新形势下我国发展先进煤电的战略和技术经济性分析

国际能源形势大变局中

我国煤电的战略价值和发展困境

俄乌冲突这只巨型“蝴蝶”，持续煽动着翅膀，在能源领域形成的飓风，席卷了欧洲，横扫了全世界。欧洲天然气价格的疯涨，带动了电价的飙升，不但使民众提前感受到了冬天的寒潮，也使制造业受到了重击。原先高唱“弃煤”律调的欧洲多国，不得不重启煤电，从而又拉动了煤价的暴涨（目前已超过300美元/吨）。截至目前，俄乌冲突未出现缓解的迹象，甚至有长期化的趋势。最近又发生了北溪1号和2号海底天然气输气管道同时被炸，这就意味着国际能源危机还会持续。

去年年初，我国多省市出现了局地用电紧张，到去年三季度，“煤荒”导致的“电荒”加剧，严重影响了民生和经济，各地又严令作为电力压舱石的煤电企业不惜代价保电，煤价进而持续暴涨，最极端时煤价超过了3000元/吨，所幸中央政府强势干预，煤价应声而落，但已回不到从前。今年俄乌冲突导致的国际煤价飞升，又影响到了国内市场。今年9月，上海5000大卡动力煤的现货标煤价已超过了1700元/吨（不含税）。虽然长协煤的价格相对较低，但因数量有限，即使是能效指标先进的电厂，其燃煤均价也已超过盈亏平衡点，毫无疑问，煤电的行业性亏损已不可避免。而因多发电需多采购市场煤，必然导致“多发多亏”的现象出现。长此以往，行业的可持续发展前景堪忧。中国作为大量输出工业产品的制造业大国，煤炭作为基础能源，若压制其价格，则相当于补贴全世界。但放开煤价而压制电价，不但也是补贴全球，且已危及了煤电行业的生存。可若允许电价相应调升，则会影响民生和工业产品的国际竞争力，甚至危及一大批高耗电产业的生存。最近一个阶段，欧洲的多个大型制造业企业因高企的能源价格停产并考虑迁离，而这中间不少项目落户中国，之所以如此，中国低廉且稳定的基础能源价格也是关键因素之一。

要缓解煤电的生存压力，还须适当增加煤炭的供应而缓解煤价，或再辅以电价略有调升，让煤电得以喘息。但由于调低煤价和调高电价的空间有限，煤电行业要想在现有的技术状态下重返高回报的黄金岁月，可能性并不大。这里还有一个关键要素是二氧化碳的减排问题，在“双碳”目标下，较高的煤价很可能会被用作推动碳减排的手段。针对二氧化碳排放占比最大的煤电行业，其煤炭成本的压力不太可能得到彻底的缓解。但无论如何，导致煤电全行业亏损的经营环境是不可持续的，相信这样的环境一定会得到改善，至少达到全行业平均煤耗的机组不应亏损，这是政策调控的底层逻辑，以下的讨论也是以此为前提。

自签署京都协议后，为降低二氧化碳的排放，我国大力发展可再生能源。目前包括水电和风电、光伏在内的可再生能源发电装机容量已超11亿千瓦。但是，由于这类能源具有“靠天吃饭”的特点，当遇到诸如冬季枯水加上持续超低温等极端气候，如我国2008年雪灾及2021年美国得州持续暴雪骤冷天气，以及今年高温干旱导致的西南地区水电出力大幅下降等，基于储能的不可持续性，靠得住的还是燃煤火电机组。因此，通常煤场储煤为2~3星期发电量的煤电，必然是极端气候下电网保电的“兜底”角色。

基于我国剩余可供开发的水电资源已不多的现实，当前正在高速发展的可再生能源主要是风电和光伏，目前的装机容量已达6亿千瓦。但是，由于风光类可再生能源具有随机性、间隙性、波动性且不可调的特点，若不能解决好其他电源的配合调峰，高比例的风光类电力会严重威胁电网的安全性。在发达国家，风光类新能源的消纳主要依靠燃气火电调节。但我国由于多煤、少油、缺气的资源禀赋，风光类新能源的消纳，主要依靠总装机容量已超11亿千瓦的煤电配合调峰。因此，我国电网在消纳风光类新能源时，煤电担负着关键的“保障”作用。但这样一来，煤电的平均年利用小时就会显著下降，这对煤电而言又多了一重打击。

