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煤电“三改联动”正当时:进一步降低煤电机组能耗 提升灵活性和调节能力

刘佳 | 时间:2022/11/25| 点击次数:156

  煤炭清洁高效利用是深入推进能源革命的重要一环。“双碳”目标下,我国进一步提出大力推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。煤电行业既要发挥兜底保障作用,又要不断提升清洁高效发展水平,“三改联动”是关键一步。

  国家发改委、国家能源局印发的《全国煤电机组改造升级实施方案》,设置了煤电“三改联动”的时间表和路线图。目前,各地正多措并举,积极探索,推进煤电机组“三改联动”。

  以占比不到五成的装机,生产了约六成的电量,支撑了超七成的高峰负荷需求——我国以煤为主的基本国情,决定了煤电在相当长时期内,仍将承担保障能源电力安全的重要作用。

  煤电行业也是我国电力领域中二氧化碳排放的重点行业。“双碳”目标下,我国进一步提出推动煤电“三改联动”。煤电“三改联动”如果实施得当,将极大地助力新型电力系统的构建,推动能源清洁低碳转型。

  简单来说,“三改联动”就是针对煤电机组进行的三种技术改造:节能降碳改造是为了让煤电机组降低度电煤耗和二氧化碳排放;供热改造是为了让煤电机组能够承担更多的供热负荷,实现对低效率、高排放的分散小锅炉的替代;灵活性改造是为了让煤电机组进一步提升负荷调节能力,为新能源消纳释放更多的电量空间,并帮助电网安全稳定运行。

  根据《全国煤电机组改造升级实施方案》,“十四五”期间煤电节能降碳改造规模不低于3.5亿千瓦、供热改造规模力争达到5000万千瓦、灵活性改造完成2亿千瓦。

  当前,煤电行业“三改联动”进展如何?正面临哪些挑战?记者进行了采访。

  进展——

  促进电力行业清洁低碳转型,助力“双碳”目标实现

  在国家能源集团宁夏电力灵武电厂,工作人员正忙着检查供热首站热网循环泵运行参数,确保冬季供暖保障。这座电厂2015年起三次进行供热改造,现在不仅能发电,还具备超过6600万平方米的供热能力。

  “现在我们供热能够覆盖银川市近2/3的城区,替代了几百台分散燃煤小锅炉,每年减少燃煤量132万吨、减排二氧化碳200万吨。”灵武电厂党委书记、董事长吕国强告诉记者。

  眼下,电厂的灵活性改造项目“飞轮储能+火电联合调频”也正加紧建设,预计年底正式接入运行。据介绍,项目能够显著提高火电机组调频能力,响应时间达毫秒级,帮助消纳不稳定的新能源。

  “风电、光伏发电具有随机性、间歇性的特点。一方面需要保持合理的煤电体量,确保无风无光时的电力供应;另一方面,在风电光伏发电高峰期间需要煤电压低发电出力,为风光发电让路,从而实现先立后破、有序替代。”电力规划设计总院院长杜忠明认为,大力推动煤电“三改联动”,不仅能推进煤电行业实现清洁高效、灵活低碳的高质量发展,还可以支撑新能源大规模开发和整个电力系统低碳转型。

  当前全国具有灵活调节能力的电源不足20%。中国电力企业联合会专职副理事长夏忠介绍,尽管抽水蓄能、燃气发电、新型储能等都是提高电力系统调节能力的有效手段,但目前而言,以电化学储能为代表的储能技术受经济性、安全性等因素制约,增速受限;抽水蓄能受站址资源、建设周期较长等因素限制,规模短期内难以快速提升;气电受气源、气价限制,仅能因地制宜进行布置。因此,煤电灵活性改造是提高电力系统调节能力的现实选择。

  来自国家能源局的数据显示,截至2021年底,我国实现超低排放的煤电机组超过10亿千瓦、节能改造规模近9亿千瓦、灵活性改造规模超过1亿千瓦。“十三五”以来,我国煤电机组排放的烟尘、氮氧化物、二氧化硫等大气污染物不到全社会总量的10%,我国已建成全球最大的清洁煤电供应体系。

  难点——

  投资能力不足、缺乏有效回报机制

  盘算煤电“三改联动”的“社会账”,保障电力安全稳定供应,提升清洁低碳、高效灵活发展能力,好处毋庸置疑。那么,对企业来说,考虑成本和收益的“经济账”又该怎么算?

