计2025年接近60%。”
为保障电煤供应，能源央企承担起保供责任。截至2024年12月1日，中国华能集团有限公司2024年煤炭产量达到1亿吨，连续3年突破亿吨大关，25处煤矿充分发挥央企“压舱石”和“稳定器”作用，全力做好煤炭安全稳产增供；国家能源集团在煤炭生产核心区没有新投产煤矿、产量下降的情况下，科学组织生产，发电、供热电煤中长期合同履约率一直保持在97%以上；中国中煤能源集团有限公司建立常态化保供工作机制，电煤中长期合同履约率长期保持在96%以上。
电煤中长期合同制度为煤电行业高效运行保驾护航。近期，国家发展改革委对2025年电煤中长期合同签订履约工作作出部署，要求供需企业聚焦提升签订履约质量，加强资源衔接，签好签实合同。全国煤炭交易中心数据显示，2025年全国煤炭产运需三方中长期合同签约数量超过12亿吨，目前已进入煤炭运力配置阶段，为稳定2025年煤炭供应基本盘、保障煤电平稳运行打下了坚实基础。
值得一提的是，为提升煤电容量支撑效应，解决机组发电量下降带来的经营效益问题，国家已出台煤电容量电价政策，2024年以来，煤电行业大面积亏损情况得到缓解。容量电价机制为提升整个煤电系统的安全可靠运行水平，以及更好适应高比例新能源电力系统所具有的间歇性、波动性，减少高比例新能源电力系统运行调控的复杂程度和难度，提高系统对新能源的消纳能力提供了重要保障。
改造升级 实现清洁高效利用
习近平总书记指出，要坚决控制化石能源消费增长，有序减量替代，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”，提升煤炭清洁高效利用水平。
作为传统能源与新能源融合发展的重要桥梁，新一代煤电不仅需要继续充当电力供应安全保障的“压舱石”，还需充分发挥其灵活调节的关键作用，以应对分布式光伏、风电等的消纳困难，促进新能源的平稳接入与高效利用。
中国工程院院士杨勇平认为：“为支撑新型电力系统建设，需统筹考虑煤电经济运行水平和灵活高效运行技术攻关，因厂制宜、因机制宜，积极有序推动煤电机组开展宽负荷高效调节能力建设、提升深度调峰和快速爬坡水平。”
2024年12月，由申能集团打造的外三发电8号机组顺利完成20%负荷深度调峰变负荷试验和一次调频试验。其间，申能外三发电拥有自主知识产权的“百万等级超超临界机组纯凝、干态、不投油稳燃、环保设施及电网辅助服务均正常投入的20%额定负荷深调技术路线”通过专家评审，成为获得认可的世界首创性技术。
近年来，煤电改造升级的脚步从未停歇。
自2021年10月国家发展改革委、国家能源局印发《全国煤电机组改造升级实施方案》，推动开展节能降碳改造、灵活性改造、供热改造等工作，3年已过，“三改联动”取得积极进展。
2024年8月，在《中国的能源转型》白皮书新闻发布会上，国家能源局副局长万劲松指出，“十四五”以来，全国累计完成煤电机组“三改联动”规模超过7.4亿千瓦。此举意味着煤电的高效调节性能和清洁低碳水平在不断提升。据白皮书数据，10年来，我国煤电平均供电煤耗降至303克标准煤/千瓦时，先进机组的二氧化硫、氮氧化物排放水平与天然气发电机组限值相当。
2024年8月21日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发《能源重点领域大规模设备更新实施方案》再次提到，持续推动节能改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”，进一步降低煤电机组能耗，提升机组灵活调节能力。
2024年9月20日，世界首个跨代升级改造项目国能盘山1号机组正式投入运行，改造后该项目实现了高参数、深调峰、大供热、智慧化运行，机组煤耗降低14%，深度调峰能力可达20%THA负荷，供热能力提高两倍以上，清洁排放达到目前同类机组先进水平，实现整体延寿，三大主机设备可继续服役30年，填补了我国电力装备升级改造的产业空白。
同年，泰州一期100万千瓦超超临界机组“三改联动”技术集成改造及应用入选2024年煤电机组节能降碳、灵活性、供热改造“三改联动”技术改造典型案例。该项目对机组设备进行了汽轮机通流改造、热力系统优化、烟道降阻等节能改造。机组改造后，供电煤耗降低约10克/千瓦时，按利用小时数5000小时、年发电量50亿千瓦时估算，单机年可节煤约5万吨，折合节约燃料费用约4000万元。同时，提高了深度调峰时锅炉运行的安全性，单机每年可节约费用约1000万元。
据悉，中国电力企业联合会发布的《2024年煤电机组节能降碳、灵活性、供热改造“三改联动”技术改造典型案例》中，共有48项典型案例成功入选。“三改联动”不仅助力煤电企业实现节煤降碳，也为全社会的节能减排作出了巨大贡献。
