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。202x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
一是容量结构。截至202x年底,全国发电装机容量为29.2亿千瓦,其中火电占比47.6%,约13.9亿千瓦;水电占比14.4%,约4.2亿千瓦;核电占比1.9%,约0.6亿千瓦;风电占比15.1%,约4.4亿千瓦;太阳能占比20.9%,约6.1亿千瓦。二是电量结构。202x年,我国总发电量为9.46万亿千瓦时,其中火电占比66.3%,约6.27万亿千瓦时;水电占比13.6%,约1.29万亿千瓦时;核电占比4.6%,约0.43万亿千瓦时;风电占比9.4%,约0.89万亿千瓦时;太阳能占比6.2%,约0.58万亿千瓦时。
总体看,当前阶段新能源装机容量迅速增长,但煤电仍占有最大份额,立足“以煤为主”的基本国情,煤电做为可靠调节和保障电源在 ……略…… 。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。202x年7月,国家发改委印发的《煤电低碳化改造建设行动方案(202x—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。
中国作为全球最大的发展中国家和能源生产消费大国,在实现“双碳”目标过程中,需优先保障能源的稳定供应,煤电退出应建立在新能源安全可靠替代的基础上。煤电退出不会采取大规模拆除退役的方式,需要通过稳步降低整体利用小时数为清洁能源腾出消纳空间,并在先进高效机组有序建设的同时,加快淘汰关停能耗指标高、改造难度大的老小煤电机组,提升煤电产业整体效率。
为保障电力系统具备相对充裕的支撑调节能力,一是对于服役期满且满足安全节能环保要求的煤电,可通过机组延寿、改为应急备用电源、储能电站等方式,继续发挥支撑调峰作用;二是因煤电集中大规模退役造成电源支撑能力不足的区域,应超前布局建设清洁低碳安全高效煤电替代项目;三是承担民生供热任务的热电联产机组,退役后区域内无替代热源的,可采用新建煤电与熔盐储热、清洁能源供热等相耦合的方式,实现热源的有序替代;四是考虑到2060年后仍需保留部分煤电作为支撑调节电源,应在碳中和前保持一定规模的新建煤电投资强度。
(四)配套机制现状
一是引导煤电有序转型存在市场制度短板。当前电力市场“1+N”基础规则体系正在建立进程中,对大规模煤机转型的支撑、指导、约束作用较弱。全国统一电力市场初具雏形但省间壁垒突出,煤机面临的市场环境有明显的区域经济特征,地域差异化和发展不平衡特点突出。市场在资源优化配置中能够发挥的作用较为局限,无论中长期、现货交易规则、辅助服务规则等都处于“摸着石头过河”阶段,在新能源与火电交易互转、电热联合调节、煤机退出备用等方面尚未形成有效机制,需要按下“加速键”。
二是电价机制不畅导致煤电成本疏导难。当前初步形成了“容量电价回收固定成本、电量电价回收变动成本、辅助服务回收调节成本”的煤电价格新机制,电价结构上趋于合理,但实际执行中向下游用户“顺价难”的问题仍然突出。部分省区为地方经济考虑,以用户电价只降不涨为原则倒逼发电侧交易定价,同时辅助服务成本由电源侧承担,未向下游疏导。市场电价没有客观体现供需导向、功能价值、成本变化和绿色价值,不利于煤电主动开展灵活改造和低碳转型升级。
三是不同市场运行机制间缺乏有效衔接。当前,煤电企业需参加中长期、现货、辅助服务、绿电绿证、碳排放权交易、排污权交易等多个市场交易,但各市场运行规则缺乏有效衔接,市场考核评价机制难以协同,导致多层次市场之间相互影响和掣肘。当前影响煤电结算电价的直接因素,包括省内省外中长期、现货、交易转移、环保考核、辅助服务分摊补偿、偏差结算、应急调度结算、容量电费等10余项,而且有进一步增加趋势。市场运行机制过于复杂,不利于形成鲜明的转型价值导向,不利于推动在全国范围内进行资源的有效配置。
三、转型升级路径分析
(一)转型升级路径设计
按照构建新型电力系统“三步走”的总体安排,从灵活性改造、低碳化转型、安全有序退出等三个模块切入,可形成保守、中性、激进三种情形下的煤电转型升级实施路径,具体详见表2。
保守路径。一是加速转型期,全部完成煤电机组“三改联动”,深度调峰能力达到30%,探索开展低碳技术应用试点,存量煤电有序关停退出,同时保持较高的新建煤电投资强度;二是总体形成期,实现煤电机组的全负荷调峰能力,部分煤电开展低碳化改造,全部关停300MW级及以下机组,同时保持一定的新建煤电替代规模;三是巩固完善期,煤电全部完成储能电站和低碳化改造,具备储能、顶峰双重调节功能,碳排放总量趋近于零,全部关停600MW级及以下机组。
中性路径。一是加速转型期,全部完成煤电机组“三改联动”,深度调峰能力达到20%,部分煤电开展低碳化技术应用改造,全部关停200MW级及以下机组,同时保持适当的新建煤电投资强度;二是总体形成期,存量煤电全部改造为储能电站,煤电全面开展低碳化改造,加快600MW级及以下机组淘汰关停力度,严格控制新建煤电装机规模;三是巩固完善期,煤电全部完成储能电站和低碳化改造,具备储能、顶峰双重调节功能,碳排放总量趋近于零。
激进路径。一是加速转型期,煤电机组全部实现全负荷调峰能力,全面推广实施低碳化技 ……
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