随着我国能源绿色低碳转型号角的吹响，以新能源为主的新型电力系统建设正逐步推进，煤电功能定位由提供基荷电量向提供系统调节能力和安全保障的角色进行转变。计划时期延续的低煤耗作为新增煤电主机选型的首要指标是否仍然适用？

低煤耗作为首要标准的前置条件已经发生变化

煤电机组的设计长期追求低煤耗，但随着新型电力系统的建设深入，以低煤耗作为首选指标已经不符合现在的要求。

计划体制下的电力规划以规划管理、电价管理、运行管理三大制度闭环管理，规划管理负责核定利用小时，电价管理根据利用小时决定电价水平，运行管理负责电量平衡以及价格和利用小时的落实，实现了电力项目“管生又管养”。此前煤电在价格和利用小时双重保证下，实现利润最大化的策略就是尽量降低生产成本。煤电长期以基荷电源支撑我国电力系统正常运转，该阶段的煤机有两大特点：第一是机组启停少，且大部分时间在额定工况下运行；第二是煤耗成本高，燃煤费用占变动成本的比重达75%左右,是火电厂运行的主要成本。

由此，煤电在额定工况下的低煤耗成为火电机组设计的首选指标。在这种思维的影响下，火电的研究也重点关注煤耗，一方面追求高参数机组，目前新投机组大多是超超临界机组，蒸汽参数也在600摄氏度的基础上向650摄氏度进行研发；另一方面采用二次再热等技术不断提高热效率。这些研究有效实现了煤电在基荷定位下的经济性提高，但随着“双碳”目标下能源结构的转型，整个发电侧环境已经发生了巨大的改变。

新型电力系统的“新”主要体现在发电侧大规模、高比例地使用可再生能源。在这一目标驱使下，2021-2023年，我国风能发电和太阳能发电装机两年增加65%，截至2023年底，我国可再生能源发电总装机达15.16亿千瓦，占全国发电总装机的51.9%，可再生能源发电量达到2.07亿千瓦时，约占发电量的31.3%。高比例新能源并网对于煤电的影响一方面是利用小时数的下降，煤电需要主动让渡发电空间以消纳更多新能源。2023年火电利用小时数4466小时，按全年8760小时计算，利用率51%，离5500的设计值还有很大距离。另一方面是机组运行工况的变化。由于新能源出力不连续不稳定，煤电机组被迫进行反向不连续不稳定的调节，以实现正负相抵维持系统平衡的效果，机组无法维持平稳出力，调节或启停频率明显增加。如图1为某省2023年实时均价与平均净负荷曲线，可以发现，火电运行出力需要进行频繁调整，最突出的特点是早晚高峰时段出力增高，而中午光伏大发时火电出力明显减少。未来随着新能源装机的不断增加，净负荷峰谷特性将更加明显，火电必须完成蜕变，从承担基荷任务的基础电源转变为既能顶峰又能深调的支撑性、调节性电源。碳达峰后，煤电发电平均利用小时数将继续降低，煤电将从电力电量并重的支撑性和调节性电源向顶峰、深调、应急备用的调节型电源转型，从而实现碳中和目标。

图1 2023年某省实时均价与年平均净负荷曲线

可见，当前以及未来煤机的运行情况已与过去大相径庭。低利用小时导致煤电机组总耗煤量大幅降低，过度追求低煤耗也省不了多少煤。另外，低煤耗技术是基于机组运行在额定工况，而频繁调节的状态下机组无法维持额定工况运行。综上，低煤耗不应继续作为煤电机组选型的首要指标。

低煤耗技术的实用经济性比较

煤电在未来无法保证利用小时数的前提下，为了低煤耗而进行的一系列技术投资实际上无法达到预期的经济性。

第一个例子可以回答一个问题：大型超超临界机组真的一定比亚临界机组煤耗低吗？由于机组设计的煤耗水平都是基于机组额定出力水平，在满负荷率下，超超临界机组的运行效率要明显高于超临界机组和亚临界机组。但在带相同负荷时，大容量超超临界机组的经济性反而比小型机组更差。例如，一台1000兆瓦级超超临界湿冷机组的满负荷率运行时煤耗约为286.6克/千瓦时，而一台600兆瓦亚临界湿冷机组满负荷率运行煤耗约为315.8克/千瓦时，前者节省煤耗约29.2克/千瓦时。然而如果同样带500兆瓦负荷，1000兆瓦超超临界湿冷机组在50%负荷率运行煤耗约为327.8克/千瓦时，而600兆瓦亚临界湿冷机组煤耗约为319.6克/千瓦时，此时1000兆瓦超超临界机组的煤耗已经超过600兆瓦亚临界的煤耗，负荷更小的情况下，超超临界的煤耗增加将更加明显。类似的，当超超临界机组的负荷率低于33%时，其热耗率也将高于300 兆瓦亚临界机组工作在额定工况下的热耗率。因此，即便单从煤耗而言，造价更高的超超临界机组在负荷率较低的运行情况下依然不具备经济性。没有必要单纯为了所谓的“低煤耗”而一味增加投资追求高参数机组。

