新形势下煤电企业转型路径研究
近年来，尽管新能源产业发展迅速，但煤电仍是我国电力供应的最主要电源。2023年煤电以48%的装机占比，生产了全国66%的电量，承担了70%的顶峰任务，发挥着“顶梁柱”和“压舱石”作用。
在“双碳”战略引领下，传统煤电亟待向新型煤电升级转型，突破安全、低碳、经济“不可能三角”的多重约束。一是煤电要发挥兜底保障和灵活调节作用，为电力系统“双高”态势下核心技术突破赢得时间；二是煤电要稳步减量低碳发展，为率先达峰和保证可再生能源稳妥成为主力电源腾出空间；三是要严控全社会用电成本，防范转型不当引起的经济、金融、稳定等风险。
在“不可能三角”中寻求煤电转型升级路径的最优解，是关系国计民生和电力行业高质量发展的重大课题。目前业内较多聚焦于新型煤电技术研究，对煤电转型升级路径、实施措施和推进节奏尚未形成系统性共识。本文以新型电力系统建设“三步走”为主轴，围绕安全可靠、清洁低碳、柔性灵活、经济可行的转型要求，从灵活性改造、低碳化转型、安全有序退出等三个模块切入，构建了保守、中性、激进三种情形模式，从中优选煤电转型升级实施路径，提出相应的规划措施和配套机制建议，进而提出煤电产业的转型路径和发展策略，为科学决策提供参考借鉴。
一、行业现状及转型要求
（一）行业现状
综上，随着新型电力系统“三步走”发展阶段的确定，煤电即将进入加速转型期，煤电装机容量及电量占比将显著大幅降低，优化发展高效、清洁、低碳和智能化煤电是能源转型的重要战略选择。
（三）转型要求
“双碳”目标下，新型煤电应具备安全可靠、清洁低碳、柔性灵活、经济可行四个特征，这构成了煤电转型升级路径选择的约束性条件，其中：
安全可靠是基本前提。要求强化煤电支撑保障能力，在新型储能设施大规模投运前保持适当的煤电装机规模，满足迎峰度夏和迎峰度冬最大负荷需要，确保电力系统安全稳定运行。
清洁低碳是核心目标。要求在煤电在装机容量及发电量占比下降的同时，通过低碳、零碳、负碳等技术改造，逐步降低碳排放强度，确保电力系统碳排放总量达到“双碳”目标要求。
柔性灵活是重要支撑。要求提高煤电机组灵活性调节能力，适应机组大开机方式、长周期低负荷运行、启停调峰以及频繁变负荷等工况要求，避免因自身原因导致电力供应中断或不稳定。
经济可行是基础保障。要求按照技术可靠、经济可行的原则，优化改造技术路线，强化经济成本控制，随着新能源发电成本下降，合理把握煤电转型升级推进节奏，保持终端用电成本总体稳定。
煤电转型升级路径规划是一个系统性工程，必须坚持系统观念，强化前瞻性思考、全局性谋划、战略性布局和整体性推进。
二、技术路线与政策机制
机组灵活性改造是现阶段最为有效的降碳手段，低碳化转型是未来技术成熟大规模应用的核心路线，科学有序的退出机制是实现目标的基础和保障。
（一）灵活性改造技术路线
截至2022年底，全国煤电累计完成灵活性改造规模2.57亿千瓦，技术路线主要包括：锅炉低负荷稳燃技术、锅炉低负荷脱硝技术、热电解耦技术、发电侧储能调峰技术、变负荷速率提升技术、发电机可靠性提升技术等。实施灵活性改造的机组调峰能力可达到额定负荷的20%-30%，但面临改造成本投入较高、机组效率明显下降、低负荷度电煤耗攀升、安全稳定风险加大等问题，同时在调峰调频调压能力、调节品质和响应速度方面还存在显著差距。
一是当前阶段，煤电机组灵活性改造的技术标准不够完善，长周期深度调峰运行对机组安全性、可靠性和寿命的影响未经科学系统论证，确定灵活性改造目标时不宜盲目激进，改造后机组自调峰深度建议按不低于20%额定负荷控制。相较于追求更大幅度深调，推动机组快速启停技术取得突破有更明显的现实应用价值。
