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煤電新定位及轉型發展方向

作者：海南中能電力股份有限公司發布時間：2022-12-16 10:48:11 瀏覽：3632

能源轉型是實現碳達峰、碳中和目標的關鍵任務。在轉型過程中，煤電發展形勢和定位發生了重大轉變，基于我國資源稟賦，在“雙碳”目標引導下，煤電將經歷增容控量、控容減量和中長期減量降碳三個階段。要適應新形勢下的新定位，煤電應提升新功能、拓展新模式，實現綠色低碳、節能高效、靈活調節、智慧協同發展轉型。依據區域資源稟賦，耦合需求差異化發展，可以開展現役機組升級改造、新建支撐保障機組、合理利用關停到役機組、深度挖掘調節能力和綜合智慧能源拓展五大方向轉型發展。保障煤電發展轉型，應完善煤電電價機制，建立起以容量電價、調節性電價、電能量電價組成的三部制煤電電價體系。
“雙碳”背景下煤電發展面臨新形勢
煤電發展形勢發生重大轉變
實現“雙碳”目標是我國經濟社會發展的內在要求。攜手應對氣候變化、推動綠色低碳轉型成為世界各國的共同課題,加快綠色低碳轉型、實現碳中和目標已然勢不可擋。碳達峰、碳中和目標的提出，是著力解決資源環境約束問題、建設美麗中國、實現中華民族永續發展的必然選擇。
能源綠色低碳發展離不開煤電轉型。立足我國能源資源稟賦，推動能源革命，必須實現能源綠色低碳轉型。傳統能源逐步退出必須建立在新能源安全可靠的替代基礎上，煤電由提供基荷電量向提供系統調節能力和安全保障的角色進行轉變。
煤電在相當長的時間內仍是我國主體能源。2021年煤電發電裝機占比46.6%，發電量占比60.0%。煤電以不足50%的裝機占比，生產了全國60%的電量，承擔了70%的頂峰任務，發揮了保障電力安全穩定供應的“頂梁柱”和“壓艙石”作用。
煤電發展面臨的五大問題
煤價與電價的矛盾長期存在。煤電承受煤價高企、電價低迷的雙面夾擊，煤電企業經營壓力巨大，對煤電保障電力安全穩定供應形成影響。
煤電調峰價值沒有得到有效體現。煤電承擔了超出自身額度的電力系統調峰作用，沒有得到合理回報，不利于煤電靈活性資源潛力挖掘和創新。
煤電技術改造缺乏合理的成本疏導機制?，F役煤電機組的技術改造不斷深化推進，部分技術改造缺少成本回收渠道的問題，直接影響到靈活性改造計劃的全面落地。
煤電控容減量缺乏規劃引領。應堅持先立后破、保障安全的原則，明確煤電控容減量階段規劃目標，推進有序替代和穩步減碳。
煤電降碳減碳缺乏機制保障。現行的煤電電價機制是基于電能量服務的，不能有效促進碳達峰、碳中和目標如期實現，需要優化煤電電價機制。
煤電的發展空間與新定位
煤電轉型發展三個階段
在“雙碳”目標引導下，煤電將在近中期有一個科學合理控制裝機容量和發電量的過程，大致分為“十四五”增容控量、“十五五”控容減量，以及中長期降碳減碳三個階段。
煤電增容控量階段。“十四五”期間煤電在滿足基礎負荷的同時為系統安全穩定運行提供靈活性支撐，煤電裝機容量仍需有一定的增長。預計2025年煤電裝機13.3億千瓦，煤電靈活性改造規模1.3億千瓦以上，發電量峰值為5.5萬億千瓦時。
煤電控容減量階段。“十五五”期間煤電進入裝機峰值的平臺期，發電量、耗煤量穩步下降，更多承擔系統調節、高峰電力平衡的功能。預計2030年煤電裝機14億千瓦，發電量峰值5.8萬億千瓦時，實現煤電碳達峰、能源電力碳達峰目標。
煤電降碳減碳階段。2030年后煤電發電平均利用小時數繼續降低，煤電將從電力電量并重的支撐性和調節性電源向頂峰、調峰、應急備用的調節型電源轉型，煤電進入繼續降低碳排放、減小碳排放階段，從而實現碳中和目標。
煤電轉型發展需要優化電價機制
