世界能源領域正呈現多元化、清潔化、低碳化轉型發展趨勢。我國以煤為主的能源資源稟賦決定了未來一定時期內煤電仍是我國電力安全可靠供應的基石，也是構建黨的十九大報告提出的“清潔低碳、安全高效”現代能源體系的重要基礎。

　　近年來，我國新能源發展取得了舉世矚目的成就，未來仍將持續高速增長。在大規模低成本儲能技術成熟應用之前，為應對新能源電力可信容量不足的問題，一方面，電力系統需要煤電充分發揮“兜底保障”的重要作用，以提高電力安全保障的能力;另一方面，煤電要積極“轉變角色”，由傳統提供電力、電量的主體性電源，向提供可靠電力、調峰調頻能力的基礎性電源轉變，積極參與調峰、調頻、調壓、備用等輔助服務，提升電力系統新能源消納能力，將更多的電力市場讓渡給新能源，為新能源健康持續發展，提供強有力的支撐保障;同時，低成本的煤電是全社會降低用電、用熱成本的基礎，對促進經濟社會發展、提升人民幸福感具有重要意義。

　　面對新時代對煤電功能定位轉變的新要求，煤電應以科技創新和技術進步為動力，進一步提升“內功”，持續推動自身高質量發展。

煤電技術面臨的挑戰

　　(一)清潔低碳的更高要求

　　構建清潔低碳的能源體系使煤電技術面臨著以下四個方面的挑戰：

　　一是對煤電全面超低排放、廢水處理、重金屬脫除等相關技術提出更高要求，煤電行業必須順應清潔發展趨勢，在污染物全面深度控制方面主動作為;

　　二是全國現有數十億噸低熱值煤，并且伴隨著煤炭開采，每年將新增幾億噸，大量堆積會釋放有害氣體、污染土壤，占用大量土地，我國現有數百億噸的高硫無煙煤和上萬億噸儲量的高堿煤，這些特殊煤種的清潔高效利用仍存在技術難點;

　　三是農林廢棄殘余物和市政污泥的資源化、清潔化處置需求對煤電賦予更多新的功能，煤電需要不斷主動作為，提升城鄉固體廢棄物協同處置的能力;

　　四是應對全球氣候變化，低碳化發展趨勢，建設全球生態文明，構建我國低碳的能源體系，對煤電勢必帶來重大挑戰。

　　(二)新能源的快速發展

　　新能源風電、光伏的大規模并網，其出力的間歇性和隨機性，以及過高的滲透率，會影響系統電能質量，甚至威脅電網穩定運行。我國電力系統整體缺乏優質的靈活性電源，相比抽水蓄能、氣電和儲能，經靈活性改造之后的煤電是目前技術條件下最為經濟的調峰電源。但是，煤電深度調峰對運行效率、污染控制甚至設備安全會產生不利影響，可謂“牽一發而動全身”。

　　因此，隨著煤電功能定位的轉變，低利用小時數、寬負荷運行、負荷跟蹤、快速響應等新需求使得煤電在電力系統中的傳統功能定位、設計理念、設備性能、高效運行和壽命等方面面臨著新的問題和挑戰。

　　(三)清潔供熱需求的持續增長

　　隨著城鎮化和工業園區發展，我國熱力需求不斷增加，清潔高效熱電聯產集中供熱穩步發展，2018年熱電聯產機組占火電機組比重達到41%。從2015年到2018年，全國集中供熱面積增加34%、熱電聯產機組供熱量增加31%，而發電量僅增加了15%，即便如此，北方部分地區電量消納仍存在困難。

　　預計“十四五”期間，北方地區清潔高效熱電聯產機組供熱需求仍將持續增長，而電量的消納仍面臨著一定挑戰，局部地區甚至可能產生“窩電”問題。

“十四五”我國煤電技術發展方向

　　隨著我國能源電力轉型發展，煤電需要通過自我變革和技術進步，充分發揮在能源和電力轉型發展過程中“四個平臺”的功能作用，即電熱基礎平臺、靈活調峰平臺、節能減排平臺、耦合消納平臺， 為能源電力轉型高質量發展“保駕護航”。“十四五”期間，我國煤電技術將朝著高效、清潔、靈活、低碳和智能的方向發展。

　　(一)提“內功”——持續發展高效發電技術

　　不斷提高發電效率是減少煤炭消耗并相應降低污染物排放和碳排放的重要途徑，也是煤電行業始終追求的目標。“十四五”期間，我國煤電應持續推進高效發電技術的發展，主要包括以下三個方面。

