新华财经北京12月19日电（记者沈寅飞）随着我国新能源发电装机规模占比超过煤电成为常态，发电行业也产生了新现象和新变化。在新型电 力系统构建与绿色转型进程中，一些传统煤电企业开始面临生存挑战，行业转型升级似乎已迫在眉睫。 记者调研发现，国能江苏常州电厂通过掺烧污泥、回收废热等举措，蹚出生态效益与经济效益双赢新路；多地煤电企业亦加码技术创新，探索 灵活性改造与综合能源服务模式。国家层面出台专项实施方案为煤电升级指明方向，传统煤电正以技术与机制双重革新，书写"老骥伏枥"新答 卷。 "吃干榨净"城市废料 传统火电变身绿色引擎 在国能江苏常州发电厂厂区，记者发现这里鲜有传统火电厂的浓烟灰渣，却有不少全封闭运输车有序穿梭。3公里外的市政污泥处理车间内， 含水率80%的湿污泥经管道送入电厂，通过"低压蒸汽干化+高温焚烧"技术转化为能源；焚烧产生的灰渣则成为混凝土掺合料，被送往建筑企 业——"污泥—能源—建材"实现闭环循环，成为了这家运行20年老电厂绿色蜕变的注脚之一。 转自：新华财经 厂的冷却塔 沈寅飞摄 图为国家能源集团江苏常州公司发电 "过去电厂盯着烟囱要发电量，现在我们盯着城市'代谢'做服务。"该厂党委书记、董事长 ...

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]

公司技术升级与改造 - 兴安热电公司通过管网扩建、更换高效保温层及优化控制逻辑，实现供热一次管网从单线路输送到环路循环升级，改造后热网回水温度平均降低8℃，提取高背压乏汽热量109.68万吉焦，节约标准煤37433吨 [1] - 兴安热电公司优化锅炉燃烧系统使机组最低稳燃负荷从40%降至25%，并对蒸汽凝汽器管道改造，每月减少除盐水消耗10吨，减少设备投停4次以上，多项改造叠加后整体节约成本约2700万元 [1] - 长城发电公司修复1号机组真空漏点使供电煤耗下降1.29g/kWh，将空预器漏风率从10%降至5%折合供电煤耗下降0.5克，提高锅炉给水温度30℃并降低排烟温度至102.12℃以进一步降低煤耗 [3] 储能与调峰能力提升 - 乌斯太热电厂启动华北/西北地区首个大型煤电耦合熔盐储热工程，总投资约1.1亿元，采用40MW/120MWh熔盐储热技术，预计2026年3月投运后机组调峰深度将从40%降至30% [2] - 乌斯太热电厂熔盐储热工程投运后每年可增加新能源消纳4000万千瓦时，减少0.5万吨标准煤消耗和3.9万吨二氧化碳排放 [2] - 长城发电公司在基建期投资2000余万元优化发电机组与汽轮机，使机组具备20%深调能力，将火电机组比作智能供水泵站以灵活适配新能源发电波动 [3] 燃料管理与效率优化 - 长城发电公司成立专项配煤小组建立多维度配煤数学模型，实现劣煤优用、优煤少用，并依托数智化管理系统完成煤炭全流程智能化管控，减少损耗与掺配误差 [3] - 内蒙古能源集团聚焦煤电板块火电机组三改联动，通过实施综合性改造解决方案推动传统煤电向清洁高效、灵活智能转型，实现从单一供电到综合供能的跨越 [1][3]

煤电转型核心进展 - 南方电网广西电网公司加速推动煤电由“电量主体”向“调节主力”转型，截至9月底，广西全区84%的煤电机组已达国家灵活性调节能力要求，调峰深度低至36% [1] - 煤电利用小时数仅1836小时，为南方五省区最低，为清洁能源腾出消纳空间288亿千瓦时，转型成效位居全国前列 [1] - 随着广西新能源装机达5564万千瓦，占比超50%，新能源消纳矛盾突出，推动煤电向调节型电源转型以服务新能源消纳 [1] 技术升级与改造投入 - 国能永福电厂作为改造排头兵，煤电深度调峰能力已达到35%，先后投入1.8亿元开展中联门改造、机组通流改造等，将最低供热保障负荷从28.2万千瓦降低至11万千瓦 [2] - 大唐桂冠合山电厂煤电机组平均深度调峰能力达33%，累计投入6500万元实施改造项目，累计降低最小技术出力达12.6万千瓦，并计划进一步降低至25%额定负荷 [2] - 通过“三改联动”，统筹安排多家电厂完成灵活性改造，使机组出力下限较供热核定出力下降了120万千瓦 [2] 市场机制与协同运营 - 充分利用辅助服务市场和南方区域现货价格信号，引导煤电企业在新能源大发、负荷低谷时段主动申报深度调峰以获取激励 [3] - 在每个煤电厂仅保留1台机组运行情况下，广西煤电平均深度调峰能力达到36%，同比降低20%，今年假期期间煤电最小出力仅为245万千瓦，仅占广西煤电装机容量的11% [3] - 深化厂网协同联动机制，优化电煤储运、检修计划和运行方式，缓解机组出力变化与供热稳定的矛盾，为工业园区提供“电力+热力”双重支撑 [3]