基于我國國情和煤電機組情況，在落實碳達峰碳中和目標、構建新型電力系統的過程中，需要明確煤電的新定位。煤電仍需要承擔電力安全穩定供應的兜底保障作用，需要承擔經濟的系統靈活調節的主體作用，應明確煤電將從主體電源轉變為電力電量并重的支撐性和調節性電源，新型電力系統中煤電是主體支撐性電源和最重要的調節性電源。
煤電是電力系統主體支撐性電源
2021年全國統調最高用電負荷為11.92億千瓦，考慮13%備用率，2021年頂峰需求容量估計為13.4億千瓦，頂峰有效發電容量為15.1億千瓦，容量裕度為1.7億千瓦，仍出現部份省區有序用電及電力供需偏緊。
據估算，2025年全國統調最高用電負荷為14.4億千瓦，考慮13%備用率，頂峰需求容量為16.3億千瓦，能夠供給的頂峰有效發電容量為17.6億千瓦，2025年頂峰容量裕度下降至1.3億千瓦，將進一步加大電力供需偏緊程度。
因此，需要在“十四五”期間新建一批清潔高效先進節能的支撐型、保障型的煤電機組，2025年煤電裝機規模達12.5億~13.3億千瓦。
煤電是電力系統主體調節性電源
2021年全國發電容量23.8億千瓦，靈活性調節電源占比18.5%，約4.4億千瓦。預計2025年發電容量31.4億~32.1億千瓦，需要建設靈活性調節電源，靈活調節電源占比應達24%左右。
據估算，2030年最大用電負荷21.4億千瓦，發電容量40.3億千瓦，風光新能源16.2億千瓦，測算頂峰有效發電容量21.4億千瓦，煤電需提供頂峰出力12億千瓦，煤電負荷率高達85.7%。
據估算，在2030年最小用電負荷15.6億千瓦，在風光出力達峰的極端情況下，測算煤電需降低出力至2.6億千瓦，煤電負荷率需低到18.9%，與安全保障要求差距巨大。
相較于其他調節型電源，煤電調峰具有明顯的體量和成本優勢，電力系統調節資源的保障要求煤電承擔起調節型電源主力軍作用。
煤電轉型發展方向
煤電產業既要發揮兜底保障和靈活調節作用，支撐新型電力系統建設，同時也要充分發揮存量資產價值，積極適應新定位，提升新功能，拓展新模式。煤電轉型發展主要有現役機組升級改造、新建支撐保障機組、合理利用關停到役機組、深度拓展調節能力和向綜合智慧能源拓展五個方向。我國地區間資源稟賦有不均衡性，煤電轉型應考慮區域電力發展的差異化特征，制定相應區域化的煤電轉型策略。
現役煤電機組全面改造升級
推動現役煤電機組行業實施節能降耗改造、供熱改造和靈活性改造的“三改聯動”，深入推進煤電清潔、高效、靈活、低碳、智能化高質量發展。“十四五”期間，完成煤電機組節能改造規模不低于3.5億千瓦，到2025年做到應改盡改;積極實施煤電替代供熱，完成供熱改造約6800萬千瓦;完成2億千瓦煤電靈活性提升改造，增加系統調節能力4000萬千瓦;合計提升消納新能源能力4億千瓦。
新建支撐保障煤電機組
為應對全社會用電需求，2025年前需要繼續新建2.3億~2.7億千瓦清潔高效先進節能的煤電機組。一是在大型風光電基地建設支撐消納的煤電機組，二是在能源供應保障重點區域且有負荷增長空間的供電緊張地區合理安排建設煤電機組。新建煤電機組必須具備較高的靈活性調節水平。
合理處置關停到役機組
“十四五”期間，共計淘汰3000萬千瓦煤電機組。對于無需原址重建、“退城進郊”異地建設的關停機組，應“關而不拆”，作為應急備用電源，由此可形成1500萬千瓦應急備用能力。
我國現役煤電機組大部分具備在設計壽命基礎上延壽運行10年以上的能力。到役煤電機組根據需要，完成適應性改造后符合能效、環保、安全等要求的，可延壽運行轉為應急調峰電源，“十四五”可形成超過5000萬千瓦發電容量，可以相應節省全社會投資約1100億元。
深度拓展煤電調節能力
在燃煤機組靈活性改造挖掘了機組內部技術潛力之后，通過模式創新、技術創新、產業耦合和供需協同等方式，突破煤電機組最低穩燃特性、環保要求及系統安全等因素的制約，提升煤電組合調節能力，深度拓展煤電調節能力。