  杜忠明告诉记者,成本主要来自改造投资以及灵活性运行带来的相应损失。由于不同机组的具体条件千差万别、改造范围也不完全相同,投资差异较大,一般每千瓦投资在几十元到几百元。另外,煤电机组灵活性改造后,低负荷运行时机组能效下降、度电煤耗上升、燃料成本相应增加;低负荷运行也意味着相应时段的发电量下降,发电收益有所减少。

  从收益来看,节能降碳改造能够降低机组运行的燃料成本,供热改造可以获得热力供应收益,部分地区对开展灵活性改造的机组给予辅助服务奖励,上述收益可以在一定程度上弥补改造投入。

  安徽一家进行灵活性改造的电厂负责人给记者算了笔账:改造后机组的最小稳定出力,由原来的40%额定负荷降低至30%,2021年获得收益245.6万元。但降低额定负荷后,合计增加供电煤耗23.9克/千瓦时,当年增加燃煤成本约70万元;不仅如此,改造后由于设备增加,据测算每年会增加约269万元的维护、折旧等费用。

  “考虑到接下来机组深度调峰时长的增加,改造项目前景还是有的。但目前来看,资金压力仍然较大,希望增加政策支持,提高调峰收益。”该负责人建议。

  采访中,不少专家和企业谈到,投资能力不足、缺乏有效回报机制,是当前实施“三改联动”面临的难点之一。

  “供热改造有利于提高综合能效、拓展热力市场,发电企业积极性较高。但节能降碳改造、灵活性改造涉及技改投资、交易补偿,目前投入产出效益还不明显。”夏忠说,今年以来煤炭价格高位运行,不少煤电企业处于亏损状态;随着新能源装机占比的持续提升,煤电年利用小时数还会下降、收入还会减少。

  夏忠建议,进一步释放煤炭优质产能,抓好煤炭保供稳价工作,推进形成科学合理的电价、煤价形成机制,扭转发电企业大面积亏损局面,提升煤电企业“三改联动”的积极性。

  为解决资金问题,碳减排支持工具、支持煤炭清洁高效利用专项再贷款等陆续推出。《全国煤电机组改造升级实施方案》也提出,加大财政、金融等方面支持力度。“一系列金融支持政策,有利于提高煤电企业改造升级的积极性,但未来仍需在财政、价格等方面进一步健全完善相关机制。”杜忠明说。

  解题——

  坚守能源电力安全稳定供应底线,合理把握改造节奏

  当前,不少地方正在积极推进煤电机组“三改联动”。山西提出,推动现役煤电机组“三改联动”,实现基础性和系统调节性电源并重。河南提出,通过完善煤电调峰收益机制、支持煤电企业积极争取专项再贷款等政策举措,化解煤电企业经营资金压力,兼顾安全、技术和经济目标,统筹推动煤电企业“三改联动”。

  国家能源局有关负责人介绍,按照“十四五”时期煤电“三改联动”的目标测算,可带动有效投资约1000亿元,节约煤炭消费5000万吨以上,提升新能源消纳能力5000万千瓦以上。

  “除了需要解决资金方面的困难外,还要加强研发新装备、新技术。当前部分改造技术尤其灵活性改造技术仍处于发展阶段,部分机组难以确定经济适用的改造方案,且安全运行面临一定风险,要统筹考虑技术的可行性、经济性和运行安全性。”杜忠明说。

  “煤电仍是近中期电力系统灵活性和发电量的第一大支撑电源,需要正确认识‘双碳’目标下煤电的兜底保供、系统调节等价值,发挥好煤电的‘压舱石’作用。”夏忠建议,各地区要坚守能源电力安全稳定供应底线,根据电力供需形势,有序安排煤电机组停机改造窗口,防止因改造影响电力安全稳定供应;在推进煤电机组改造升级过程中,要统筹考虑机组的技术特性,因地制宜、因厂施策、一机一策,避免“一刀切”和层层加码;此外,依据节能改造进程,可以适时修订相关标准,提升节能标准约束力。

  来源: 人民日报(记者 丁怡婷)


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