“双碳”背景下，煤电定位转型提上日程，另一方面，如何利用好现有的煤电，也成为热议话题。国家政策已明确，淘汰关停的煤电机组“关而不拆”，原则上全部创造条件转为应急备用和调峰电源。同时，煤电延寿也在各省市政策中屡屡提及。

根据公开消息整理了近几年获准“延寿”的火电机组，这些机组大多经过了脱硫、脱销等几轮改造，运行状况良好。华能、华电、国家电投、国家能源集团、大唐集团旗下，均有火电机组延寿。

机组延寿有条件有需求

据了解，我国煤电机组大多集中在2000年后建成投运。按照煤电机组30年设计寿命计算，华北电力大学教授袁家海告诉中国能源报记者，中国煤电机组运行过程中基本每五年会进行一次技术改造。“机组在技改中进行了升级，所以很多服役满30年的机组，实际上仍然具备良好的可靠性水平。”

“电力系统也需要煤电机组延寿。近年来，全国范围内发生的限电事件表明，我国电力系统的可靠容量和有效装机十分缺乏，而机组延寿可以为其提供可靠性。”袁家海进一步指出。

一组公开数据显示，发达国家50%的煤电机组平均服役年限在40年左右，有的服役年限甚至超过60年，而我国在役煤电机组平均服役年限仅为12年，运行超过30年的机组占比不足1.1%。

一位火电行业研究人士分析称，目前国内有相当一部分煤电存量资产已接近20-30年的服役期限。“当服役期限到期后，若不进行延寿并延长相关的发电许可证，这部分煤电资产的处置就成了问题。”

“到2030年，我国约有10%的煤电机组达到设计寿命，若这些机组全部关停，会造成存量资源的大量浪费，也无法充分挖掘机组的价值潜力。若要继续延寿运行，怎么延、延多久、企业是否有积极性？都是问题。”该人士说。

中电联2021年发布的《煤电机组灵活性运行与延寿运行研究》报告指出，从社会效益方面看，若将煤电机组设计寿命延长10年，近10年内，我国满足延寿条件的机组规模约3300万千瓦，可节省新建煤电项目增加的全社会投资1100亿元。

顶层设计亟待补位

业内人士一致认为，我国煤电延寿机组的确缺失顶层设计。

据记者了解，国家能源局2015年发布的《亚临界煤电机组改造、延寿与退役暂行规定》曾明确规定，运行期满30年或20万小时的亚临界煤电机组，经延寿改造、安全评估后，30万、60万千瓦级机组一般可延长10—15年服役期限。但是，国家能源局综合司2022年11月发布的《关于公开征求拟废止部分规范性文件意见的通知》又明确，拟废止上述《规定》。

“目前新标准尚未出台，大型发电集团都有一些运行近30年的老机组，这些机组存在材料老化、安全隐患多等问题。”清华大学能源与动力工程系研究员黄中举例，如亚临界锅炉汽包焊缝存在的超标缺陷、汽轮机大轴和键槽部位存在的裂纹类缺陷、高温集箱接管座部位存在的蠕变疲劳类裂纹缺陷、高压汽缸的表面裂纹、内部铸造缺陷等。

“随着时间推移，老机组数量逐年增加。为保障这类机组安全运行，最大限度发挥其潜力，评估、延寿改造就成了一项迫切任务，需要制订全面、系统、规范化和整体定量化的评估方法和延寿准则。”黄中建议。

另外，作为应急备用的延寿机组也亟需成本疏导机制。“由于这类机组不参与电力市场和电力系统的电量平衡，可能需要电网给予容量电价补贴。”上述火电行业研究人士说，“状态较好的机组应尽量定位成正常发电机组，以保证延寿的经济性，这样企业才会更有运营动力。”

煤电新能源一体化发展在技术、商业模式上完全可行

2022年欧洲爆发的能源危机以及欧洲国家重启煤电再次昭示，能源转型必须建立在供应安全的基础上，主体能源的替代不能破坏能源系统自身的安全稳定运行。当前，我国正以超前速度发展新能源发电，来自国际能源署的预测表明，2022~2027年，我国将占全球可再生能源新增装机容量的近一半。然而，从多维角度来看，煤电对于确保我国能源系统的安全稳定发挥着新能源发电难以替代的作用。在当前电力市场化改革的背景下，借助市场化机制，煤电和新能源可以实现一体化发展。为此，笔者提出如下建议。

第一，从技术角度来看，燃煤发电和新能源发电可以相辅相成，必须抛弃“只有淘汰燃煤机组才能为新能源发电争取发展空间”的急功近利思维，要发挥市场机制作用，促进两者协同发展。目前，中国的煤电机组普遍服役年限较短，远未达到退役年龄，提前退役将产生巨额搁浅资产，易引发利益冲突和金融风险。因此，可以鼓励新能源企业以投资和节能改造效果分成等商业模式参与煤电机组改造升级，也可以借助发电权交易实现新能源机组与煤电机组之间的上网电量替代；同时，还可以鼓励实行机组改造的煤电企业参与新能源项目开发，优先配置新能源建设指标。

第二，从商业模式来看，燃煤发电和新能源发电可以各取所需，必须抛弃“非此即彼”的发展思维，全国各省份应因地制宜，设计适合本地区的能源转型路径。对于内蒙古、山西等煤炭以及煤电大省，同时又具备良好的新能源资源，应将新能源发电与煤电转型相结合，从煤炭基地转为清洁电力生产基地，统一送出，统一调度，提高送出通道利用率，提升新能源消纳能力。对于浙江、江苏、广东等负荷大省，应充分发挥煤电机组距电力负荷更近、技术先进、运行年限短的优势，建立以可再生能源为主，以煤电结合CCUS、核能为辅的多种技术组合的电力供应体系。

第三，从成本收益来看，燃煤发电和新能源发电可以互利共赢，必须抛弃“你死我活”的竞争思维，尝试在项目开发、投资、建设、运营等不同环节开展相互合作，实现互利共赢。燃煤发电企业通常资金实力比较雄厚，现金流比较稳定，而新能源发电企业通常收益比较稳定，毛利率比较高。因此，燃煤发电企业可以为新能源发展提供充足资本金，有助于解决新能源发电融资难的问题；新能源电量作为绿色电力，可以享受环境溢价，同时设备利用小时数能够得到保障，利润率高，有助于改善当前燃煤发电企业盈利状况。

文章来源： 中国能源报，中国电力企业管理，北极星电力网