煤电市场化改革已进入关键期，在上游燃料价格不断攀升、高位运行阶段，煤电企业的盈利能力被削弱，经营状况堪忧，煤电产业健康发展受到前所未有的挑战。
党的二十大报告提出，要深入推进能源革命，加强煤炭清洁高效利用，加快规划建设新型能源体系，确保能源安全。当前，煤电产业面临现货市场交易、实现“双碳”目标任务和高煤价承受期三大严峻考验，供热机组调峰能力和灵活性受限，缺乏现货市场竞争力；频繁启停造成设备损耗大，工况偏离；辅助服务收益低；高燃料成本缺乏市场疏导机制，煤电产业全行业严重亏损。
学习二十大报告精神要义，就是要深刻领会到，实现碳达峰、碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，推动经济社会发展绿色化、低碳化是实现高质量发展的关键环节，我们的抓手就是完善能源消耗总量和强度调控，严格控制化石能源消费，尽早适应碳排放总量和强度“双控”制度要求。
进一步明晰煤电转型的方向和任务
煤炭在我国一次能源供应和消费中占比65%，自给率高达93%，表明我国在充分利用自身资源禀赋，确保能源的基本安全。新时代，如何在一次能源向二次能源转化中，提高效率、减少消耗总量、保障清洁电力供应，是实现高质量发展的关键。为此，“双碳”目标下煤电转型的方向和任务必须明晰：一是煤电生产的燃料加工转化要进一步提高效率，减少消耗，减少废弃物排放；二是要为绿色清洁能源大规模接入电网，安全稳定运行提供安全保障和空间保障；三是坚持市场化改革，在改革中实现煤电产业升级。
充分认识完成“三改联动”的艰巨挑战
“三改联动”有利于推动煤电机组清洁、高效和灵活性水平提高，是实现煤电高质量发展的主要抓手。2021年10月，国家发改委、能源局印发《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，正式提出了节能提效、供热和灵活性改造三方面目标要求。在灵活性改造方面，针对存量煤电机组，坚持应改尽改原则，预期改造规模2亿千瓦，增加系统调节能力3000～4000万千瓦。节能降耗方面，改造重点在供电煤耗300克/千瓦时以上的机组，对无法改造的机组逐步淘汰（含转为应急备用电源），改造规模不低于3.5亿千瓦；供热改造方面，针对具备供热条件的纯凝机组，在落实热负荷需求的前提下，改造规模力争达到5000万千瓦。
灵活性改造的主要目标是降低煤电机组最小出力、快速启停、快速升降负荷。目前，通过低负荷稳燃、热电解耦等技术改造，可以将煤电机组的最小稳定出力降至20%～30%的额定容量，但存在增减出力响应时间较长、爬坡速率较慢等问题，同时还伴随着煤耗增加、机组损耗增加和运营成本增加等问题。此外，灵活性改造需要投入的资金多，没有回收机制，没有正常盈利模式，加上近两年燃料成本高，企业亏损严重，部分企业持观望心态，积极性不高。还有煤质问题，以及灵活性改造在锅炉低负荷稳燃方面存在技术性挑战。
我国热电联产发展面临的挑战，一是占装机容量近一半的热电联产机组由于没有实现热电解耦，调峰能力十分有限，如果继续按照“以热定电”的运行方式，热电联产机组上网电量压减幅度很有限，给抽凝机组带来的调峰压力过大。二是大型抽凝供热机组比例过大，其热电比通常较小，设计性能决定了其难以全面参与深度调峰。
节能改造方面，国家要求2025年全国火电机组平均供电煤耗达到300克/千瓦时以下，“十四五”期间改造规模不低于3.5亿千瓦。要完成上述目标，需要巨量资金和技术投入，从投入产出看，节能效果能否达到测算预期是关键，存在着机组直至关停时仍难以回收投资的不确定性。
深刻认识提高辅助服务能力面临的挑战
