最近，在全球能源危機與衰退風險的倒逼下，歐洲多國將重啟“燃煤時代”。煤炭的短暫回歸或許只是全球碳中和大勢下的一個插曲，但這足以顯示，無論是國內還是國外，在邁向碳中和的長期過程中，傳統能源快速退出不可行。立足于我國以煤為主的基本國情，在構建新型電力系統和現代能源體系的進程中，仍然需要傳統能源承擔支撐大局的歷史重任。

在做好“煤炭清潔高效利用”的轉型大文章中，“三改聯動”是其中的重要篇章。今年1月，中共中央總書記習近平主持第三十六次集體學習時指出大力推動煤電節能降碳改造、靈活性改造、供熱改造“三改聯動”；2022年《政府工作報告》再次強調推動煤電改造。對于煤電行業而言，機組升級改造并不是一項新任務，但在“雙碳”目標和能源保供的背景下，煤電改造已從企業視角下的轉型自救，邁向全國戰略層面的謀篇布局，以滿足“十四五”乃至更長時期內能源電力系統對于煤電機組節能降碳、承擔供熱和消納新能源的系統性需求，促使煤電融入碳中和總體戰略、提升我國整體能源安全和低碳發展水平。

在今年4月召開的全國煤電“三改聯動”典型案例和技術推介會上，國家能源局副局長余兵表示：“煤電升級改造既要算經濟賬，還要算社會賬。”從社會和系統層面來看，“三改聯動”保供應、促轉型的效益顯著，但實現“三改聯動”的目標和要求，需要每一個實實在在的市場主體基于經濟性的考量來推動。如果改造已經成為煤電企業不得不面對的必選項，那么如何改，這筆經濟賬才能算得過去，是決定改造能否順利推進的關鍵問題。

（來源：中國電力企業管理 作者：鄧卓昆 翁爽）

“三改”如何“聯動”？

節能降碳改造、供熱改造和靈活性改造三者之間，既有可協同之處，也存在對立之處，如機組供熱對于調峰深度會產生限制，機組深度調峰運行時的平均度電耗煤量會增加。對于同一家企業和同一臺機組而言，“三改”應如何“聯動”？

上海發電成套設計研究院有限責任公司火電中心副主任兼總工陶麗表示，“三改聯動”的核心在于尋求改造的綜合效益最大化或者經濟性的最優平衡點。無論是節能、供熱還是靈活性改造，往往是以其中一項作為主線，兼顧另外兩項。

在北方，煤電機組通常“身兼數職”：既要在電力保供中發揮基礎保障性作用，又要在調峰矛盾突出時作為調節性電源為系統穩定運行服務，還要承擔為居民供暖或工業供熱的職責。華能大慶熱電有限責任公司在國家提出《全國煤電機組改造升級實施方案》之前便已開展供熱改造和靈活性改造。“主動選擇改造，最主要的原因在于近年來傳統發電企業的經營壓力大，機組利用小時下降。如果我們不改造，一方面機組調峰能力有限，另一方面供熱能力也會隨著機組負荷的下降而下降，供熱保障不了，發電的基礎電量也無法保證，經營效益大幅下降，因此，改造成為電廠發展的必然選擇。”華能大慶熱電有限責任公司副總經理劉仁龍道出了電廠經營的嚴峻形勢和改造的初衷。

劉仁龍說，節能改造協同供熱改造可有效提升機組能效，切實降低總體煤耗。“據了解，30萬千瓦機組的煤耗大部分都達不到國家提出的300克標煤/千瓦時的要求，我們的機組協同供熱改造，在供熱期供電煤耗能夠穩定在185克標煤/千瓦時左右，如果不是依靠大量的供熱，單純依靠技術改造是不可能實現這個水平的。”劉仁龍說。

記者在采訪中了解到，節能改造項目的論證與調研十分重要，其中最大的風險點在于改造方案的最佳節能工況點與實際運行情況不相符合。“比如采取的節能技術是基于70%的負荷效果最佳，但實際隨著新能源的發展和調峰需求的加大，如果電廠平均運行負荷只有40%，那么節能效果偏差很大，成本回收的難度也會加大。”華能井岡山電廠副廠長朱鵬告訴記者。

隨著煤電參與調峰的頻次與深度不斷增加，如今，一些機組長期低負荷運行，中低負荷甚至超低負荷運行成為煤電機組的“新常態”，運行經濟性大幅度下降，業主在開展改造時關注到的邊界條件已經發生變化，為適應當前機組的運行模式，最大限度降低各項損耗，行業普遍關注低負荷節能。

“未來煤電機組參與深度調峰勢在必行，尤其供熱機組既要滿足電網調度要求，也要滿足熱用戶需求，矛盾更為突出。要在兼顧調峰和供熱的前提下實現供熱熱電解耦協同靈活性運行及全負荷段節能，這其中的關鍵是熱電解耦。這就要求機組進行供熱改造的同時兼顧靈活性和寬負荷段運行節能。”陶麗說，“一方面，要求機組最佳經濟的運行負荷從原設計的高負荷逐步趨向于中低負荷，另一方面，需要從熱力系統、輔機用電等全方位的角度來考慮節能效果，從業主的角度來說，追求的是全年節能，就需要重新確定經濟負荷點。”