煤电如何走出困境，扭亏为盈，是当下煤电行业突出的问题。在目前的高煤价下，高煤耗是电厂经济性的第一“杀手”。反之，低煤耗则能成为电厂“保命”的“撒手锏”。我国单机30万千瓦及以上公用电厂，以平均负荷率75%为基准，实际年平均运行供电煤耗（以下简称“煤耗”）约在280~350克/千瓦时（含脱硫、纯凝、湿冷机组）。对于东部地区电厂，倘若标煤价能大幅降至1200元/吨（不含税），预计煤耗在300克/千瓦时水平的电厂约可实现盈亏平衡。届时，煤耗在350克/千瓦时的电厂仍处于巨亏状态，但煤耗为280克/千瓦时的电厂仍有一定的赢利。以2台100万千瓦超超临界机组的电厂为例，年上网电量100亿千瓦时，优秀电厂的煤耗可达280克/千瓦时，相当于比300克/千瓦时煤耗的电厂年节约标准煤20万吨，节约成本（相对盈利）2.4亿元。由此可见，大幅降低煤耗，是电厂走出困境的重要途经。当然，纸面“低煤耗”的电厂不在此列。

从目前国际能源危机的发展趋势来看，煤价要回归至俄乌冲突之前价格的概率很低，这就意味着煤价不太可能再回归至原先的700元/吨（东部到厂标煤价，不含税）以下，就是降至1000元/吨的可能性也希望渺茫。这样的趋势，对于新建煤电项目就非常尴尬，因为按目前影响投资决策的五要素：造价、人力成本、煤耗、煤价和电价进行测算，已无合理的回报可言。第一个要素造价，经过这些年激烈的竞争和行业的努力，现在电厂的单位造价甚至低于30年前，因此，今后的造价能维持现有水平已属不易。第二个要素人力成本，电厂的劳动生产率已是30年前的二十多倍，为世界先进水平，进一步提升的空间有限。最后考虑煤耗、煤价和电价要素，虽然目前新建煤电的效率准入门槛已大幅提高，达270克/千瓦时（THA，即额定工况），为常规二次再热机组的较先进水平。按此推算，相当于实际年平均运行供电煤耗约285克/千瓦时（平均负荷率75%，THA煤耗+15克/千瓦时）。考虑到新建电厂与老电厂相比，要多负担还贷这一块成本，按现有的电价，除非人为设置一个并不现实的低煤价，否则投资回报堪忧。如果面对现实，可研报告就几乎不可能通过。

先进煤电技术破局的两大方向

及其经济性分析

不过，这是否意味着煤电的困局已没有出路了？答案是否定的。因为我国完全可以通过应用最先进的创新技术，进一步大幅降低煤耗，从而显著增加赢利能力，如果加上相应的二氧化碳减排额度的出售，赢利还会增加。与此同时，应用最先进的创新技术，在确保安全、环保以及能耗升幅不高的前提下，大幅拓展煤电机组的深度调峰能力，从而开辟新的赢利通道。

目前，燃煤火电的调峰范围一般为50%~100%，部分省市达40%~100%。但随着风光类新能源的快速增长，其在电网中的比例还在迅速增加，若不能进一步拓宽煤电机组的调峰范围，这类新能源就会面临消纳的瓶颈。还有一点，煤电的汽轮发电机所具有的转动惯量以及无功功率的提供，对电网的安全和稳定运行具有极其重要的作用。而风电和光伏，则缺乏转动惯量和无功功率的输出。因此，煤电的深度调峰就更具有重要意义，因为即使煤电的负荷下调至20%甚至更低，其转动惯量仍是100%，并且仍具有额定的无功输出能力。因此，推动煤电的深度调峰，大大提升电网对新能源的消纳能力，实现电力系统的结构性减碳，将是今后我国电力低碳发展的一个重要方向。事实上，我国的部分省市已出台了煤电深度调峰的补贴政策。若不出意外，我国全面实施这类政策是大概率事件。例如，近期东部某省能监局也出台了煤电深调的补贴政策（标准见下表）：

下表反映了两点，第一点是总体补贴力度不小；第二点是调峰幅度越大，补贴费用越高。这实际上给电厂开辟了一条新的赢利途径。

因此，通过技术进步，大幅降低煤耗，大幅提升调峰能力，煤电的解困指日可期。

实际上，目前最先进煤电的供电煤耗已低至251克/千瓦时（THA），系某135万千瓦二次再热超超临界机组。在同等边界条件下，该机组的运行煤耗要比常规二次再热机组低20克/千瓦时以上，单位造价仅略高于后者。此外，该机组还同步加载了经济、环保、安全型20~100%深度调峰系列技术。仍以2台100万千瓦机组项目为例，100亿千瓦时/年上网电量，1200元/吨标煤价，进一步降低20克/千瓦时煤耗相当于每年可多节约标煤20万吨，降低燃煤成本2.4亿元。若加上节煤量对应的减排二氧化碳54万吨，可交易收入0.27亿元，企业和社会环境效益均可观。与此同时，若该厂参与深度调峰500小时/年，（相对50%）平均下调了20%，相当于深调（少发）电量2亿千瓦时（约为年发电量的2%），折算平均补贴电价约0.5元/千瓦时，约可获补贴1亿元。此外，作为先进煤电的代表，该135万千瓦机组还具有FCB功能，可为电网防止大停电事故提供支撑。

