煤电行业角色与定位的重构 - 煤电在我国能源体系中的角色正经历深刻重构，其定位将从提供电量的“主力军”转向保障系统稳定的“调节器”[1][3] - 这一转变是应对新能源大规模接入带来的调峰压力与“双碳”目标下降碳要求的必然选择，不仅是技术升级，更需政策与市场协同发力的系统性变革[3] 煤电转型的驱动因素与现状 - 煤电装机占比已从2016年的57.33%降至2024年的35.7%，但绝对量仍超12亿千瓦，呈现“量增比降”趋势，反映了其功能转变[5] - 新能源装机爆发式增长增强了电力系统波动性，煤电的可靠出力成为应对极端天气、保障电力安全的“最后一道防线”，尤其在迎峰度夏、度冬期间对最大负荷的支撑作用无可替代[5] - 煤电行业面临多重挑战：电力市场化改革中面临“计划电取消、煤价高位波动、辅助服务收益不足”的困境，部分机组出现“发一度亏一度”现象；碳排放约束趋严，需在2030年前实现碳达峰，单位GDP碳排放强度需较2005年下降65%以上[5] 新一代煤电的发展方向与技术路径 - 国家发改委、国家能源局印发《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》，要求新建和现役机组改造聚焦“清洁降碳、安全可靠、高效调节、智能运行”四大维度[6] - 煤电发展理念从“越大越好”转向“越灵活越好”，目标是以更少的装机释放更大的调节能力，实现全社会成本最优[6] - 在“十五五”时期新增煤电装机容量预期有限的背景下，对存量机组进行升参数改造已成为核心路径，这是“十四五”节能降碳工作的深化与升级[8] - 当前现役煤电机组与“新一代煤电”指标差距较大：2024年参与对标的30万、60万千瓦亚临界及超临界机组中，超一半机组供电煤耗未达到能耗限额三级标准，深度调峰能力普遍不足，30%负荷下机组供电煤耗平均增幅高达28%[10] 灵活性改造的具体措施与成效 - 推动“系统性协同改造”，通过主机优化、辅机升级与全厂系统重构，实现“深度调峰”和“宽负荷高效运行”[10] - 灵活性改造核心是解决“低负荷稳燃、宽负荷高效、环保达标、全厂灵活协调”四大难题，涉及锅炉侧、汽轮机侧、燃料与制粉系统以及辅机系统的综合改造[11] - 通过整体协调改造，机组深调负荷可稳定在20%以下，30%负荷下供电煤耗增幅控制在20%以内，达到新建机组水平[11] 清洁降碳与多元化发展路径 - 煤电行业探索“结构优化+技术升级”双路径：一方面淘汰落后小机组、推广超超临界机组以提升整体能效；另一方面布局碳捕集利用与封存技术[11] - 我国已具备20万吨/年级CCUS技术能力，但面临“效率损耗大、成本高”的问题，一台66万千瓦机组配套CCUS需新增约110万千瓦新能源，成本增加约0.23元/千瓦时，短期内难以大规模推广[11] - 煤电与新能源耦合成为新方向，例如以燃煤机组为基荷，耦合分布式光伏、风力发电及电化学储能系统，实现“一体化”运行模式以提升综合能源效率[11] - 国家能源局最新政策鼓励煤电耦合熔盐储热、绿氨掺烧等技术，为煤电多元化发展提供了政策支撑[12] 支撑煤电转型的政策与市场机制 - 煤电转型需要政策机制与市场环境协同发力，煤电企业需通过容量电价、辅助服务市场等机制体现其调节价值和安全价值[13] - 容量电价政策是关键支撑，2023年国家发改委出台通知明确煤电可通过容量电价回收固定成本，对于实施综合改造的机组，改造期内应享受容量电价以降低投资压力[13] - 一台30万千瓦亚临界机组实施提温提效改造需投资约3.5亿元，若改造期容量电价政策落地，可显著缩短投资回收期[13] - 当前电力市场机制需进一步完善，部分省份现货市场出现“零电价”“负电价”，导致煤电企业“深调亏损”与“顶峰收益不足”并存[13] - 建议建立“电量市场+辅助服务市场+容量市场”协同的市场体系，通过调峰、调频、备用等辅助服务补偿体现煤电调节价值，同时推动中长期合同与现货市场衔接以稳定企业收益预期[13] 行业展望与未来路径 - 应加快制定新一代煤电技术标准，建立全生命周期性能评估体系，尤其要关注设备安全与寿命管理[13] - 展望“十五五”，煤电将经历“增容控量—平台期—逐步下降”的发展路径：2030年前，煤电装机仍有增量空间，但发电量将达峰；达峰后进入平台期，通过灵活性改造释放调节能力；远期随着新能源可靠性提升，煤电将逐步向保障性电源转型[13] - 煤电的未来不是“退出”，而是“重生”，通过技术升级与模式创新，成为新型电力系统中不可或缺的“稳定器”[13]