　　一是持續提升機組效率。對于60萬千瓦及以上大容量機組，總結推廣610℃~620℃二次再熱先進高效超超臨界煤電技術，同時對600℃一次再熱機組因地制宜地進行系統集成優化，如采用雙機回熱、低溫省煤器、空預器綜合優化、煙氣余熱深度利用等技術，發電效率可進一步提高約2~3個百分點，發電煤耗降低約10-18 克/千瓦時。目前，我國630℃示范機組首次實現發電效率(設計值)高于50%，在此基礎上，進一步攻關適合更高溫度等級的材料、關鍵部件和總體設計等，為發展更高效機組奠定基礎。

　　二是推廣應用清潔高效熱電聯產技術。“十四五”期間，清潔高效熱電聯產仍將是解決我國北方城鎮地區清潔取暖的主要途徑，針對電、熱不匹配問題，應以最小新增裝機容量滿足供熱需求。對于存量機組，應重點推廣提升供熱能力技術如大機組高背壓循環水直接供熱、大溫差吸收式熱泵;對于新增機組，重點應用(抽)背及凝抽背(NCB)供熱等技術。

　　三是積極研發前瞻性融合創新技術。研究開發整體煤氣化燃料電池發電(IGFC)技術，其系統效率可提高至56%~58%甚至更高，同時便于實現污染物和CO?的近零排放，“十四五”期間應開展百千瓦級IGFC系統集成示范;超臨界CO?發電技術，可采用可再生能源、余熱、煤炭等多種熱源，便于實現碳減排，設備體積更小，比超臨界及以上參數的蒸汽循環機組效率可提升2~3個百分點， “十四五”期間應開展研究驗證超臨界CO?發電技術及兆瓦級超臨界CO?發電系統試驗示范。

　　(二)練“身手”——主動提高靈活發電技術

　　隨著大比例新能源的接入，對電力系統安全運行及調峰提出了更高要求，煤電機組需要結合自身特點，提高運行靈活性，適應電力系統調峰需求，為新能源消納提供安全基礎保障，未來需要著重解決以下兩方面的技術難點。

　　一是提高機組運行靈活性。要提高現有煤電機組的調峰幅度、爬坡能力以及啟停速度，提高鍋爐低負荷穩燃能力，實現更低負荷調峰的安全、穩定運行，需要掌握相關制粉系統、燃燒系統、汽機系統、供熱系統、控制系統、熱電解耦等關鍵技術。通過靈活性改造，煤電機組可以增加20%以上額定容量的調峰能力。

　　二是提升寬負荷運行經濟性。煤電靈活性改造之后，寬負荷范圍內運行會出現污染物控制難度增大、設備疲勞損傷以及發電效率損失等問題，需要進一步研究提高機組寬負荷運行效率的技術，以實現機組低負荷調峰高效經濟運行，同時確保低負荷調峰運行工況下煙氣污染物排放穩定。

　　對于新建機組，應滿足系統對寬負荷運行需求，要從標準、設計、設備、運行管理等方面改變傳統理念，提高寬負荷運行效率和經濟性;對于存量機組，2025年前大約有4700萬千瓦的煤電機組面臨退役和延壽問題，對于延壽機組應考慮系統調峰等性能要求，從系統功能需求和能效、環保、安全角度考慮，約有2000萬千瓦左右機組需要延壽。需要加強統籌規劃，無論增量還是存量改造，針對不同機組類型、不同地區，應進一步開展靈活調峰機組示范，推動標準、設計、設備和相關技術的完善。

　　(三)固優勢——不斷提升清潔發電技術

　　我國燃煤電廠超低排放限值已經是世界上最嚴格的燃煤機組大氣污染物排放要求。截至2019年底，全國共有8.9億千瓦煤電機組實現了超低排放，占煤電機組的85%，我國已建立了世界上規模最大的清潔煤電體系。展望“十四五”，我國煤電仍可以主動作為，繼續提升清潔化技術水平，進一步研發應用以下四種清潔燃煤發電技術。

　　一是深度攻堅全面實現超低排放。目前全國15%未達到超低排放的煤電機組貢獻了近50%的煤電污染物總排放，主要涉及燃用低揮發分無煙煤機組、未改造的循環流化床機組及部分小容量機組，“十四五”期間除了部分淘汰關停之外，應對其余約1.3億千瓦煤電機組開展超低排放深度攻堅，推進煤電機組全面實現超低排放，預計每年可使煤電行業煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放進一步減少27%(約4.9萬噸)、37%(約30.7萬噸)、22%(約17.8萬噸)，促進煤電行業進一步提升清潔化水平。

　　二是主動提升污染物全面脫除技術。在常規大氣污染物控制的基礎上，進一步推動煤電廢氣、廢液、固廢、重金屬非常規污染物的全面深度控制，有利于實現煤電深刻轉型和更高質量發展。“十四五”期間，煤電行業應進一步提升電廠廢水零排放技術、固體廢棄物(主要包括粉煤灰、脫硫副產物、廢舊脫硝催化劑等)的處理和綜合利用技術，研發汞等重金屬的脫除技術，加強與現有超低排放技術的協同控制，著重提高脫除效率、降低成本。