二是综合考虑灵活性改造的技术成熟度、经济性、安全性、兼容性和拓展性等因素，多能互补耦合调峰是较为理想的储能调峰路线，可作为后续煤电灵活性改造的主要方式。例如：煤电与储热、储氢等多种长时储能耦合，可以实现煤电全负荷调峰能力，确保机组深度调峰工况下的稳定运行。部分煤电可按照卡诺电池方案改造为储能电站，具备储能、顶峰双向调节功能。随着新能源并网规模及发电量的持续增长，未来利用储能技术参与煤电机组调峰的进程将会加快，在全国范围内具有很好应用前景。
三是虚拟电厂是一种新型电源协调管理系统，既可作为“正电厂”向系统供电或控制可调负荷调峰，又可作为“负电厂”加大负荷消纳，是投资成本最低的削峰填谷手段，有望成为兼顾灵活性与经济性的主要实现路径。据有关测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷，满足电网经营区5%的峰值负荷需要投资4000亿，而通过虚拟电厂，在建设、运营、激励等环节仅需投资500-600亿元，且能满足环保要求。
（二）低碳化转型路线
煤电清洁低碳转型主要包括燃料端改造、排放端改造两部分，其中燃料端改造较为可行的技术路线有掺烧生物质、掺氨燃烧等，排放端改造的主要技术路线为CCUS（碳捕集、利用与封存）。
一是掺烧生物质。煤电耦合生物质燃料发电可实现部分燃煤替代，显著降低温室气体排放，还能提高生物质燃料利用效率。我国作为一个农业大国，生物质资源丰富，各种农作物年产秸秆超过6亿吨，全国林木总
生物量约190亿吨，可作为能源适用的约为3亿吨，开发潜力巨大。目前农林废弃物分布分散，收集和储运困难，缺乏政策引导，导致生物质资源不稳定、价格波动大，暂未实现生物质掺烧规模化推广应用。
二是掺氨。煤电大比例掺氨燃烧可实现零碳排放，同时解决可再生能源消纳问题。其优势是氨的生产只依靠水、空气和电，制备方法清洁。2024年7月，国家发改委印发的《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》提出，为推进存量煤电机组低碳化改造，改造后的煤电机组应具备掺烧10%以上绿氨能力。掺氨燃烧的制约因素主要为氨的运输方式及危化品安全性问题。
三是碳捕集、利用与封存。CCUS技术路线主要包括四个关键环节，即CO2捕集、运输、利用和封存。目前CCUS相关技术尚不成熟，大规模应用受到成本、能耗、安全性和可靠性等因素制约。当前可选择性开展燃烧前后捕集、富氧燃烧捕集等试验研究，逐步摸索掌握技术，积累运行管理经验。中远期应深度挖掘以“火电+CCUS”为核心的零碳技术，以及以BECCS（生物能源与碳捕捉和存储）为代表的负碳技术研发，同时推动CO2利用技术工艺的创新开发与应用。待相关技术基本成熟、产业链初步构建完成后，再全面推进煤电深度脱碳技术规模化应用。
（三）煤电退出节奏
煤电转型升级涉及因素多、范围广、不确定性强，从不同研究角度得出的退出结论不尽相同。综合行业内相关研究成果，预计煤电装机在2025年至2030年之间达峰，装机容量峰值约为13.6亿千瓦。随后煤电逐步让出发电量主体地位并加速退役，预计到2050年煤电装机不超过6.23亿千瓦。2060年实现碳中和后，各研究机构对剩余煤电装机的预测值差异较大，分别为0.96-1.60亿千瓦、2.4-3.6亿千瓦、8-9亿千瓦等多种情形，煤电年利用小时数降至1000小时左右。
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