能源转型是实现碳达峰、碳中和目标的关键任务。在转型过程中，煤电发展形势和定位发生了重大转变。

中国是煤炭消费大国，其中燃煤电厂消耗了近50%的燃煤，排放约占全国40%的二氧化碳。我国的煤电行业的减污降碳，不仅影响着双碳目标的实现，也对于全球气候变化有重要作用。

01煤电转型升级，必须先破后立

“3060”双碳目标的提出，全国碳市场的上线交易，煤电行业都被寄予厚望，但是无论是“煤”或“电”都与整个能源结构和经济民生关系紧密——

煤炭，是中国经济发展的主动力。近年来，我国煤耗反弹，2021年消费量达到量29.3亿吨标准煤，位居世界首位。

电力，更是关乎民生大计。我国电力需求高速增长，2021年全社会用电量高达8.14万亿千瓦时，同比增长10.7%。而我国有超过60%的发电量来源于煤电。

“中国煤电的装机容量高、发电量大，但是依照电力发展规划就可以代替煤电。我们先得破除畏难心理，认识到煤电必须要退出，并继续努力”，北京大学能源研究院特聘研究员杨富强认为，煤电转型升级，必须先破后立。

近年来，政府出台了一系列节能减排的政策、规划和工作方案，颇有成效。据国家能源局介绍，我国已成为全球最大的清洁煤电供应体系，排放的大气污染物快速下降，占比低于社会总量的10%。

根据中电联发布的《中国电力行业年度发展报告2022》，电力行业碳排放总体在减少。随着技术的提升，相比2005年，单位发电量二氧化碳排放下降了35%。

全国碳市场第一个履约周期共纳入发电行业重点排放单位2162家。据中电联报告显示，按履约量计，履约完成率99.5%，其中，央企履约率100%。

作为推动减排的一种市场化措施，全国碳市场对发电行业的能源结构调整、优化资源配置都起到了重要作用。因此，相关政府部门也需要推进本地发电企业的履约，企业也应完成核定的履约义务。

02煤电的发展空间与新定位

在“双碳”目标引导下，煤电将在近中期有一个科学合理控制装机容量和发电量的过程，大致分为“十四五”增容控量、“十五五”控容减量，以及中长期降碳减碳三个阶段。

煤电增容控量阶段。“十四五”期间煤电在满足基础负荷的同时为系统安全稳定运行提供灵活性支撑，煤电装机容量仍需有一定的增长。预计2025年煤电装机13.3亿千瓦，煤电灵活性改造规模1.3亿千瓦以上，发电量峰值为5.5万亿千瓦时。

煤电控容减量阶段。“十五五”期间煤电进入装机峰值的平台期，发电量、耗煤量稳步下降，更多承担系统调节、高峰电力平衡的功能。预计2030年煤电装机14亿千瓦，发电量峰值5.8万亿千瓦时，实现煤电碳达峰、能源电力碳达峰目标。

煤电降碳减碳阶段。2030年后煤电发电平均利用小时数继续降低，煤电将从电力电量并重的支撑性和调节性电源向顶峰、调峰、应急备用的调节型电源转型，煤电进入继续降低碳排放、减小碳排放阶段，从而实现碳中和目标。

煤电转型发展需要优化电价机制

基于我国国情和煤电机组情况，在落实碳达峰碳中和目标、构建新型电力系统的过程中，需要明确煤电的新定位。煤电仍需要承担电力安全稳定供应的兜底保障作用，需要承担经济的系统灵活调节的主体作用，应明确煤电将从主体电源转变为电力电量并重的支撑性和调节性电源，新型电力系统中煤电是主体支撑性电源和最重要的调节性电源。

煤电是电力系统主体支撑性电源

2021年全国统调最高用电负荷为11.92亿千瓦，考虑13%备用率，2021年顶峰需求容量估计为13.4亿千瓦，顶峰有效发电容量为15.1亿千瓦，容量裕度为1.7亿千瓦，仍出现部份省区有序用电及电力供需偏紧。

据估算，2025年全国统调最高用电负荷为14.4亿千瓦，考虑13%备用率，顶峰需求容量为16.3亿千瓦，能够供给的顶峰有效发电容量为17.6亿千瓦，2025年顶峰容量裕度下降至1.3亿千瓦，将进一步加大电力供需偏紧程度。

因此，需要在“十四五”期间新建一批清洁高效先进节能的支撑型、保障型的煤电机组，2025年煤电装机规模达12.5亿~13.3亿千瓦。

煤电是电力系统主体调节性电源

2021年全国发电容量23.8亿千瓦，灵活性调节电源占比18.5%，约4.4亿千瓦。预计2025年发电容量31.4亿~32.1亿千瓦，需要建设灵活性调节电源，灵活调节电源占比应达24%左右。

