隨著我國能源綠色低碳轉(zhuǎn)型號角的吹響，以新能源為主的新型電力系統(tǒng)建設(shè)正逐步推進，煤電功能定位由提供基荷電量向提供系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力和安全保障的角色進行轉(zhuǎn)變。計劃時期延續(xù)的低煤耗作為新增煤電主機選型的首要指標是否仍然適用？

（來源：微信公眾號“電聯(lián)新媒”  作者：劉春陽 閆鑫）

低煤耗作為首要標準的前置條件已經(jīng)發(fā)生變化

煤電機組的設(shè)計長期追求低煤耗，但隨著新型電力系統(tǒng)的建設(shè)深入，以低煤耗作為首選指標已經(jīng)不符合現(xiàn)在的要求。

計劃體制下的電力規(guī)劃以規(guī)劃管理、電價管理、運行管理三大制度閉環(huán)管理，規(guī)劃管理負責核定利用小時，電價管理根據(jù)利用小時決定電價水平，運行管理負責電量平衡以及價格和利用小時的落實，實現(xiàn)了電力項目“管生又管養(yǎng)”。此前煤電在價格和利用小時雙重保證下，實現(xiàn)利潤最大化的策略就是盡量降低生產(chǎn)成本。煤電長期以基荷電源支撐我國電力系統(tǒng)正常運轉(zhuǎn)，該階段的煤機有兩大特點：第一是機組啟停少，且大部分時間在額定工況下運行；第二是煤耗成本高，燃煤費用占變動成本的比重達75%左右,是火電廠運行的主要成本。

由此，煤電在額定工況下的低煤耗成為火電機組設(shè)計的首選指標。在這種思維的影響下，火電的研究也重點關(guān)注煤耗，一方面追求高參數(shù)機組，目前新投機組大多是超超臨界機組，蒸汽參數(shù)也在600攝氏度的基礎(chǔ)上向650攝氏度進行研發(fā)；另一方面采用二次再熱等技術(shù)不斷提高熱效率。這些研究有效實現(xiàn)了煤電在基荷定位下的經(jīng)濟性提高，但隨著“雙碳”目標下能源結(jié)構(gòu)的轉(zhuǎn)型，整個發(fā)電側(cè)環(huán)境已經(jīng)發(fā)生了巨大的改變。

新型電力系統(tǒng)的“新”主要體現(xiàn)在發(fā)電側(cè)大規(guī)模、高比例地使用可再生能源。在這一目標驅(qū)使下，2021-2023年，我國風(fēng)能發(fā)電和太陽能發(fā)電裝機兩年增加65%，截至2023年底，我國可再生能源發(fā)電總裝機達15.16億千瓦，占全國發(fā)電總裝機的51.9%，可再生能源發(fā)電量達到2.07億千瓦時，約占發(fā)電量的31.3%。高比例新能源并網(wǎng)對于煤電的影響一方面是利用小時數(shù)的下降，煤電需要主動讓渡發(fā)電空間以消納更多新能源。2023年火電利用小時數(shù)4466小時，按全年8760小時計算，利用率51%，離5500的設(shè)計值還有很大距離。另一方面是機組運行工況的變化。由于新能源出力不連續(xù)不穩(wěn)定，煤電機組被迫進行反向不連續(xù)不穩(wěn)定的調(diào)節(jié)，以實現(xiàn)正負相抵維持系統(tǒng)平衡的效果，機組無法維持平穩(wěn)出力，調(diào)節(jié)或啟停頻率明顯增加。如圖1為某省2023年實時均價與平均凈負荷曲線，可以發(fā)現(xiàn)，火電運行出力需要進行頻繁調(diào)整，最突出的特點是早晚高峰時段出力增高，而中午光伏大發(fā)時火電出力明顯減少。未來隨著新能源裝機的不斷增加，凈負荷峰谷特性將更加明顯，火電必須完成蛻變，從承擔基荷任務(wù)的基礎(chǔ)電源轉(zhuǎn)變?yōu)榧饶茼敺逵帜苌钫{(diào)的支撐性、調(diào)節(jié)性電源。碳達峰后，煤電發(fā)電平均利用小時數(shù)將繼續(xù)降低，煤電將從電力電量并重的支撐性和調(diào)節(jié)性電源向頂峰、深調(diào)、應(yīng)急備用的調(diào)節(jié)型電源轉(zhuǎn)型，從而實現(xiàn)碳中和目標。

圖1 2023年某省實時均價與年平均凈負荷曲線

可見，當前以及未來煤機的運行情況已與過去大相徑庭。低利用小時導(dǎo)致煤電機組總耗煤量大幅降低，過度追求低煤耗也省不了多少煤。另外，低煤耗技術(shù)是基于機組運行在額定工況，而頻繁調(diào)節(jié)的狀態(tài)下機組無法維持額定工況運行。綜上，低煤耗不應(yīng)繼續(xù)作為煤電機組選型的首要指標。

