煤电新篇章：深度调峰助力能源转型，煤电机组如何再攀高峰？

4月24日，《天津市推动大规模设备更新和消费品以旧换新实施方案》出炉，煤电机组灵活性改造被提及。通知指出，到2027年底，完成煤电机组灵活性改造200万千瓦。

4月22日，《宁夏回族自治区推动大规模设备更新和消费品以旧换新实施方案》发布，提出实施煤电机组灵活性、供热、节能降碳改造“三改联动”。

4月16日，黑龙江召开推动工业领域设备更新工作视频会议，相关负责人介绍，下一步将计划实施60万千瓦灵活性改造。

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《每日经济新闻》记者梳理发现，2016年国家能源局发布《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》，此后，煤电机组灵活性改造的步伐就没有停过。

日前，国家层面上，煤电机组灵活性改造再次发力。2月27日《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》（以下简称《指导意见》）发布，《指导意见》指出，深入开展煤电机组灵活性改造，到2027年存量煤电机组实现“应改尽改”。

灵活性改造改什么、怎么改？这个过程中又应该如何应对所面临的挑战？近日，《每日经济新闻》记者参加国务院国资委新闻中心主办的“走进新国企•向新而行 智造未来”活动，实地探访了位于海南省乐东黎族自治县的国家能源集团乐东电厂，试图在这里找到答案。

灵活性改造的“社会账”

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。

早在2016年，为加快能源技术创新，挖掘燃煤机组调峰潜力，提升我国火电运行灵活性，全面提高系统调峰和新能源消纳能力，国家能源局发出了《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》。

近年来，在“双碳”目标下，我国又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“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。

国家能源集团乐东电厂生产技术部主任厉克接受《每日经济新闻》记者采访时表示，现在清洁能源占比越来越高，未来绿电占比肯定也会越来越高，但是清洁能源发电能力受限这个问题一直没有解决，比如光伏设备、风力发电受光照及天气影响较大，不能快速响应电网调频调峰需求，这就需要火电机组在用电高峰期高负荷发电补足电力缺口，在低谷期利用火储联合调频提升节能减排的水平，有效缓解电网调频压力。

“从煤电来讲，未来会更注重调峰性能。在新能源发电高峰时，我们要给新能源让路，降低负荷，但同时也要考虑煤电经济性和设备安全性。因此，在满足新能源需求的同时，还要保障煤电生产安全。”厉克对记者解释。

灵活性改造的“经济账”

煤电灵活性改造的好处毋庸置疑，那么，对企业来说，考虑成本和收益的“经济账”又该怎么算？

记者了解到，灵活性改造成本主要来自改造投资以及灵活性运行带来的相应损失。改造投资自不用说，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、燃料成本也会相应增加。同时，低负荷运行意味着相应时段的煤电发电量下降，收益就会减少。除此之外，煤电机组长时间低负荷运行对设备的损耗也不能忽视。

乐东电厂运行部主任杨浩元对《每日经济新闻》记者表示，《指导意见》指出，在新能源占比较高、调峰能力不足的地区，在确保安全的前提下探索煤电机组深度调峰，最小发电出力达到30%额定负荷以下。单纯从技术角度看，煤电机组负荷率降到30%以下问题不大，但是煤电机组不能长时间低负荷运行，这会对设备造成较大影响。“深度调峰负荷率降到30%以下对锅炉的影响比较大，蒸汽流动不均匀会导致超温严重，设备容易变形。”

厉克表示，在海南，之前的调峰要求在35%左右，当负荷率降到30%以下时称之为深度调峰，这对机组来说是一个很大的挑战。在降低负荷过程中，机组设备的可靠性受到严峻挑战。因为在这个过程中，机组可能需要从干态转为湿态运行，会涉及一系列复杂的技术问题。

而发电机组在深度调峰时，整个运行系统低负荷运行的状态与其最佳参数设定有出入，这会降低锅炉的运行效率，增加煤耗。“之前我们测试的时候，负荷越低煤耗越高，如果从其最佳运行状态，也就是70%左右降到30%以下，单位煤耗会增加40克左右。”杨浩元说。

厉克表示，灵活性改造会使机组单位发电的煤耗增加，对设备的使用寿命也有不利影响。因此，从煤电运行成本角度看，机组负荷率降到30%以下确实是一个相对较高的标准。

尽管有些困难，但乐东电厂并没有停下脚步。记者注意到，在煤电机组灵活性改造方面，2018年乐东电厂完成机组深度调峰改造及近零排放改造工作，通过优化脱硝设备设施实现了全负荷脱硝的创举，优化机组协调控制方式，解决低负荷下机组调频、调峰性能，保证了机组具备深度调峰至20%的改造潜力且该状态下环保排放指标优于国际水平。