行业背景与核心定位 - 电力系统正经历深刻转型，截至2024年底全国发电装机总容量33.49亿千瓦，其中风电和太阳能装机14.08亿千瓦，占总装机容量比重达42% [3] - 2024年全国发电量10万亿千瓦时，其中风电太阳能发电量1.836万亿千瓦时，占总发电量比重达18.36% [3] - 煤电机组以不到四成的容量占比，贡献了超过五成的发电量、支撑了七成负荷调节，承担了八成的供热任务 [3] - 在新型电力系统构建中，煤电的“压舱石”和“调节器”作用愈发重要，需从“基荷电源”转向“灵活调节资源” [1][3][4] 政策导向与发展路径 - 国家发展改革委、国家能源局联合印发《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》，煤电转型路径进一步明晰 [1] - 推动煤电高效化、灵活化、低碳化、数智化升级，是适配新型电力系统建设的必然选择 [9] - 构建新型电力系统是实现“双碳”目标的核心路径，而煤电向“基础保障性+系统调节性”电源转型是关键支撑 [4] 技术创新重点领域 - 当前煤电技术取得长足进步，超超临界、二次再热、灵活调峰、CCUS等先进技术得到广泛应用 [6] - 新一代煤电技术需实现系统性、革命性的创新突破，而非简单改进 [6] - 设备安全可靠是创新之基，需聚焦开发完善机组关键参数监测技术，构建煤电集群可靠性数学模型 [6] - 灵活高效发展是创新之匙，应从“宽”“快”“省”“净”四个方面提高燃煤发电机组性能 [7] - 寻求低碳突破是创新之擎，需完善CCUS技术，加快落地煤电机组掺烧氢氨、掺烧生物质项目 [7] 具体技术进展与方向 - 西安热工研究院展示国际首座5兆瓦超临界二氧化碳火力发电机组技术成果 [7] - 加强储能技术与煤电的耦合应用，通过储热、储电等技术提升煤电机组的灵活调节能力 [7] - 充分利用大数据、人工智能、数字孪生等先进技术，提升煤电机组在智能检修、状态监测和优化控制等方面的智能运行水平 [9] - 西安热工研究院通过拆解煤电数智化场景，纵向从自动化向智慧电厂递进，横向覆盖设备健康管理等八个环节，为“源网荷储”协同提供新路径 [9] 行业协同与发展共识 - 推动新一代煤电技术发展需要政府、协会、企业、科研院所、高校等各方共同努力 [10] - 当前煤电处于转型关键期，除聚焦技术创新外，还应重视行业协同，释放煤电在新型电力系统中的多元价值 [9][10]

煤电容量电价机制实施情况 - 2024年全国煤电机组累计获得容量电费950亿元，折度电容量电价为2.07分/千瓦时，主要发电企业容量电费获取率接近90% [1] - 容量电价通过固定成本回收机制缓解煤电企业经营压力，推动煤电机组向"兜底保供和系统调节"功能转型 [1] - 两部制电价包括容量电价（固定成本回收）和电量电价（发电量挂钩），容量电价相当于"底薪"，电量电价相当于"奖金提成" [1] 容量电价政策效果 - 推动煤电企业功能定位转型，促进现役机组灵活性改造，提升调节性能以弥补新能源波动性短板 [2] - 稳定煤电企业收入预期，降低市场化交易波动影响，2024年迎峰度夏期间煤电机组顶峰发电能力显著提升 [2] - 容量电价实施后煤电企业优化机组检修工期，加强部门协作，保障电力系统稳定运行 [2] 煤电转型优化方向 - 建议根据能源转型和电力市场建设情况提高容量成本回收比例，尤其针对电力现货市场运行地区和煤电利用小时数下降明显地区 [3] - 推动老旧机组延寿改造是盘活存量火电资产的重要举措，我国现役煤电机组平均服役时间仅17年，远低于国外30年以上水平 [3] - 我国单机30万千瓦及以上机组容量占比80%，超临界和超超临界机组占比超50%，但大容量机组投产时间较晚且集中 [3] 老旧机组延寿改造挑战与建议 - "十五五"期间将有一批老旧机组面临延寿改造，主要问题集中在设备老化、能效低下（超高压/亚临界机组能耗较高）、调节能力不足 [4] - 老旧机组延寿运行相比新建机组具有发电成本和社会经济成本优势，建议完善市场机制确保合理投资回收期 [5] - 需制定煤电机组延寿运行的改造、评估、监管等技术规范及标准体系，提供客观评判依据 [5]