低煤耗技術(shù)的實用經(jīng)濟性比較

煤電在未來無法保證利用小時數(shù)的前提下，為了低煤耗而進行的一系列技術(shù)投資實際上無法達到預(yù)期的經(jīng)濟性。

第一個例子可以回答一個問題：大型超超臨界機組真的一定比亞臨界機組煤耗低嗎？由于機組設(shè)計的煤耗水平都是基于機組額定出力水平，在滿負荷率下，超超臨界機組的運行效率要明顯高于超臨界機組和亞臨界機組。但在帶相同負荷時，大容量超超臨界機組的經(jīng)濟性反而比小型機組更差。例如，一臺1000兆瓦級超超臨界濕冷機組的滿負荷率運行時煤耗約為286.6克/千瓦時，而一臺600兆瓦亞臨界濕冷機組滿負荷率運行煤耗約為315.8克/千瓦時，前者節(jié)省煤耗約29.2克/千瓦時。然而如果同樣帶500兆瓦負荷，1000兆瓦超超臨界濕冷機組在50%負荷率運行煤耗約為327.8克/千瓦時，而600兆瓦亞臨界濕冷機組煤耗約為319.6克/千瓦時，此時1000兆瓦超超臨界機組的煤耗已經(jīng)超過600兆瓦亞臨界的煤耗，負荷更小的情況下，超超臨界的煤耗增加將更加明顯。類似的，當超超臨界機組的負荷率低于33%時，其熱耗率也將高于300 兆瓦亞臨界機組工作在額定工況下的熱耗率。因此，即便單從煤耗而言，造價更高的超超臨界機組在負荷率較低的運行情況下依然不具備經(jīng)濟性。沒有必要單純?yōu)榱怂^的“低煤耗”而一味增加投資追求高參數(shù)機組。

第二個例子是二次再熱機組與一次再熱機組的經(jīng)濟性對比。二次再熱通過將高壓缸做完功的蒸汽再次加熱，再在中壓缸做功，實現(xiàn)效率的提高和煤耗的降低，但同時也伴隨著投資相應(yīng)增加。以600兆瓦級機組為例，綜合考慮三大主機、四大管道以及廠房、輔機、設(shè)備安裝費用，600兆瓦級二次再熱機組相較于一次再熱機組而言，增量投資約為3.4億元。二次再熱機組平均供電煤耗降低約4-9克/（千瓦時）。取二次再熱機組供電煤耗降低8克/（千瓦時），標煤900元/噸，利用小時數(shù)4500小時（2023年火電利用小時4466小時），則年節(jié)約燃煤費用為：

即每年節(jié)省0.1944億元。考慮資金的時間成本，根據(jù)中國人民銀行公布的5年期以上LPR為3.95%，按機組30年設(shè)計壽命來算，全生命周期節(jié)省3.516億元（折現(xiàn)后），考慮增量投資3.4億，經(jīng)濟性已然堪憂。考慮未來以下三點變化，經(jīng)濟性將進一步喪失。

一是實際利用小時數(shù)達不到設(shè)計利用小時數(shù)，且未來會不斷下降。受新能源裝機增多影響，火電利用小時數(shù)呈現(xiàn)下降趨勢，設(shè)計利用小時5500小時，但當前實際利用小時已不到4500小時。未來隨著利用小時數(shù)進一步下降，每年通過發(fā)電節(jié)省的燃煤費用將更加有限，煤機利用煤耗優(yōu)勢回收增量投資成本變得越發(fā)困難。

二是煤價的波動性，煤價降低會導(dǎo)致低煤耗經(jīng)濟性下降。未來煤價的水平依然難以預(yù)測，一方面，經(jīng)濟復(fù)蘇可能推動能源需求增長，進而支撐煤價上漲；另一方面，環(huán)保壓力和替代能源的競爭也可能導(dǎo)致煤炭需求減少，對煤價形成壓制。未來不排除煤價回落的可能，而低煤價將直接導(dǎo)致低煤耗技術(shù)價值縮水。

三是二次再熱機組低負荷率運行時的煤耗率遠高于滿功率運行煤耗率。有研究表明，對660兆瓦機組來說，隨著負荷率降低，二次再熱機組的經(jīng)濟性優(yōu)勢逐漸減弱，特別是當負荷率降至60%以下時，一次再熱機組反而更具經(jīng)濟性。事實是，當前煤機滿功率運行的時長越來越少，而深調(diào)帶低負荷運行的次數(shù)越來越多。

