行业专家建议：推进煤电机组延寿，加速煤电灵活性改造。
“未来一段时期内，煤电机组仍将继续发挥重要作用，但要适应新形势，新任务，新要求。建议合理控制煤电规模，优化煤电结构布局;加快煤电机组灵活性改造，提升系统调节能力;推进煤电机组延寿工作，防控煤电投资收益风险;深入开展对标工作，不断提升电力行业管理水平，努力开创电力工业高质量发展的新局面。”中电联专职副理事长兼秘书长于崇德在8月19~20日举行的“2020年燃煤电站生产运营管理第四十九届年会暨能效管理对标发布会”上如是说。
此次会议集中发布了2019年度30万千瓦、60万千瓦及100万千瓦级火电机组能效对标水平结果，并对决出的优胜机组进行表彰，充分展示了“十三五”以来煤电产业发展的丰硕成果。会上，行业专家在深度交流中碰撞出更加璀璨的火花：“十四五”煤电行业面临高质量发展需求，如何处理存量和增量、技术与经济等多重挑战?在严控煤电规模大背景下，如何对规模巨大的存量机组进行优化?在由主体性电源向基础性电源转变的当口，煤电应如何找准定位?这些宏大命题的答案在专家们的激烈探讨中愈渐清晰。
推进煤电机组延寿
存量煤电资产处置探索可行出路
“今年上半年，受新冠肺炎疫情影响，煤电机组利用小时同比降低133小时，严重影响煤电企业经营收入和经济效益。”于崇德在谈到煤电企业经营状况时透露，当前煤电企业正承受着较大的生产经营压力，主要发电集团煤电板块持续大面积亏损，资产负债率超过100%的煤电企业比上年同期又有所增加，部分企业濒临资金链断裂，有的企业甚至破产清算。
他认为，“十四五”电源发展规划中，应统筹协调常规能源与新能源的关系，煤电产业应坚持“控制增量、用好存量、优化布局”的原则。其中，“用好存量”即对寿命到期或即将到期的30万千瓦及以上煤电机组进行延寿评估，对安全可靠、经济环保达到要求的煤电机组可适度延寿10~15年，“这样既替代了新增规模，又节省了大量煤电投资，还降低了投资收益风险，成为存量火电资产处置的一条可行出路。”实际上，煤电机组延寿已有成功先例。今年初，国电长源电力旗下国电汉川第一发电有限公司1、2号机组(30万千瓦)经国家能源局华中监管局准予，两台机组可延续运行10年。另外，华能山东黄台发电厂现役的上世纪80、90年代投产的30万千瓦机组经过专业机构评估，报国家能源局山东监管办审核，也已取得延寿10年的许可。根据梳理，今年以来，已有约10台煤电机组获得超期服役延续运行批复，延寿时间在3~11年不等。“这些获批延寿的机组打‘加时赛’，既能起到‘止疼药’的作用，在一定程度上改善存量火电机组的财务状况，也能通过盘活现有资产，避免新建长周期、重资产煤电机组而带来的投资风险。”国务院发展研究中心资源与环境政策研究所能源政策研究室主任洪涛认为，在煤电由电量型电源转向电力型电源的背景下，让能效指标达标、健康状况良好、安全环保性能得到保证的机组实现延寿运行，是优化煤电资产结构的一个重要方向。
火电后超低排放时代开启
科技创新需求迫在眉睫
煤电机组延寿为优化煤电存量资产探索了一条新路，其背后潜藏着一个更宏大的命题——在目前严控煤电规模的背景下，如何做好煤电存量优化?
