深度 | “低煤耗”不應繼續作為煤電主機選型的首要標準

隨著我國能源綠色低碳轉型號角的吹響，以新能源為主的新型電力系統建設正逐步推進，煤電功能定位由提供基荷電量向提供系統調節能力和安全保障的角色進行轉變。計劃時期延續的低煤耗作為新增煤電主機選型的首要指標是否仍然適用？

（來源：微信公眾號“電聯新媒”  作者：劉春陽 閆鑫）

低煤耗作為首要標準的前置條件已經發生變化

煤電機組的設計長期追求低煤耗，但隨著新型電力系統的建設深入，以低煤耗作為首選指標已經不符合現在的要求。

計劃體制下的電力規劃以規劃管理、電價管理、運行管理三大制度閉環管理，規劃管理負責核定利用小時，電價管理根據利用小時決定電價水平，運行管理負責電量平衡以及價格和利用小時的落實，實現了電力項目“管生又管養”。此前煤電在價格和利用小時雙重保證下，實現利潤最大化的策略就是盡量降低生產成本。煤電長期以基荷電源支撐我國電力系統正常運轉，該階段的煤機有兩大特點：第一是機組啟停少，且大部分時間在額定工況下運行；第二是煤耗成本高，燃煤費用占變動成本的比重達75%左右,是火電廠運行的主要成本。

由此，煤電在額定工況下的低煤耗成為火電機組設計的首選指標。在這種思維的影響下，火電的研究也重點關注煤耗，一方面追求高參數機組，目前新投機組大多是超超臨界機組，蒸汽參數也在600攝氏度的基礎上向650攝氏度進行研發；另一方面采用二次再熱等技術不斷提高熱效率。這些研究有效實現了煤電在基荷定位下的經濟性提高，但隨著“雙碳”目標下能源結構的轉型，整個發電側環境已經發生了巨大的改變。

新型電力系統的“新”主要體現在發電側大規模、高比例地使用可再生能源。在這一目標驅使下，2021-2023年，我國風能發電和太陽能發電裝機兩年增加65%，截至2023年底，我國可再生能源發電總裝機達15.16億千瓦，占全國發電總裝機的51.9%，可再生能源發電量達到2.07億千瓦時，約占發電量的31.3%。高比例新能源并網對于煤電的影響一方面是利用小時數的下降，煤電需要主動讓渡發電空間以消納更多新能源。2023年火電利用小時數4466小時，按全年8760小時計算，利用率51%，離5500的設計值還有很大距離。另一方面是機組運行工況的變化。由于新能源出力不連續不穩定，煤電機組被迫進行反向不連續不穩定的調節，以實現正負相抵維持系統平衡的效果，機組無法維持平穩出力，調節或啟停頻率明顯增加。如圖1為某省2023年實時均價與平均凈負荷曲線，可以發現，火電運行出力需要進行頻繁調整，最突出的特點是早晚高峰時段出力增高，而中午光伏大發時火電出力明顯減少。未來隨著新能源裝機的不斷增加，凈負荷峰谷特性將更加明顯，火電必須完成蛻變，從承擔基荷任務的基礎電源轉變為既能頂峰又能深調的支撐性、調節性電源。碳達峰后，煤電發電平均利用小時數將繼續降低，煤電將從電力電量并重的支撐性和調節性電源向頂峰、深調、應急備用的調節型電源轉型，從而實現碳中和目標。

圖1 2023年某省實時均價與年平均凈負荷曲線

可見，當前以及未來煤機的運行情況已與過去大相徑庭。低利用小時導致煤電機組總耗煤量大幅降低，過度追求低煤耗也省不了多少煤。另外，低煤耗技術是基于機組運行在額定工況，而頻繁調節的狀態下機組無法維持額定工況運行。綜上，低煤耗不應繼續作為煤電機組選型的首要指標。

低煤耗技術的實用經濟性比較

煤電在未來無法保證利用小時數的前提下，為了低煤耗而進行的一系列技術投資實際上無法達到預期的經濟性。

第一個例子可以回答一個問題：大型超超臨界機組真的一定比亞臨界機組煤耗低嗎？由于機組設計的煤耗水平都是基于機組額定出力水平，在滿負荷率下，超超臨界機組的運行效率要明顯高于超臨界機組和亞臨界機組。但在帶相同負荷時，大容量超超臨界機組的經濟性反而比小型機組更差。例如，一臺1000兆瓦級超超臨界濕冷機組的滿負荷率運行時煤耗約為286.6克/千瓦時，而一臺600兆瓦亞臨界濕冷機組滿負荷率運行煤耗約為315.8克/千瓦時，前者節省煤耗約29.2克/千瓦時。然而如果同樣帶500兆瓦負荷，1000兆瓦超超臨界濕冷機組在50%負荷率運行煤耗約為327.8克/千瓦時，而600兆瓦亞臨界濕冷機組煤耗約為319.6克/千瓦時，此時1000兆瓦超超臨界機組的煤耗已經超過600兆瓦亞臨界的煤耗，負荷更小的情況下，超超臨界的煤耗增加將更加明顯。類似的，當超超臨界機組的負荷率低于33%時，其熱耗率也將高于300 兆瓦亞臨界機組工作在額定工況下的熱耗率。因此，即便單從煤耗而言，造價更高的超超臨界機組在負荷率較低的運行情況下依然不具備經濟性。沒有必要單純為了所謂的“低煤耗”而一味增加投資追求高參數機組。