煤電調節能力深度拓展的技術路徑眾多，積極探索煤電抽汽蓄能、協同儲熱、就近差峰多聯供等調峰新技術，探索與壓縮空氣儲能技術、電化學儲能技術、大用戶協同調峰響應協同聯合應用等創新模式，探索儲能融合優化運行，提升煤電組合調節能力。具體來說，煤電拓展深度調節能力，可以開展煤電+抽汽儲能、煤電+儲熱、電鍋爐、煤電+壓縮空氣儲能、煤電+電化學儲能、煤電+富氧燃燒等多途徑技術路線。
煤電調節能力深度拓展，近年來不斷涌現創新實踐案例。產業耦合、供需協同、模式創新等都有新進展，有的熱電項目實現了多聯供、綜合智慧能源服務，正在向最低發電負荷為零的目標突破創新。
向綜合智慧能源拓展
煤電需要從單一發電服務轉型為提供多種能源聯合供應服務，因地、因企制宜，構建智能供電、氣、水、熱等系統，構成區域綜合供能網架，為城市提供“電、熱、冷、汽、水、壓縮空氣”等多能源供應。煤電向綜合能源轉型發展可以通過煤電生物質耦合、煤電與資源再利用組合發展等方式開展。
煤電生物質耦合發電，可以利用農林廢棄物和城鄉有機廢棄物，通過將其加工成燃料顆粒替代燃煤摻燒，也可以通過氣化處理產生可燃氣體送入鍋爐，實現生物質能處理耦合發電，減少溫室氣體排放，同時實現鍋爐低負荷穩燃，提高機組靈活性調峰能力。
煤電與資源再利用組合發展是推動煤電“生態共享型電廠”發展新模式，為城市提供高效低碳的能源服務，使煤電向污染治理企業轉型、向多種能源類型綜合供給轉型。協同處置市政污泥、垃圾及工業固廢等生物質廢棄物，實現減量化、無害化、資源化處置。實現區域內能量體系的梯級利用、循環利用，靈活匹配多種用能需求，降低區域碳排放，打造綠色智慧低碳綜合能源服務示范區。
煤電轉型發展需要優化電價機制
煤電有了新的定位，應有與之配套的市場電價機制的保障。新型電力系統背景下，電源分為提供電力安全保障的電力容量、提供靈活調節能力的輔助服務和提供能量保障的發電量等功能，按照回報與功能相適應的原則，應建立新的煤電市場機制。將目前現有煤電電價分解為容量電價、靈活性市場電價及電能量市場電價，形成三部制電價機制，使電價構成更加清晰合理。
建立發電容量市場
電力系統中真正可以保障電力安全供應的是有效發電容量，有效發電容量能夠準確評估電力系統發電能力，其與電力負荷需求的比例是衡量電力安全保供能力的重要指標，是引導電力行業長期規劃發展的重要信號，是國家宏觀調控、電力調度計劃和電力交易計劃的基礎。
根據當前電力市場化情況，應建立起存量機組執行容量補償、新建機組實施競爭性容量市場的電力容量市場機制。通過容量補償基本覆蓋發電設備投資成本，享受容量電價的機組在電力系統需要時必須頂得上、壓得下、發得出、控得穩，發電側容量電價按類核定。用戶容量實行注冊制，注冊后的用電容量即為用戶的用電權，采用標桿電價核定用戶側容量電價。
電力靈活性市場機制的再設計
電力靈活性包括發電側、用戶側、儲能等市場主體提供的系統靈活性或電力調節能力，即目前的調頻和調峰等輔助服務。按照“誰提供、誰受益，誰享用、誰分擔”原則，針對目前電力輔助服務存在的“零和博弈”、缺乏價格激勵、電力靈活性供給嚴重不足三方面問題，明確各類電源應承擔同等幅度的調節任務。優化現行的輔助服務市場考核與補償機制，分攤費用要從服務提供方傳導至終端用戶側及服務購買方，以體現靈活性貢獻價值。
繼續深化電能量市場化改革

在建立容量市場及靈活性調節市場機制的同時，應進一步完善現貨市場、中長期交易機制，加快推進電能量的標準化交易，探索構建物理合約與金融合約相結合的中長期交易模式，優化中長期交易機制，適時推進電力期貨市場。

轉載：互聯網

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