2019年火电机组能效水平对标贡献出许多有价值的数据。中电联电力评价咨询院副院长蔡义清在会上介绍：“从火电机组能效水平对标结果可以看出三点，一是煤电机构持续优化，单机60万千瓦以上煤电机组容量比重达到44.7%，比‘十二五’末提高了7.9个百分点。二是煤电能耗及污染物排放水平走在世界前列;三是燃煤机组可靠性总体维持在较高水平，非计划停运次数明显减少。”
“‘十四五’时期，火电环保工作将进入后超低排放时代。”国电环境保护研究院有限公司董事长朱法华总结称。近年来，电力行业积极贯彻落实国家各项节能减排政策要求，投入了大量资金进行多轮设备改造。截至2019年底，全国达到超低排放限值的煤电机组容量8.9亿千瓦，占全国煤电总装机容量的85%以上，煤电超低排放改造对大气环境改善做出巨大贡献。他表示，下一阶段煤电行业的环保治理重点，包括：推行多污染物协同控制，使具备条件的煤电机组全面实现超低排放，已实施改造的煤电机组确保运行稳定;加强无组织排放治理，加速推进“公转铁”，对料场进行全封闭，建设一批“花园式”火电厂;加强码头岸电设施的建设与运行，减少挥发性有机化合物与氮氧化物排放等。
“放眼‘十四五’，煤电行业面临的机遇前所未有，面临的风险和挑战也前所未有。”中国电力工程顾问集团华东电力设计研究院副总经理叶勇健表示，当前世界能源格局正深度调整，全球应对气候变化行动加速，国家间的技术竞争也日益激烈。大势所趋，煤电行业对科技创新和技术进步的渴求将异常迫切。叶勇健分析认为，“十四五”期间，煤电技术将向高效、清洁、灵活、低碳和智能方向发展，大容量高参数燃煤发电技术、灵活发电技术、二氧化碳捕集利用和封存技术、IGF发电技术、煤与可再生能源进行耦合发电技术、超临界二氧化碳发电技术将成为重点研究对象。其中，AUSC、燃煤超临界二氧化碳循环、多燃料耦合发电、灵活发电等技术路线，因具有高效、绿色、灵活、经济的特点，技术成熟度较高，有望在2030年前后成为煤电新建机组和现有机组改造升级的主流技术。
此外，随着人工智能和大数据技术兴起，智能电厂的重要性和紧迫性日益凸显，电厂数字化转型迫在眉睫。来自国家电投集团内蒙古公司的高世明结合实际情况分析称，传统火电厂开展精细化经济运行遭遇诸多难点，数字技术可为火电厂精细化管理提供“新引擎”。2019年，该公司以60万千瓦机组作为试点开发建设了“智运优系统”，将高级统计分析和大数据技术应用到火电运行管理中，实现了火电厂运行经验数字转型、存储、继承和应用，形成了可借鉴、可复制、可推广的火电运行精细化管理模式，取得了显著的经济效益与社会效益。
灵活性电源成稀缺资源
煤电灵活性改造需提速
“面对‘十四五’电力规划期，行业面对的不仅仅是经济新常态、能源结构转型，更有疫情导致的全球产业链回流和产业链结构重塑，这给电力行业实现高质量发展带来巨大的不确定性和挑战。”中电联行业发展与环境资源部副主任叶春在谈到疫情防控常态化下的电力发展新特征时如此感叹。他预测，电力在未来能源系统中的作用将更加突出，我国电力需求还具有较大的增长空间，这对电网系统灵活性提出了更高要求。
随着“四个革命、一个合作”能源安全新战略深入推进，我国电源结构加速清洁化、低碳化，煤电占电源容量比重逐步降低，新能源装机的占比不断增加，这对电网系统综合调节能力是一大挑战。“由此，灵活性电源将成为稀缺性资源。”叶春认为，目前我国灵活性调节电源比重偏低，按照2025年我国电力总装机达到28亿千瓦，其中风电、太阳能装机分别为3.8亿、4.0亿千瓦的规模，灵活性电源缺口非常大。
于崇德对此说法表示认同。他进一步解释道：“在目前各类储能技术经济性差，抽水蓄能、燃气机组等调节性电源容量不足的前提下，煤电通过灵活性改造，成为目前参与电力系统调峰、调频、调压的主力军。但由于缺乏有力的政策支持，煤电机组灵活性改造进度严重滞后。截至2019年底，全国完成煤电机组灵活性改造5775万千瓦，仅完成“十三五”规划目标的27%。”他建议，进一步完善辅助服务补偿政策，保障煤电灵活性改造项目取得合理收益，鼓励煤电企业积极参与灵活性改造。同时，因地制宜，有序安排30万级、60万级煤电机组灵活性改造项目，合理把握改造容量和节奏，既满足系统调节需求，又防止灵活性改造过剩。
“新时期火电由主体性电源向提供可靠电力、调峰调频能力的基础性电源转变，对火电灵活性改造和参与深度调峰提出迫切要求。但深度调峰给火电机组的安全经济运行带来严峻挑战。”大唐华东电力试验研究院首席专家蒋寻寒介绍道。例如，能耗指标在50%负荷以内运行，需要一些特殊操作，可能会带来一些安全风险;随着机组负荷下降，火电机组能耗大幅增加，对火电机组的节能要求更高。
对此，在东方电气集团从事多年产品技术研发的文圆圆深有感触：“目前，东方电气已根据用户灵活性调峰目标和运行需求，提供针对性、一体化、一厂一策的技术解决方案，对机炉电进行改进、完善、优化。”她表示，灵活性改造对燃煤机组的安全性、经济性和机组寿命产生影响，对机组设备性能、系统适应性等提出了更高的要求，因此，开发合理的深度调峰和灵活运行技术，将成为全行业的追求。