　　三是試驗示范特殊煤種利用技術。針對西南地區數百億噸儲量的高硫無煙煤，陜北、新疆等國家級能源基地上萬億噸儲量的高堿煤，應進一步研發低熱值煤、高堿煤、高硫無煙煤等特殊煤種的綜合利用技術，突破相關機理研究和結渣磨損防控技術，優化鍋爐設計，開展特殊煤種超超臨界循環流化床(CFB)技術和大容量鍋爐燃燒特殊煤種集成技術工程示范，達到超超臨界機組的效率和排放水平。

　　四是積極研發低成本超低排放CFB機組。探索低成本超低排放CFB技術，開展CFB燃燒深度控制氮氧化物方面的研發，通過循環流化床的流態設計、溫度場控制以及爐內脫硫劑優化，取消爐后環保設施，在爐膛出口實現全負荷低成本的二氧化硫、氮氧化物超低排放。

　　(四)補短板——積極探索低碳發電技術

　　應對氣候變化低碳發展是我國能源戰略的重要內容。目前，包含電力行業在內的全國碳排放權交易體系已啟動建設，預計煤電受碳交易市場建設的影響最大。可以從提高效率、源頭和末端碳減排三個方面推動煤電碳減排。“十四五”期間，煤電除了進一步提高效率之外，還應積極推廣源頭碳減排技術和研發儲備末端碳減排技術。

　　一是推廣燃煤耦合發電技術。推廣應用燃煤耦合生物質發電，一方面實現農林廢棄殘余物、污泥、垃圾的減量化、穩定化和無害化處置，另一方面，通過“碳中和”燃料替代燃煤，作為附加效益實現碳減排。

　　二是示范高效低成本碳捕集技術。為應對氣候變化，發展和儲備碳捕集、利用和封存(CCUS)技術是在我國能源結構以煤為主的現實情況下，中長期有效控制CO?排放的重要技術選擇。現有碳捕集技術會導致供電效率降低約5~10個百分點，經濟代價過高，“十四五”乃至更長時期內，應鼓勵研發高效低成本碳捕集技術，推進低成本、大規模、全流程碳捕集項目示范。

　　(五)強“大腦”——深度融合智能發電技術

　　大數據、人工智能、5G、物聯網、互聯網+等現代信息技術與電力工業的深度融合是未來發展趨勢，將引發傳統電力行業形態、生產模式、經營模式的重大變革。目前，我國發展智能電廠所需的數據和網絡基礎已經基本具備，“十四五”期間應統籌做好頂層規劃，開展工程應用示范。

　　一是設計方面：完善智能電廠的標準，制定智能電廠分級體系標準規范、評價標準規范等，確定相關技術規范和性能指標，構建智能電廠技術體系，從整體規劃上著手，打造智能電廠產業鏈;

　　二是設備方面：提升發電裝備智能化水平，研發智能工業機器人和儀表，利用智能工業機器人，將勞動力從重復性、危險性的工作中解放出來，利用先進的測量技術，全面、準確地掌握運行參數，為精準控制提供支持;

　　三是工程方面：推動信息技術與電廠運行、維護、決策過程的深度融合，重點開展以下內容的示范工程：能夠自動快速響應負荷變化的智能電廠;采用狀態檢修模式運維的智能電廠;日常無人巡檢、危險環境無人作業的智能電廠;利用智能輔助決策系統適應電力現貨市場改革的智能電廠。

促進我國煤電高質量發展的相關政策建議

　　伴隨著電力市場化改革的加速推進，煤電所面臨的外部產業政策環境也亟需作出相應調整，充分發揮煤電在能源電力轉型中的功能定位作用;同時要推動落實相關激勵機制的建立和完善，促進和保障煤電向高效、清潔、靈活、低碳和智能化轉型升級。

　　(一)利用市場機制充分發揮煤電功能定位作用

　　構建涵蓋電力現貨、容量、輔助服務等不同交易品種的完整市場體系，充分反映煤電在電力系統中的價值，并通過市場機制的完善推動煤電功能定位重要作用的充分發揮。

　　一是建立價格與品質相統一的電力現貨市場化機制。建設電力現貨市場的核心價值在于發現價格，減少價格扭曲，通過實時價格反映不同供需形勢下的電能成本差異，引導電力資源優化配置，即實現電能產品的“同時、同網、同質、同價”。

　　目前大部分省區推行的以中長期電量交易為單一品類的電力市場模式，由于用沒有時序信號的電量為交易標的，隱去了電能交易中最為關鍵的“同時、同質”信息，從而存在不同品質電能價格趨同、電力資源的錯配問題，并客觀上導致從電力供應角度高品質的煤電其價值未能有效體現。為了促進電力資源優化配置、建立反映供能價值的電力價格體系，需要在總結前期電力現貨市場試點省份建設經驗的基礎上，進一步完善電力現貨市場的建設，真實反映煤電在電力系統中的價值，促進電力市場健康發展。