無論是節能、靈活性還是供熱改造，選擇改造方案的核心都要遵循區域電力或者熱力市場的發展規律和需求，確定改造的方向、重點和深度。根據熱用戶需求和電網要求，遵照“適度超前、一廠一策、一機一策”的原則制定改造方案。“電廠主輔系統‘牽一發動全身’，任何一個邊界運行條件的改變都會有深遠的影響，一定要選擇適合本廠生產實際、自身設備特性并符合當地市場需求的改造方案，只有在項目選擇上優中選優、實施過程中管控到位，才能最大限度地保障項目經濟性。”朱鵬說。

改造深水區邊際效應縮小

降低煤耗是電廠發展的剛性約束。業內人士告訴記者，當下煤電通過單純的節能改造項目降低煤耗的邊際效應已經微乎其微。“節能改造項目初期投資動輒上億元才能降低幾克甚至零點幾克的煤耗，節能效果、盈利空間需要經過反復論證，企業在開展節能改造方面已經相當謹慎。”業內人士表示。

記者在采訪中了解到，煤電容易改、見效快的節能項目絕大部分都已經完成，剩下的都是投資金額極高、實施難度也較大的項目。例如高溫亞臨界機組綜合升級改造，將鍋爐蒸汽溫度參數從541攝氏度提高到569攝氏度甚至600攝氏度等級，一臺60萬千瓦的機組改造費用將近4~6億元。以目前煤電連年虧損、發電量預期下行、煤價高企的現狀，其投資回報率很難通過集團的立項審批。

此外，由于我國節能政策和指標更新較快，機組的改造往往跟不上指標要求的變化。節能改造項目的可研論證、改造實施、調試運行、成果驗收周期較長，往往剛投入巨資完成一輪改造沒多久，部分指標已不符合最新的節能政策要求，從而陷入重復投資、項目虧損的尷尬境地。

“單純節能改造投資比較大，收益效果往往不佳，需要結合供熱及靈活性改造聯動實施，節能改造為主線，挖掘供熱潛力和深度調峰能力，實現節能降耗提升盈利能力，把供熱和輔助服務收益加進來算總賬，才有可能算得過賬，這種方式也符合煤電機組未來發展需求。”陶麗說。

開拓工業用戶是一塊利潤極高的業務。記者在采訪中了解到，在經濟發達地區，即便是在當前的煤價下，工業供汽的盈利仍然是可觀的。“一方面，工業園區有日益增長的用汽需求，另一方面，供熱區域內的低效、高排放的分散燃煤小鍋爐也需要逐漸被替代，未來無論是北方還是南方，煤電機組供熱改造都會是一個大方向。此外，工業供汽是純市場行為，在經濟較為發達的地區，企業對于熱價的承受力較高，煤電運行成本的上升可部分傳導。”陶麗說。

但對于北方民生供熱機組而言，承受當前的煤價壓力巨大。“就現在的煤價而言，無論是發電還是供熱，都很難有利潤。但我們作為保供單位必須保民生。去年，富發電廠向齊齊哈爾市中心供熱項目正式開工，建成后將負責齊市2400萬平方米的供熱面積。”華電能源股份有限公司富拉爾基發電廠廠長劉偉說，“這一供熱改造項目總投資22.8億元，可研階段按照約490元的標煤單價、42.84元的躉售熱價進行測算，預計10年能收回投資成本，但如今煤價已經翻番，如果熱價不上調，我們就會面臨虧損。”

記者了解到，北方民生供熱價格多年不漲，對于承擔居民供熱的發電企業而言，即便煤價飆升也需要保民生。劉偉說：“我們正在積極與政府價格部門溝通這一問題，爭取煤熱聯動機制的落實，但民生熱價調整需由政府召開價格聽證會，調整的難度較大。”

靈活性改造需打破零和機制

《實施方案》要求“存量煤電機組靈活性改造應改盡改”，“十四五”期間我國火電靈活性改造目標為2億千瓦。

陶麗認為，煤電機組深度調峰靈活性運行是國家能源行業發展的大趨勢，“應改”二字最能體現地區和電廠需求的差異性。電力輔助服務市場需求、可再生能源消納需求以及熱電解耦需求決定著靈活性“應改”的邊界和范疇。“‘三北’地區新能源消納壓力大，棄風棄光嚴重，該區域內的火電機組，我認為都屬于‘應改’的范疇。對于南方地區部分機組，具有深度調峰需求或工業供汽和深度調峰運行矛盾突出的這類機組也屬于靈活性‘應改’的范疇。”陶麗說。

但靈活性改造并不具備強制性，而是電廠基于市場激勵來自發開展，這就意味著需要配套完善的市場激勵機制。但目前由于各地區電力供需、電價情況均有不同，多地尚未建立起相應激勵機制或者激勵水平較低。