第二个例子是二次再热机组与一次再热机组的经济性对比。二次再热通过将高压缸做完功的蒸汽再次加热，再在中压缸做功，实现效率的提高和煤耗的降低，但同时也伴随着投资相应增加。以600兆瓦级机组为例，综合考虑三大主机、四大管道以及厂房、辅机、设备安装费用，600兆瓦级二次再热机组相较于一次再热机组而言，增量投资约为3.4亿元。二次再热机组平均供电煤耗降低约4-9克/（千瓦时）。取二次再热机组供电煤耗降低8克/（千瓦时），标煤900元/吨，利用小时数4500小时（2023年火电利用小时4466小时），则年节约燃煤费用为：

即每年节省0.1944亿元。考虑资金的时间成本，根据中国人民银行公布的5年期以上LPR为3.95%，按机组30年设计寿命来算，全生命周期节省3.516亿元（折现后），考虑增量投资3.4亿，经济性已然堪忧。考虑未来以下三点变化，经济性将进一步丧失。

一是实际利用小时数达不到设计利用小时数，且未来会不断下降。受新能源装机增多影响，火电利用小时数呈现下降趋势，设计利用小时5500小时，但当前实际利用小时已不到4500小时。未来随着利用小时数进一步下降，每年通过发电节省的燃煤费用将更加有限，煤机利用煤耗优势回收增量投资成本变得越发困难。

二是煤价的波动性，煤价降低会导致低煤耗经济性下降。未来煤价的水平依然难以预测，一方面，经济复苏可能推动能源需求增长，进而支撑煤价上涨；另一方面，环保压力和替代能源的竞争也可能导致煤炭需求减少，对煤价形成压制。未来不排除煤价回落的可能，而低煤价将直接导致低煤耗技术价值缩水。

三是二次再热机组低负荷率运行时的煤耗率远高于满功率运行煤耗率。有研究表明，对660兆瓦机组来说，随着负荷率降低，二次再热机组的经济性优势逐渐减弱，特别是当负荷率降至60%以下时，一次再热机组反而更具经济性。事实是，当前煤机满功率运行的时长越来越少，而深调带低负荷运行的次数越来越多。

此外，二次再热机组高负荷率时的低煤耗，牺牲的是其灵活调节能力。二次再热机组在汽轮机侧增加了一个中压缸，并且热力系统也更为复杂。这意味着在调节机组出力时，需要协调控制的参数和部件更多，增加了调节的复杂性和难度。然而，未来现货市场环境下，供需波动导致电价剧烈变化，要想在电力市场中收益更多，就要机组具有更加灵活的调节能力。

基于上面的粗浅分析，可以看出，在未来低利用小时背景下，煤电低煤耗带来的经济效益将越来越少。

多维度助力煤电新发展

增量机组规划应以调节能力作为首要指标，煤耗次之。从电力系统的角度来说，煤电完成调节电源的蜕变有利于电力系统稳定运行。从“双碳”目标的角度来看，降低煤电在全部发电量中的占比也是实现碳中和的必然要求。综上，盲目追求低煤耗是一条看起来低碳但实则与“双碳”目标相悖的弯路。要实现煤电新发展除了在技术上进行重大攻关以外，也要完善一系列体制机制。

第一，需推进电力市场建设，放开市场限价。一方面加快推动电力市场建设，现货未运行地区尽快运行现货市场，现货连续运行地区尽快转为正式运行。另一方面完善市场限价规则，避免限价影响价格信号的发挥。市场上限价格设置过低无法激励高成本机组的发电意愿，可能导致系统供应不足，同时难以发挥电价信号引导用户合理用电；下限价格设置过高，会对低边际成本的机组产生过激励，同时对调节性电源刺激不足。放开市场限价，允许市场出现负价，将有助于火电调节性电源的定位转变，实现资源优化配置。

第二，需持续完善以容量电费、调节性电费、电能量电费组成的三部制煤电收益体系。首先是进一步完善煤电容量电价，通过容量电价实现煤电项目投资成本的回收，体现煤电的备用价值，解决低利用小时下煤电的温饱问题。其次完善煤电参与调节的补偿激励机制，体现煤电的灵活调节价值，有效激励煤电通过快速爬坡、频繁启停等方式发挥电力系统调节的功能，支撑清洁能源的健康发展。未来预计煤电利用小时降至2000-2500小时，电能量电费在煤电整体收益的占比将不断缩减，而容量、辅助服务收益占比将不断提升，三者收益占比或将达到45%、20%、35%。

最后，应优化燃煤电厂现有的管理模式与薪酬机制。目前大部分燃煤电厂的薪酬水平与电量挂钩，即发的电越多，收入越高，而当前大量新能源并网，煤电机组一方面利用小时数下降，机组整体收入水平下降，另一方面新型电力系统下新能源出力的不稳定性导致火电负荷变动频繁，调节次数增加，机组操作增加，同时安全风险加大。当前，由于没有相应的激励政策，煤电机组运行技术人员流失严重。未来应该设计与机组提供的调节服务频次挂钩的薪酬机制，机组调节越多，收入越高，让调节过程中的安全风险等效为经济效益，才能更加有效地激励燃煤机组转变为调节型机组。

习总书记强调“牢牢把握高质量发展这个首要任务，因地制宜发展新质生产力。”新的形势下煤电不能再以煤耗经济性指标作为新增煤电主机选型的首要指标，而要以增强调节性能为主通过火电技术改进发掘煤电的多维价值，实现火电行业的绿色化、高效化发展，助力构建清洁低碳、安全高效能源体系，更好更快地实现“双碳”目标。