笔者对2060年电力供需平衡开展初步测算：在冬季晚高峰时段光伏发电出力为零，风电有效容量系数取15%；气电系数取60%，水电系数取50%，核电和抽水蓄能系数取100%，考虑10%的负荷备用率后，则系统所需的煤电和新型储能容量约13.5亿千瓦。随着煤电上网电量比重的逐年减少，煤电增强维护电力系统稳定功能，发挥调峰、调频、调压任务就越来越重。
当前，机组灵活性改造后，机组深调能力能够达到30％以下，但降低了机组的安全性、经济性。机组启停调峰和深度调峰主要风险有：锅炉部分，受热面泄漏、低负荷燃烧不稳、主再热气温偏低、氮氧化物和氨逃逸超标、安全阀和大口径阀门泄漏、磨运行风险性升高、辅机轴振增大；汽机部分，无辅汽启动安全性差、辅汽压力不足、抽汽电动门泄漏、末级叶片损伤、汽端空侧密封油压偏低、大机轴振增加等。
深度调峰后，机组实际运行工况偏离设计工况较大，低负荷运行时段增加，厂用电率升高，锅炉效率降低，汽轮机热耗增加，机组煤耗同步增大。100万、60万、30万千瓦等级机组，负荷分别降至40%、30%、20%额定出力时，供电煤耗分别接近增加40、60、80克/千瓦时。煤电机组爬坡能力普遍弱于其他电能机组，在高电价时出力上不去，低电价时出力降不下来，特别是热电联产机组，受供汽供热影响，能调节容量很有限。
深刻认识促进煤电清洁化面临的挑战
实现碳达峰、碳中和目标愿景无疑将带动生态环保产业面向绿色低碳循环发展体系全面升级。煤电产业历来是减排、治污的重点监控目标，过去在脱硫、脱硝、除尘、除渣等方面已经采取很多措施，取得良好成效。
随着煤电参与调峰、调频的增加，出现低负荷运行状态将成为常态，低温烟气对传统脱硝提出挑战，同时，环保标准的提高对废水、废气、废渣等超低排放也提出了更多改造需求。现有绝大多数发电企业都要对原来没有投入使用的废水达标排放处理设备进行恢复性改造。主要包括中水回用、废水处理和脱硫废水零排放工程改造等，尤其重点整治含盐量及污染物浓度最高的脱硫废水。根据推算，全国燃煤发电厂装机10.2亿千瓦，脱硫废水约2.2~2.4亿吨/小时。此外，城市垃圾、工业废弃物、退役风机叶片高温燃烧处理，需要煤电锅炉发挥作用。废气排放治理面临五个难题：一是温室气体排放量巨大，减排任务艰巨；二是环境改善需要进一步削减火电大气污染物；三是石灰石开采以及废弃石膏的堆存处置对环境产生较严重负面影响；四是废弃脱硝催化剂危险废物处置难；五是非常规污染物的控制需要新的技术突破，需要控制汞及其化合物等重金属、三氧化硫等可凝结颗粒物、湿烟气液态水中的溶解盐颗粒物等。
以创新思维促煤电转型
党的二十大报告指出，发展是党执政兴国的第一要务，必须完整、准确、全面贯彻新发展理念，坚持社会主义市场经济改革方向，加快构建以国内大循环为主体，国内国际双循环相互促进的新发展格局。煤电市场化改革已进入关键期，在上游燃料价格不断攀升、高位运行阶段，煤电企业的盈利能力被削弱，经营状况堪忧，煤电产业健康发展受到前所未有的挑战。只有坚定高质量发展的信念，坚持服务全局的系统观念，才能摆正在推进新型工业化，加快建设制造强国、质量强国、航天强国、交通强国、网络强国、数字中国，推进国家安全体系和能力现代化战略中的地位和作用。
煤电产业发展转型成功，能源的自给自足才有基本保障，绿色低碳才有实现的基础。在煤价高位运行时期，现货交易市场、辅助服务市场的参与主体都面临不同程度亏损，试图通过局部改变某些为市场交易顺利实施而制定的征收、补偿规则或标准，对提高企业整体经营水平，实现扭亏作用不大。因此，创新思维尤为关键，在促进传统煤电转型上，应给予更多更优新能源资源配给，在绿色金融扶持上给予更多优惠产品支持，才更能激发企业转型动力。