以最早開展這項工作的東北地區為例，其成本分攤的對象主要是新能源企業和不具備深度調峰能力的火電企業補貼給參與深度調峰的機組。劉仁龍表示：“自2018年以來，火電機組如果不參與深度調峰，就要補貼給參與深度調峰的機組。2018年前四個月，我廠因為沒參與深度調峰，支付了大約500萬元的調峰補貼，2019年以后，1號機組完成靈活性改造，冬季調峰收入增加了約2800萬元；2020年2號機組也完成了改造，2020年調峰收入又同比增加1152萬元，兩年時間通過靈活性改造僅深度調峰收入就增加了6752萬元。東北地區最早完成靈活性改造的某電廠每年調峰收入達到2~3億元之間。”

但隨著煤電機組靈活性提升工作的深入開展，未來調峰市場存在調峰資源過剩、補償價格降低的可能性，同時新能源快速發展帶來的消納空間需求，也會對煤電靈活性提升規模產生顯著影響。

“從去年12月開始這一趨勢已經很明顯了，目前在黑龍江，各個電廠都逐漸完成了靈活性改造，市場基本飽和，企業間的調峰競爭愈發激烈。有些電廠的調峰收入降至原來的60%左右。”劉仁龍說。

對于發電企業而言，參與深調是一場“零和游戲”。調峰市場普遍存在輔助服務補償力度小、補償機制不合理的問題，目前輔助服務費用無法傳導至用戶，資金來源有限，機組調峰的成本分攤機制亟需實現突破。

“按照目前的政策和改造成本，我們60萬千瓦和30萬千瓦機組實施靈活性改造收回成本需要較長時間。”朱鵬對本刊記者說。

“火電靈活性改造技術上是成熟可行的，企業是否愿意推進主要取決于是否有合適的盈利點及可持續的收益。建議國家能源主管部門進一步健全完善深度調峰市場補償機制，根據不同地區電力系統特點進行差異化設計，不僅要讓電廠在合理時間內收回改造投資，更應讓改造成為其重要的利潤增長點。”陶麗表示。

目前，靈活性改造的收益過度依賴輔助服務市場，收益模式單一，靈活性改造的激勵機制需多元化。今年4月，內蒙古自治區能源局下發《關于實施火電靈活性改造促進新能源消納工作的通知》指出，開展火電靈活性改造后新增的新能源消納規模，按照不低于改造后增加的調峰空間50%的比例配置給開展靈活性改造的企業。這一政策給企業開展火電靈活性改造注入了動力。內蒙古大板發電有限責任公司總經理楊占海表示：“按照這一政策，我廠2臺機組都完成靈活性改造之后，全額可以配置新能源項目達到50萬千瓦，如果這個指標落實到位，對于傳統企業轉型發展非常有益。”

“內蒙古目前將靈活性與新能源建設進行捆綁掛鉤，這一做法值得推廣，將各地新能源規模總量與煤電靈活性提升規模掛鉤，實現總量控制，結合當地電力供需形勢、電源結構、清潔能源發展規劃、供熱負荷等因素科學預測本地區調峰需求，將煤電靈活性提升規模納入區域發展規劃，分解落實。”陶麗建議。

燃料靈活性改造促火電低碳轉型

煤炭成本占煤電企業生產成本的七成以上，是影響企業盈虧的核心因素。在當前火電大面積虧損的情況下，降低燃料成本帶來的經濟效益是立竿見影的，燃料靈活性改造成為機組靈活性改造的重點之一，在項目經濟性上的表現也可圈可點。

摻燒經濟煤種、煤泥、污泥、農林廢棄物、垃圾等是燃料靈活性項目的主要方向。由于使用的燃料偏離設計煤種，電廠鍋爐受熱面結焦、腐蝕、四管泄漏、出力受限等問題需要煤電企業采取技術改造、運行優化、加強運行檢修力度等辦法來解決。

近年來，煤電企業通過開展經濟煤種、生活污泥等摻燒工作，以燃料的多元化降低燃料成本，深度融入城市生活業態。比如污泥摻燒項目，脫水后的污泥本身有一定的熱值，同時還契合了城市生態文明建設的政策。據了解，上海周邊污泥處理費用大約為250~350元/噸，國家電投上海電力漕涇電廠自2018年開展污泥摻燒工作，通過用好當地政策，摻燒污泥半年凈利潤達4300多萬元。

此外，燃煤電廠生物質耦合發電也是未來火電低碳發展的方向之一。陶麗表示，實現燃料的多元化取決于改造的設備和技術方向，比如改燒或大比例摻燒生物質，上料系統、輸料系統、制粉系統乃至燃燒器都需要進行相應的改造，投資較高，在項目前期需嚴格測算成本并做好政策研判。此外，生物質發電還存在補貼拖欠、支持政策不到位等問題，目前，煤電生物質耦合發電還停留在技術示范試點階段。“生物質替代煤炭既降低了燃煤機組碳排放又解決了農林廢棄物環境污染問題，還可以通過碳市場交易獲得額外收入，是火電機組低碳轉型的路徑之一。不過目前碳交易價格較低，假如未來碳價進一步上漲，將對其經濟性有所改善，未來發展空間可期。”陶麗表示。