此外，二次再熱機組高負荷率時的低煤耗，犧牲的是其靈活調(diào)節(jié)能力。二次再熱機組在汽輪機側(cè)增加了一個中壓缸，并且熱力系統(tǒng)也更為復(fù)雜。這意味著在調(diào)節(jié)機組出力時，需要協(xié)調(diào)控制的參數(shù)和部件更多，增加了調(diào)節(jié)的復(fù)雜性和難度。然而，未來現(xiàn)貨市場環(huán)境下，供需波動導(dǎo)致電價劇烈變化，要想在電力市場中收益更多，就要機組具有更加靈活的調(diào)節(jié)能力。

基于上面的粗淺分析，可以看出，在未來低利用小時背景下，煤電低煤耗帶來的經(jīng)濟效益將越來越少。

多維度助力煤電新發(fā)展

增量機組規(guī)劃應(yīng)以調(diào)節(jié)能力作為首要指標，煤耗次之。從電力系統(tǒng)的角度來說，煤電完成調(diào)節(jié)電源的蛻變有利于電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行。從“雙碳”目標的角度來看，降低煤電在全部發(fā)電量中的占比也是實現(xiàn)碳中和的必然要求。綜上，盲目追求低煤耗是一條看起來低碳但實則與“雙碳”目標相悖的彎路。要實現(xiàn)煤電新發(fā)展除了在技術(shù)上進行重大攻關(guān)以外，也要完善一系列體制機制。

第一，需推進電力市場建設(shè)，放開市場限價。一方面加快推動電力市場建設(shè)，現(xiàn)貨未運行地區(qū)盡快運行現(xiàn)貨市場，現(xiàn)貨連續(xù)運行地區(qū)盡快轉(zhuǎn)為正式運行。另一方面完善市場限價規(guī)則，避免限價影響價格信號的發(fā)揮。市場上限價格設(shè)置過低無法激勵高成本機組的發(fā)電意愿，可能導(dǎo)致系統(tǒng)供應(yīng)不足，同時難以發(fā)揮電價信號引導(dǎo)用戶合理用電；下限價格設(shè)置過高，會對低邊際成本的機組產(chǎn)生過激勵，同時對調(diào)節(jié)性電源刺激不足。放開市場限價，允許市場出現(xiàn)負價，將有助于火電調(diào)節(jié)性電源的定位轉(zhuǎn)變，實現(xiàn)資源優(yōu)化配置。

第二，需持續(xù)完善以容量電費、調(diào)節(jié)性電費、電能量電費組成的三部制煤電收益體系。首先是進一步完善煤電容量電價，通過容量電價實現(xiàn)煤電項目投資成本的回收，體現(xiàn)煤電的備用價值，解決低利用小時下煤電的溫飽問題。其次完善煤電參與調(diào)節(jié)的補償激勵機制，體現(xiàn)煤電的靈活調(diào)節(jié)價值，有效激勵煤電通過快速爬坡、頻繁啟停等方式發(fā)揮電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)的功能，支撐清潔能源的健康發(fā)展。未來預(yù)計煤電利用小時降至2000-2500小時，電能量電費在煤電整體收益的占比將不斷縮減，而容量、輔助服務(wù)收益占比將不斷提升，三者收益占比或?qū)⑦_到45%、20%、35%。

最后，應(yīng)優(yōu)化燃煤電廠現(xiàn)有的管理模式與薪酬機制。目前大部分燃煤電廠的薪酬水平與電量掛鉤，即發(fā)的電越多，收入越高，而當前大量新能源并網(wǎng)，煤電機組一方面利用小時數(shù)下降，機組整體收入水平下降，另一方面新型電力系統(tǒng)下新能源出力的不穩(wěn)定性導(dǎo)致火電負荷變動頻繁，調(diào)節(jié)次數(shù)增加，機組操作增加，同時安全風(fēng)險加大。當前，由于沒有相應(yīng)的激勵政策，煤電機組運行技術(shù)人員流失嚴重。未來應(yīng)該設(shè)計與機組提供的調(diào)節(jié)服務(wù)頻次掛鉤的薪酬機制，機組調(diào)節(jié)越多，收入越高，讓調(diào)節(jié)過程中的安全風(fēng)險等效為經(jīng)濟效益，才能更加有效地激勵燃煤機組轉(zhuǎn)變?yōu)檎{(diào)節(jié)型機組。

習(xí)總書記強調(diào)“牢牢把握高質(zhì)量發(fā)展這個首要任務(wù)，因地制宜發(fā)展新質(zhì)生產(chǎn)力。”新的形勢下煤電不能再以煤耗經(jīng)濟性指標作為新增煤電主機選型的首要指標，而要以增強調(diào)節(jié)性能為主通過火電技術(shù)改進發(fā)掘煤電的多維價值，實現(xiàn)火電行業(yè)的綠色化、高效化發(fā)展，助力構(gòu)建清潔低碳、安全高效能源體系，更好更快地實現(xiàn)“雙碳”目標。