先立后破，有计划分步骤实施碳达峰行动，对煤电产业就是要坚持推进“三改联动”，坚持电力商品交易市场改革，建设完善辅助服务市场，加大“三废”治理，减少污染物排放，实现煤电清洁化发展。面对“三改联动”、辅助服务市场、污染物减排中遇到的困难和挑战，各大发电集团要统筹规划，“一厂一策”加大技改投入和管理提升，提高调峰、调频、调压能力，发挥煤机在维护电网系统稳定运行中的压舱石作用。
煤电转型进一步的思考与建议
对有关问题的认识
高煤价问题：当前煤价高位运行，是多种因素叠加引起。少部分是成本推动引起，大部分是市场供需矛盾引起，也存在一定资本炒作因素，目前价位已偏离正常水平，是阶段性高位运行，但仍属周期涨落，是市场常态。
现行电价机制问题：现货市场三部制电价机制目前在一些地方属于试行阶段，作为市场微观主体的基层煤电企业对电量电价、容量电价和辅助服务电价都不同程度表达不满。认为日前电量电价不能报高，容量电价对大机组不公，辅助服务电价无法补偿成本等。研究认为，试行阶段需要观察期，长期看只要坚持经济折旧与物理折旧相匹配，补偿收益与辅助服务质量相匹配，容量电价、辅助服务定价机制就会越来越合理；电量电价是在限价下的市场竞争，部分成本没有传导到下游，这是火电企业对全社会的贡献。
储能问题：储能是实现新能源大规模开发，高比例接入，支持新型电力系统建设的关键。由于困扰储能项目规模化发展的价格机制和安全问题都有待解决，火电企业开发储能存观望心态。近期一些地方出台的新能源项目按不低于10%比例（时长不低于2小时）配建或租赁储能设施；以及电网企业要求新能源项目不得低于项目容量的20%（时长2小时）配建储能要求，将储能建设问题变成了发电集团在当地发展新能源的前置问题，同时也给希望自我转型的基层火电企业增加了很大困难。研究认为，开发新能源需要上一定规模储能，但选择何种技术路线，给予哪些政策扶持，需要政府及时出台政策指导。
当前工作的建议
抓长协煤供应。长协煤占火电企业现有燃料来源的70%，是电厂最可靠、最低成本的燃料来源，稳住长协煤，就保证了基本安全和利益。发电集团要组织力量加强长协煤兑现监管，确保质、量、价兑现；开展多种方式煤电合作，为煤炭生产企业实现“双碳”目标转型发展出谋划策，在新时代共谋新发展。
积极推动“三改联动”，实现煤电产业向数字经济转型。要加快灵活性改造，优先安排低负荷稳燃、宽负荷脱硝、机组控制系统优化等；全面推动供热机组高背压供热、低压缸微出力改造，对工业蒸汽机组开展多台机联动供汽改造；根据经济实用性，开展通流及运行优化调节、烟风系统改造、热力系统优化等。争取通过改造挖掘20%~30%的调节潜力，释放出巨大的调峰容量，加大对新能源的接纳能力。
要利用“三改联动”机会，尽可能在改造部位安装传感设备，实时采集烟气、蒸汽等介质压力、温度变化数据；建立工业互联网平台，分析、加工、处理介质参数，优化设计操作工艺流程，形成标准化工业操作软件和智能调节控制软件，推动煤电产业智能运营。
加快研究煤电企业新型储能建设问题。卡诺电池是一种新兴的技术，被称为“抽水蓄电”，用于廉价的、独立于场地的中大规模电能储存。它将电能转化为热能，将热能储存在廉价的储存介质中，如水或熔盐，并根据需要将热能转化为电能，容量可达100兆瓦/1000兆瓦时。业界认为比起传统储能电池，其可更经济、更环保地解决全球可再生电力的存储问题。储能产业的立，有利于实现热电解耦，有利于大规模新能源接入，有利于新型电力系统建设。储能建设要尽早规划，各级政府、科研机构、国有资本责无旁贷。
勇于管理创新，激发基层企业活力。发电集团既有的管理制度体系适用于将基层煤电企业视为电力生产单元进行管理，而没有形成一套适应向新能源转型的放权、激励、风控和考核机制，势必束缚火电企业转型发展的内生动能。煤电企业深耕地方，有自身的资源禀赋，有自我转型的破局需求。新时代需要新观念，要通过制度创新和管理创新解放生产力。