未来，煤电在低碳转型发展上依然还有很长的路要走。“通过灵活性改造，煤电机组有效支撑了新能源的消纳和并网，在调节电力系统波动和保障电力供应上发挥了重要作用。但需要注意的是，部分电厂由于地理位置的限制，不具备供热条件，或者离工业园区较近，要统筹考虑各园区的发展。”业内专家认为，“一厂一策，一机一策，各厂可以根据自己的实际情况进行一项、两项或三项的改造。对于每一台机组的灵活性改造应改尽改。”
技术攻关 推进高质量转型发展
在气候变化日益加剧的背景下，国内外在推动现役煤电机组的低碳化技术改造及新建煤电机组的低碳化设计建设方面已展开了积极探索，然而相关工作仍处于初步发展阶段。要顺利完成这些改造与建设任务，必须依靠科技创新的引领与支撑作用。
2024年7月，国家发展改革委、国家能源局印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》），综合国内国外成熟技术方案，提出生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存（CCUS）等3种煤电低碳发电技术路线，并对煤电低碳化改造建设的项目布局、机组条件、降碳效果等作出具体要求。
“煤电低碳化改造建设是推动煤电行业转型升级、发展新质生产力的应有之义。”中国电力企业联合会规划发展部主任张琳表示，长期以来，我国积极实施煤电节能改造，“十一五”“十二五”“十三五”和“十四五”前3年全国平均供电煤耗分别下降37.0克/千瓦时、17.6克/千瓦时、9.9克/千瓦时和1.6克/千瓦时，煤电机组碳排放水平逐步降低。但随着新能源大规模并网，煤电调峰的深度和频度持续增加，煤电运行条件已经发生深刻变化，亟须通过源端减碳、末端固碳等技术方式进一步推动煤电低碳转型。
通过技术攻关，在常规煤电机组中探索掺烧氨、生物质等，替代部分电煤消耗，可以有效降低煤电机组碳排放水平。2024年10月30日，国家发展改革委等6部门发布《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》提出，结合资源条件因地制宜推进大型燃煤发电锅炉掺烧农林废弃物等耦合生物质燃烧技术改造。
据了解，用生物质部分替代燃煤发电，其碳排放强度低，仅为燃煤的1.8%左右，是降低煤电机组碳排放量的有效手段之一。我国每年约可产生9亿余吨标煤量的农林生物质资源（含边际土地资源以及可利用种植能源灌木和草类的资源测算量），应用发展市场潜力巨大。
2024年8月，国家能源集团国电电力胜利电厂大型煤电机组掺烧牛粪试验成功。该试验以锡林郭勒大草原牛粪为原材料，利用胜利电厂现有上煤系统，掺烧牛粪36.2吨，掺烧比例13.45%，是全国首例“牛粪掺烧”试验，试验期间锅炉燃烧稳定、设备运行良好，污染物排放达标，协力推进减污降碳，助力低碳发展。
绿氨掺烧利用风电、太阳能发电等可再生能源富余电力，通过电解水制绿氢并合成绿氨，实施燃煤机组掺烧绿氨发电，替代部分燃煤。
该掺烧对燃煤机组的运行影响小，避免了大规模的设备改造需求，只需要增设掺绿氨燃烧系统。相较于其他煤电低碳改造技术，绿氨掺烧具有低成本优势。由于氨热值与原煤热值接近，绿氨掺烧技术能够在源头上减少煤炭的使用，实现二氧化碳减排。
CCUS则采用化学法、吸附法、膜法等技术，分离捕集燃煤锅炉烟气中的二氧化碳，通过压力、温度调节等方式实现二氧化碳再生并提纯压缩。推广应用二氧化碳高效驱油等地质利用技术、二氧化碳加氢制甲醇等化工利用技术。因地制宜实施二氧化碳地质封存。
在杨勇平看来，CCUS是目前实现大规模化石能源零排放利用的主要技术选择之一。“若CCUS不能实现技术突破和规模化商业应用，从经济性角度看，2060年电力行业‘双碳’转型成本将增加约7%—10%。”他坦言，这迫切要求抓住碳达峰之前的关键窗口期，全力攻克煤电CCUS技术面临的能耗高、成本高、基础设施建设滞后等技术难题，同时加快布局一些前瞻性、颠覆性的未来CCUS技术，实现二氧化碳的低能耗捕集，为实现碳中和目标提供支撑保障。
江苏泰州电厂CCUS项目是亚洲煤电最大CCUS项目，该项目以泰州电厂4号百万机组烟气为原料，进行二氧化碳捕集、利用、封存，捕集率大于90%，每年可捕集消纳二氧化碳达50万吨，产出干基二氧化碳纯度99.94%。2024年，该项目被写入《中国的能源转型》白皮书，作为“在化石能源领域开展碳捕集、利用与封存（CCUS）试点”的经典案例，彰显了我国在CCUS领域的卓越成就。
正如中国工程院院士刘吉臻总结，生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存3种煤电低碳化改造建设方式，通过持续改造升级，推动煤电碳排放达到气电水平，有助于减少煤炭使用和碳排放，是推进煤炭清洁高效利用、加速构建新型能源体系的必然要求，也是提升煤电行业核心竞争力、助力实现碳达峰碳中和目标的关键举措。
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