　　二是加快建立發電容量成本回收機制。“十四五”期間我國新能源裝機和發電量占比都將持續提高。同時，以提高電力安全可靠供應保障和消納新能源為主要功能的煤電，其整體利用小時數將繼續維持在較低水平，部分地區將呈現下降趨勢。在目前煤電執行單一制電量電價體系的情況下，如果利用小時數持續下降，煤電的投資回收難以達到預期。同時，隨著電力市場化改革的快速推進，電源側的激烈競爭將導致電價進一步下降，必然加劇煤電的經營困境，未來存在加快退出市場的可能性。近幾年，在大規模高比例可再生能源集中省份，出現的煤電企業破產清算案例已不止一次為這一問題的嚴峻性作下鮮活的注解。

　　在新形勢下隨著煤電功能定位的轉變，引入適當的發電容量成本回收機制助力煤電企業回收發電容量成本，并適度保障發電企業的積極性是十分必要的。煤電價格機制改革的指導性文件《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》(發改價格規〔2019〕1658號)提出了“對于燃煤機組利用小時嚴重偏低的省份，可建立容量補償機制”。遵循漸近、穩步的改革推進原則，容量成本回收機制可在云南、四川、廣西等清潔能源占比較高、煤電利用小時數長期偏低的矛盾突出省份優先開展試點工作。在試點方案設計中，須重點關注機組置信容量認定、容量價格形成機制(避免過補償或補償不足)等方面。后期，在總結試點省份經驗的基礎上，逐步完善并向全國推廣。

　　三是深化完善電力輔助服務市場機制。為了適應高比例新能源電力系統的安全穩定運行需求，需要通過設置合理的經濟激勵機制引導煤電等傳統電源機組開展靈活性改造。過去幾年，傳統電源靈活運行的激勵機制主要集中于電力輔助服務市場，在促進新能源消納方面起到了積極作用。但隨著新能源在電力系統占比的不斷提高，也逐漸暴露出費用分攤責權不對等、零和博弈狀態下分攤規模過于龐大等問題。

　　為了破解這一難題，“十四五”期間輔助服務市場建設應著眼于以下兩個方面開展完善工作：一是建立與責權對等相協調的輔助服務費用分攤機制，避免由于責權不對等出現的“搭便車”效應，促進輔助服務費用在不同主體間的公平分攤;二是拓寬輔助服務費用來源，原有輔助服務費用在發電側分攤過渡性質的制度安排不宜作為常態化機制。近年來快速攀升的輔助服務分攤費用，甚至在部分區域出現了輔助服務費用入不敷出的情況。

　　為此，需要在借鑒國外輔助服務費用分攤機制的基礎上，結合我國經濟發展的實際需要，拓寬輔助服務費用來源的方式及渠道。

　　(二)依托產業政策促進煤電轉型發展

　　“十四五”期間，研究制定并具體落實必要的產業政策是充分發揮煤電“四個平臺”功能作用，促進煤電轉型發展的重要保障。

　　一是積極落實采暖背壓機組鼓勵政策。在電力負荷缺口較小的城鎮，建設容量適宜的背壓機組滿足居民清潔取暖需求是更為經濟的選擇，但采暖背壓機組僅在冬季采暖期運行，經濟效益較差。為充分發揮背壓機組的節能環保優勢，提高企業供熱積極性，應在用地、稅收等方面給予優惠，采取電價、熱價等補貼方式對采暖背壓機組給予適當的支持。

　　在電力現貨市場試點地區，應采取采暖背壓機組暫不參與市場競爭，所發電量全額優先上網并按政府定價結算。有條件的地區可考慮試行兩部制上網電價，通過容量電價反映采暖背壓機組平均投資成本，補償非采暖期停發造成的損失。探索建立市場化煤熱聯動機制，理順供熱價格機制，疏導供熱成本。

　　二是給予燃煤耦合生物質發電支持政策。燃煤耦合生物質發電利用存量的大容量、高參數燃煤發電設備，相比新建直燃電廠，可節省約30%～50%的初投資，且發電效率更高，相同燃料消耗量下發電量可提升約10%～30%，可實現兜底消納農林殘余廢棄物，破解秸稈焚燒污染等社會治理難題。

　　現階段，我國燃煤耦合生物質發電的發展約束在于耦合的生物質能電量沒有合理的上網補貼，應通過合理的電價補貼，充分發揮生物質能在我國能源轉型中的積極作用，對于普遍關注的生物質能電量計量真實性問題，可以通過成熟的計量技術手段加以解決。

　　(作者供職于電力規劃設計總院)