编者按：省能源行业协会定于10月20日（周五）在靖江举办第二期煤电节能减排技术交流研讨会，就煤电“三改联动”进展、问题与挑战、相关政策的优化建议等议题与会员单位进行深入讨论。国信靖江发电有限公司、大唐吕四港发电有限公司等单位介绍煤电“三改联动”优秀经验。

各地煤电“三改联动”进展与未来展望

一、煤电“三改联动”成果显著

2022年，全球可再生能源延续高增长态势，全球光伏新增容量达到240GW，风电新增装机77.6GW，风光发电量约占全球总发电量的12.85%，其中风光发电量的增长满足了全球电力需求增长的80%。值得注意的是，全球超过40%的风光发电增长量来自中国。

大量可再生能源的接入使得其波动性、随机性对电网安全稳定运行的影响逐渐增大，电网对于灵活性调峰电源的需求也有所增加。从国外经验来看，由于气电启停迅速，大部分国家选择通过增加气电装机容量来满足当前对灵活性电源的需求。数据显示，欧盟风电和光伏发电量约占总发电量的25.22%，气电发电量占比约为18.9%；全球风光发电约占12.85%，而气电发电量占比达22.9%。2022年，中国风光装机容量超过7.57亿千瓦，发电量占比达到13.5%，弃风弃光率仅为3%和2%，气电发电量只占3.19%。这一数据的背后是煤电“三改联动”的快速推进。受限于天然气气源不足、抽水蓄能选址有限且建设周期长，我国目前更多依靠煤电的灵活性改造来实现深度调峰。

2021年，国家发改委和能源局联合发布《全国煤电机组改造升级实施方案》，“十四五”期间煤电节能降碳改造规模不低于3.5亿千瓦、供热改造规模力争达到5000万千瓦、灵活性改造完成2亿千瓦。2022年发布的《“十四五”现代能源体系规划》提出，为实现能源系统效率的大幅提高，灵活调节电源占比在2025年达到24%左右。截至2022年底，我国已完成煤电灵活性改造规模超2.5亿千瓦，有效提高电力系统灵活调节能力，为可再生能源发展提供支持。

当前，各省“三改联动”的进展各不相同。山西省煤电“三改联动”任务较为繁重，该省从2019年开始启动煤电机组灵活性改造，2022年开始推进“三改联动”，第一批确定36家企业的95台机组作为2022-2023年的改造项目。目前改造工作正在有序推进，截至今年4月底，已有21个企业的55台机组完成“三改联动”。

湖南省“三改联动”进展更为迅速。湖南省2022年“三改联动”年度目标为节能降碳改造569万千瓦、灵活性改造554万千瓦、供热改造665万千瓦，该省当年实际改造装机容量分别为年度目标132%、112%和118%，全部超额完成目标。就“十四五”期间的“三改联动”目标而言，湖南省发改委于2021年底出台的《湖南省“十四五”煤电机组改造升级实施方案》提出的目标为节能降碳改造1342万千瓦、灵活性改造955万千瓦、供热改造956万千瓦，分别占2020年前投产在运的1945万千瓦煤电机组的69%、49%和49% 。预计到2024 年底湖南省将全面超额完成“十四五”改造目标任务，其中供热改造目标将在今年底完成。

东北地区的“三改联动”主要通过安装电锅炉和切缸来实现。周景宏提到，在电锅炉方面，目前吉林电锅炉装机容量约占总装机容量的8%，黑龙江约占4%，辽宁约9%。在切缸改造方面，吉林和黑龙江的机组改造较多。

二、算好经济账 发挥市场激励作用

经济性是煤电“三改联动”过程中最重要的影响因素之一。一方面，“三改联动”在前期改造和后续设备运维过程中都需要大量资金投入，另一方面，我国供热、电力等市场尚不成熟，“三改联动”缺少有效的回报机制。加之近年来煤电行业亏损严重，企业投资能力不足，进而影响企业参与“三改联动”的积极性。

在供热改造方面，山西省煤电机组供热的单位成本为每吉焦（GJ）35-47元，但省内大部分地区的热价仅为每吉焦18元-22元，个别地区为27.5元，供热成本远高于市场收益，企业扩大供热反而带来更大的亏损，因此缺少供热积极性。企业目前进行供热改造的主要驱动力在于提高供热水平有助于提高煤电机组整体能效，进而实现节能降耗。在灵活性改造方面，具备深度调峰能力的机组可以在现货市场中获得小额回报，但收益和投资的不匹配，难以激发企业参与改造的热情。

山西省推进“三改联动”的制约因素较多，该省煤电机组承担着支持新能源消纳工作，也承担着山西用电调峰和外送电调峰的责任。作为电力外送大省，山西对外送电方式包括点对网外送和网对网外送，对前者而言，山西煤电机组通过“三改联动”提升的调峰调频能力被主要用于受端电网，本地电网难以收益；对后者而言，送电量需按照合同曲线进行，但送电价格中没有包括调峰的成本。这些因素也是当前山西“三改联动”必须关注的问题。

推进“三改联动”需要建立起相应的市场机制或补贴制度，通过经济手段激发企业参与自主性。作为国内较早试点辅助服务市场的地区，东北地区在市场运行初期曾出现了包括市场准入更关注技术形式而非实际调节能力、忽视需求侧参与需求和能力等在内的诸多问题。随着市场运行规则的不断改进，这些问题也在解决之中。

此外，碳减排支持工具和煤炭清洁高效利用专项再贷款政策也是推进“三改联动”的措施之一。这些措施将支持煤电企业的发展，提高其投资能力，为其参与改造提供支持。

三、煤电“三改联动”需要综合评估和调研

煤电机组“三改联动”后的损耗以及由此带来的电网安全稳定运行风险需要引起更多重视。胡兆光直言，面对风电光伏发电量占比的持续快速增长，煤电的技术特点决定了主要依靠煤电进行大规模深度调峰是不可持续的。

“三改联动”的部分改造是通过挖掘机组潜力或利用设备裕度来实现的，这使得煤电机组经常处于疲劳状态运行，机组故障率上升、可靠性降低，影响机组寿命。同时，如果大部分发挥支撑性作用的电源都处于疲劳状态，电网系统也将面临巨大安全风险。

对此，专家建议，煤电机组改造需要综合评估，而非单纯追求深度调峰，由于大部分煤电机组在30% 额定负荷以下运行时其能耗和设备损耗会急剧增加，因此在考虑深度调峰能力时也要兼顾健康指标，制定合理的改造方案。在此基础上，考虑到同一地区不同机组在制定改造方案时的雷同性，对某一区域内的煤电机组改造也要进行综合统筹规划，以实现区域内机组扩大供热能力、调峰能力、节能效果的平衡和优化。周景宏补充到，在“三改联动”过程中，相关部门需要发挥监管作用，确保机组“三改联动”的合理性和科学性，防止企业为获得调峰收益而降低机组有效容量等情况的再次发生。

市场机制的完善同样需要深入调研和综合评估，专家建议各地通过调研摸清本地电力需求、电源结构以及电网调峰过程中可能会遇到的问题，进而合理评估辅助服务市场规模，帮助企业从市场中获得更大收益。

在科学推进煤电“三改联动”的同时，专家认为，中国也需要探索抽水蓄能、需求侧响应，以及智数技术在新型电力系统中的创新应用等路径，以便更好地解决可再生能源波动性给电网带来的影响。

摘编自《新形势下中国电力转型与发展》系列

审核：袁军

编辑：李想  黄蓉