据估算，2030年最大用电负荷21.4亿千瓦，发电容量40.3亿千瓦，风光新能源16.2亿千瓦，测算顶峰有效发电容量21.4亿千瓦，煤电需提供顶峰出力12亿千瓦，煤电负荷率高达85.7%。

据估算，在2030年最小用电负荷15.6亿千瓦，在风光出力达峰的极端情况下，测算煤电需降低出力至2.6亿千瓦，煤电负荷率需低到18.9%，与安全保障要求差距巨大。

相较于其他调节型电源，煤电调峰具有明显的体量和成本优势，电力系统调节资源的保障要求煤电承担起调节型电源主力军作用。

03如何从黑色煤炭一步步走向绿色煤电

改造升级，进一步提高煤电净效率

大型煤电在我国电力生产中的基础支撑作用难以替代。据国家统计局数据，2022年末全国发电装机容量25.6亿千瓦，其中火电装机容量13.3亿千瓦。并网风电装机容量3.7亿千瓦，并网太阳能发电装机容量3.9亿千瓦。2022年，我国非化石能源发电装机占总装机容量的49.6%。煤电占总装机容量的43.8%。倪维斗表示，我国已建成的大容量超超临界参数和亚临界参数机组的总容量有8.91亿千瓦，这些机组及其配套设施、输配电系统的资产总量高达10万亿元，已成为火电的主力机组，通过引进、消化和创新，现在具有我国独创技术的超超临界参数和改造的亚临界参数煤电机组的供电效率和超低排放水平均处于世界领先地位。

倪维斗认为，如果以全新的生产、储能和不稳定的风光发电系统来代替上述煤电系统的电量生产能力，其投资和运行成本的高企可想而知。先进煤电具有基本清洁、高效、可靠的特征，应重视建设先进煤电及改造现有机组（低碳），发展煤与生物质燃料混烧（低碳），通过升级改造提升煤电净效率，耦合混烧生物质减少二氧化碳排放，采用CCUS最终实现煤电的净零排放。

亚临界机组改造，挖掘调峰潜力

在我国煤电中占据较大比重的亚临界机组是倪维斗十分关注的领域。他认为，若在我国现役3.5亿千瓦亚临界机组中全面推广大幅提效综合升级改造技术，按照供电煤耗降低30克/千瓦时保守计算，年利用小时数4500小时测算，年节约将超过4700万吨标准煤，减排二氧化碳超1.27亿吨，大气污染物排放也将大幅降低。

除了节能减排的直接效益，倪维斗也很看重亚临界机组改造的调峰潜力。他指出，若亚临界机组整体提升20%的深度调峰性能，则可以腾出7000万千瓦调峰容量，增加3.5亿千瓦风光类新能源的消纳能力，大幅提升风光类新能源和煤电的兼容性，保障电网安全。

在倪维斗看来，高温亚临界综合升级改造可应用在超临界机组，平均煤耗下降值大于30克/千瓦时，也可应用于13.5万千瓦以下的热电联供小机组，煤耗可降低60~100克/千瓦时。若能全面推广，可有效降低未来煤电机组的煤耗水平，同时有力支撑电网对风光新能源的消纳，创造巨大的减碳空间和经济效益。

耦合发展，推动煤电零碳化转型

据倪维斗介绍，生物质能作为火电燃料，总量巨大，目前国内生物质资源可转换为能源的潜力约为5亿吨标准煤。如加以发展，今后可超过10亿吨标准煤。

倪维斗提出了一系列关于建立基于生物质新型生态能源系统的建议，其中一条是“要通过技术创新，大力发展超级能源生物质燃料”，超级芦竹就是近年来关于超级能源生物质燃料的一项重大突破。大力发展和推动生物质燃料产业，大规模开发和推广利用广大的边际土地种植高产速生的能源植物如超级芦竹等，解决生物质燃料的大规模生产和可靠替代及可靠供应问题。他还提出，可以借鉴国外大型燃煤机组进行生物质耦合混烧直至100%生物质燃料替换技术。

“我国煤炭转型一定要建立在新能源可靠替代的基础上，也就是应先立后破，大力发展生物质发电取代煤电，最终实现煤电的零碳化转型，因此现有煤电升级改造（低碳）+生物质混烧（零碳）+碳捕集、利用和封存（负碳）的技术路径，就是我国煤电低碳转型之路。最终与风光一起，形成确保我国能源安全的低碳发电系统，从而确保我国在2060年前实现碳中和目标。另外，也需制定强有力地推动煤电耦合生物质发电的能源政策。”倪维斗如是说。

文章来源： 中国电力报，电联新媒，中国发展简报