煤电机组深度调峰

的技术风险和成本分析

不过，同节煤收益不同，深度调峰是有技术风险和成本的，深调幅度越大，风险和成本越高。而深调补贴，也是与此强相关的。煤电机组在深度调峰运行状态下的成本主要有：安全风险成本、寿命损耗成本以及煤耗上升成本等。

第一类是安全风险问题，因为对于常规设计的锅炉，其最低安全稳燃负荷都有规定，一般为35~30%额定负荷，当低于这一负荷时需采取燃油等稳燃措施，但燃烧效率、除尘效率则会下降。而此时，空预器结露、堵塞和腐蚀的风险也会显著上升，会导致厂用电率和排烟损失上升等。

第二类是寿命损耗成本。机组设备在超低负荷下，通常机组的主蒸汽温度会大幅下降，相当于经历了一次温态启动。而制造厂商对于机组全寿命期的启动次数是有限制的，温态启动不过是数百次。如果机组频繁地进行深调运行，若无良好的应对措施，会出现寿命的快速损耗。

第三类是能耗成本。机组进入超低负荷后，汽轮机热耗会急剧上升，并且伴随着汽温的大幅下降，汽轮机的热耗上升幅度还会进一步加剧。加上锅炉燃烧效率的大幅下降、厂用电率和排烟损失的快速上升等，一般情况下，当负荷降至20%时，其煤耗比额定工况要升高150克/千瓦时以上。

先进煤电技术应用

的典型案例和推广展望

综上所述，要使深调补贴真正成为电厂赢利的新途径，并确保机组的安全，就得控制上述三类成本。庆幸的是前述某135万千瓦机组所采用的经济、环保、安全型20~100%深度调峰系列技术，已妥善解决上述三类问题。但是，低负荷运行时的煤耗上升是不可避免的，20%的超低负荷下，该机组的供电煤耗的上升幅度仅70克/千瓦时水平（相对THA工况），与深调补贴相比完全可以接受。

由于大部分新建机组的容量为66万千瓦和100万千瓦等级，针对这类机组为单轴布置的特点，相应开发的升级版“汽轮发电机全高位布置技术”已就绪，其综合性能及性价比优于“高低位布置技术”，且66万千瓦等级机组还有望冲击50%的机组净效率（对应机组供电煤耗245.67克/千瓦时）。同时，这类机组将同样加载经济、环保、安全型20~100%深度调峰系列技术。

而在我国存量机组中，经济上最为困难的是煤耗相对最高的亚临界机组，其实际的年平均运行供电煤耗约在335~350克/千瓦时（含脱硫、纯凝、湿冷机组），其次是超临界机组，煤耗约在315~325克/千瓦时。这类机组如何冲出困境，出路无非就两条，即通过采用创新技术进行大幅提效改造，煤耗降幅一般不小于30克/千瓦时。另一条路是应用深度调峰系列技术，去争取深调补贴收益。

目前成功的案例是华润某电厂3号32万千瓦亚临界机组所实施的高温亚临界综合升级改造项目。该项目花费3.5亿元投资，使机组THA的平均性能试验供电煤耗达285克/千瓦时，比改造前下降了35克/千瓦时。同时机组最低负荷可达19%。另外该电厂实施改造后，按最新政策，机组还可获得至少15年的延寿。因此，这类改造的性价比很好。

总而言之，对于存量机组，不管是亚临界或是超临界，甚至是热电联供的小机组，通过应用相关先进改造技术，都能够跻身先进煤电行列。不过，由于近两年煤电企业普遍经营困难，对于大规模技术改造往往是有心无力。但从纯资金投入的角度来看，该类改造的投资收益率远远高于银行贷款利率。因此，如果能将社会资金引入该领域，必将形成多赢的局面。

需要说明的是，上述的讨论均未涉及热电联供问题。事实上，如果能有供热用户，则电厂的效益会更好。

不过，从最终的碳中和目标来看，煤电不可能通过提高效率来满足二氧化碳排放<100克/千瓦时，但从欧洲的成功经验来看，大型煤电完全可以通过将生物质燃料替代煤炭来达到二氧化碳的零排放，甚至可配套CCUS技术达到负排放。

综上所述，在国际能源危机的背景下，我国煤电尽可能通过自身的努力，用最先进的低碳煤电技术武装自己，大幅节能和深度调峰双管齐下，不但顺应低碳化的历史潮流，并且能把技术创新转化为经济效益，为自身闯出一条解困之路，从而为国家稳定电价，提升我国制造业的国际竞争力，并且护航新能源的快速发展，为实现“双碳”目标而作出多方位、历史性的巨大贡献。 

END

本文系《中国电力企业管理》第10期独家稿件，作者冯伟忠供职于上海申能电力科技有限公司、毛健雄供职于清华大学能源与动力工程系。版权所有，如需转载、使用或翻译成其他语言，需经本刊同意并注明出处。