煤电机组改造后煤电发电量将会减少，在此情况下，企业积极性是否会受到影响？

厉克对记者表示，一方面，要从长远来看，要促进新能源加快发展和能源绿色低碳转型；另一方面，今年开始实施煤电容量电价机制，这也会给煤电企业带来一定的经济补偿。

记者关注到，《关于建立煤电容量电价机制的通知》提出，煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元。

国家发展改革委有关负责同志曾指出，在现行单一制电价体系下，煤电企业只有发电才能回收成本并获得回报。随着煤电转变经营发展模式，煤电机组越来越多时间“备而不用”，通过单一电量电价难以完全回收成本，近年来出现行业预期不稳等现象。此次建立容量电价机制采取了明确预期、逐步提高的方式，既释放清晰明确的信号，稳定煤电行业预期、为企业吃下“定心丸”，又有利于凝聚各方共识，确保机制平稳实施。

“现在最新的煤电机组灵活性改造具体措施还没有公布，有了具体指导后，我们也会积极推进改造工作，截至2024年4月底，我们乐东公司已完成了两台机组通流改造工作，在提升电力保供能力的同时提高煤电调峰能力，补充新能源因光照与气候原因导致的发电量短板。”厉克说。

煤电机组灵活性改造要和新能源“联起手来”

提升企业改造的积极性，关键在于提高经济效益。

2022年5月，《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》印发，提出“按照推动煤炭和新能源优化组合的要求，鼓励煤电企业与新能源企业开展实质性联营”。这对破解前述经济性难题、激发企业改造积极性提供了方向。

记者注意到，内蒙古已对提高火电企业灵活性改造积极性进行了有益探索。2022年出台的《内蒙古自治区火电灵活性改造消纳新能源实施细则（2022年版）》提出，自治区内发电集团统筹本区域内火电灵活性制造改造，整合新增调节空间，按照新增调节空间1:1确定新能源规模。配建的新能源要与相应的灵活性制造改造的燃煤电厂实现实质性联营。

与内蒙古类似，山西、贵州将煤电企业灵活性改造与配建新能源挂钩，在提升新能源并网规模的同时，有利于发挥出现有煤电调节优势，降低全系统调节能力建设的投入，实现清洁与调节的取长补短。同时，煤电企业自主建设新能源项目，以带动煤电灵活性改造，有望通过新能源盈利减轻企业灵活性改造的成本压力，激发煤电企业改造积极性，实现煤电与新能源的统筹发展。

乐东电厂走的就是“风光火储氢”一体化之路。

近年来，乐东电厂积极布局打造“风光火储氢”一体化能源格局，大力开发风光资源，有序实现清洁能源多能互补。杨浩元介绍，公司厂内光伏装机量达8.87兆瓦，厂外16项集中式、分布式光伏项目有序开发建设投运，预计2025年底光伏总装机量将超400兆瓦。“我们光伏利用小时数在1300小时左右，从全国范围来看这都是比较高的水平。”杨浩元向记者介绍。

此外，乐东电厂还主动谋划绿氢项目，探索解决风电消纳难题。当前，公司正在推进近海风电电解海水制氢科技项目，搭建电解海水制氢中试阶段关键技术研发平台，同步谋划推动近海风电电解水制氢、天然气发电机组掺氢混合燃烧项目，积极为海南能源绿色转型探索新发展路径。

不仅是国家能源集团乐东电厂自己在探索“风光火储氢”一体化，国家能源集团还多点发力，在博鳌建立光伏电站。

近日，国家能源局公布了全国首批能源绿色低碳转型典型案例，国家能源集团“海南博鳌东屿岛绿色智慧能源系统建设实践”案例成功入选，成为全国首批23个项目之一。

在走访过程中，国能（海南）新能源发展有限公司博鳌光伏电站站长闫亮向记者表示，在可再生能源利用方面，东屿岛外农光互补有机果蔬供应基地项目发电板块占地面积330亩，总装机容量约20兆瓦，每年能生产约2500万千瓦时绿电。

此外，岛内分布式光伏项目装机容量3.2MWp（峰值兆瓦），建设内容包括光伏建筑一体化、光伏车棚、光伏栏杆、光伏通廊、光伏地砖、光伏格栅、花朵风机和集团拥有自主知识产权的全钒液流电化学储能等形式多样的建筑分布式发电、储能和柔性负荷资源，是我国直流元素最为丰富、运行调控水平最高的落地示范项目之一。