第二個例子是二次再熱機組與一次再熱機組的經濟性對比。二次再熱通過將高壓缸做完功的蒸汽再次加熱，再在中壓缸做功，實現效率的提高和煤耗的降低，但同時也伴隨著投資相應增加。以600兆瓦級機組為例，綜合考慮三大主機、四大管道以及廠房、輔機、設備安裝費用，600兆瓦級二次再熱機組相較于一次再熱機組而言，增量投資約為3.4億元。二次再熱機組平均供電煤耗降低約4-9克/（千瓦時）。取二次再熱機組供電煤耗降低8克/（千瓦時），標煤900元/噸，利用小時數4500小時（2023年火電利用小時4466小時），則年節約燃煤費用為：

即每年節省0.1944億元。考慮資金的時間成本，根據中國人民銀行公布的5年期以上LPR為3.95%，按機組30年設計壽命來算，全生命周期節省3.516億元（折現后），考慮增量投資3.4億，經濟性已然堪憂。考慮未來以下三點變化，經濟性將進一步喪失。

一是實際利用小時數達不到設計利用小時數，且未來會不斷下降。受新能源裝機增多影響，火電利用小時數呈現下降趨勢，設計利用小時5500小時，但當前實際利用小時已不到4500小時。未來隨著利用小時數進一步下降，每年通過發電節省的燃煤費用將更加有限，煤機利用煤耗優勢回收增量投資成本變得越發困難。

二是煤價的波動性，煤價降低會導致低煤耗經濟性下降。未來煤價的水平依然難以預測，一方面，經濟復蘇可能推動能源需求增長，進而支撐煤價上漲；另一方面，環保壓力和替代能源的競爭也可能導致煤炭需求減少，對煤價形成壓制。未來不排除煤價回落的可能，而低煤價將直接導致低煤耗技術價值縮水。

三是二次再熱機組低負荷率運行時的煤耗率遠高于滿功率運行煤耗率。有研究表明，對660兆瓦機組來說，隨著負荷率降低，二次再熱機組的經濟性優勢逐漸減弱，特別是當負荷率降至60%以下時，一次再熱機組反而更具經濟性。事實是，當前煤機滿功率運行的時長越來越少，而深調帶低負荷運行的次數越來越多。

此外，二次再熱機組高負荷率時的低煤耗，犧牲的是其靈活調節能力。二次再熱機組在汽輪機側增加了一個中壓缸，并且熱力系統也更為復雜。這意味著在調節機組出力時，需要協調控制的參數和部件更多，增加了調節的復雜性和難度。然而，未來現貨市場環境下，供需波動導致電價劇烈變化，要想在電力市場中收益更多，就要機組具有更加靈活的調節能力。

基于上面的粗淺分析，可以看出，在未來低利用小時背景下，煤電低煤耗帶來的經濟效益將越來越少。

多維度助力煤電新發展

增量機組規劃應以調節能力作為首要指標，煤耗次之。從電力系統的角度來說，煤電完成調節電源的蛻變有利于電力系統穩定運行。從“雙碳”目標的角度來看，降低煤電在全部發電量中的占比也是實現碳中和的必然要求。綜上，盲目追求低煤耗是一條看起來低碳但實則與“雙碳”目標相悖的彎路。要實現煤電新發展除了在技術上進行重大攻關以外，也要完善一系列體制機制。

第一，需推進電力市場建設，放開市場限價。一方面加快推動電力市場建設，現貨未運行地區盡快運行現貨市場，現貨連續運行地區盡快轉為正式運行。另一方面完善市場限價規則，避免限價影響價格信號的發揮。市場上限價格設置過低無法激勵高成本機組的發電意愿，可能導致系統供應不足，同時難以發揮電價信號引導用戶合理用電；下限價格設置過高，會對低邊際成本的機組產生過激勵，同時對調節性電源刺激不足。放開市場限價，允許市場出現負價，將有助于火電調節性電源的定位轉變，實現資源優化配置。

第二，需持續完善以容量電費、調節性電費、電能量電費組成的三部制煤電收益體系。首先是進一步完善煤電容量電價，通過容量電價實現煤電項目投資成本的回收，體現煤電的備用價值，解決低利用小時下煤電的溫飽問題。其次完善煤電參與調節的補償激勵機制，體現煤電的靈活調節價值，有效激勵煤電通過快速爬坡、頻繁啟停等方式發揮電力系統調節的功能，支撐清潔能源的健康發展。未來預計煤電利用小時降至2000-2500小時，電能量電費在煤電整體收益的占比將不斷縮減，而容量、輔助服務收益占比將不斷提升，三者收益占比或將達到45%、20%、35%。

最后，應優化燃煤電廠現有的管理模式與薪酬機制。目前大部分燃煤電廠的薪酬水平與電量掛鉤，即發的電越多，收入越高，而當前大量新能源并網，煤電機組一方面利用小時數下降，機組整體收入水平下降，另一方面新型電力系統下新能源出力的不穩定性導致火電負荷變動頻繁，調節次數增加，機組操作增加，同時安全風險加大。當前，由于沒有相應的激勵政策，煤電機組運行技術人員流失嚴重。未來應該設計與機組提供的調節服務頻次掛鉤的薪酬機制，機組調節越多，收入越高，讓調節過程中的安全風險等效為經濟效益，才能更加有效地激勵燃煤機組轉變為調節型機組。

習總書記強調“牢牢把握高質量發展這個首要任務，因地制宜發展新質生產力。”新的形勢下煤電不能再以煤耗經濟性指標作為新增煤電主機選型的首要指標，而要以增強調節性能為主通過火電技術改進發掘煤電的多維價值，實現火電行業的綠色化、高效化發展，助力構建清潔低碳、安全高效能源體系，更好更快地實現“雙碳”目標。