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新形勢下我國發展先進煤電的戰略和技術經濟性分析
發布日期：2022-11-21 瀏覽次數：3171
國際能源形勢大變局中
我國煤電的戰略價值和發展困境
俄烏沖突這只巨型“蝴蝶”，持續煽動著翅膀，在能源領域形成的颶風，席卷了歐洲，橫掃了全世界。歐洲天然氣價格的瘋漲，帶動了電價的飆升，不但使民眾提前感受到了冬天的寒潮，也使制造業受到了重擊。原先高唱“棄煤”律調的歐洲多國，不得不重啟煤電，從而又拉動了煤價的暴漲（目前已超過300美元/噸）。截至目前，俄烏沖突未出現緩解的跡象，甚至有長期化的趨勢。最近又發生了北溪1號和2號海底天然氣輸氣管道同時被炸，這就意味著國際能源危機還會持續。
（來源：微信公眾號“ 電聯新媒” 作者： 馮偉忠 毛健雄）
去年年初，我國多省市出現了局地用電緊張，到去年三季度，“煤荒”導致的“電荒”加劇，嚴重影響了民生和經濟，各地又嚴令作為電力壓艙石的煤電企業不惜代價保電，煤價進而持續暴漲，最極端時煤價超過了3000元/噸，所幸中央政府強勢干預，煤價應聲而落，但已回不到從前。今年俄烏沖突導致的國際煤價飛升，又影響到了國內市場。今年9月，上海5000大卡動力煤的現貨標煤價已超過了1700元/噸（不含稅）。雖然長協煤的價格相對較低，但因數量有限，即使是能效指標先進的電廠，其燃煤均價也已超過盈虧平衡點，毫無疑問，煤電的行業性虧損已不可避免。而因多發電需多采購市場煤，必然導致“多發多虧”的現象出現。長此以往，行業的可持續發展前景堪憂。中國作為大量輸出工業產品的制造業大國，煤炭作為基礎能源，若壓制其價格，則相當于補貼全世界。但放開煤價而壓制電價，不但也是補貼全球，且已危及了煤電行業的生存。可若允許電價相應調升，則會影響民生和工業產品的國際競爭力，甚至危及一大批高耗電產業的生存。最近一個階段，歐洲的多個大型制造業企業因高企的能源價格停產并考慮遷離，而這中間不少項目落戶中國，之所以如此，中國低廉且穩定的基礎能源價格也是關鍵因素之一。
要緩解煤電的生存壓力，還須適當增加煤炭的供應而緩解煤價，或再輔以電價略有調升，讓煤電得以喘息。但由于調低煤價和調高電價的空間有限，煤電行業要想在現有的技術狀態下重返高回報的黃金歲月，可能性并不大。這里還有一個關鍵要素是二氧化碳的減排問題，在“雙碳”目標下，較高的煤價很可能會被用作推動碳減排的手段。針對二氧化碳排放占比最大的煤電行業，其煤炭成本的壓力不太可能得到徹底的緩解。但無論如何，導致煤電全行業虧損的經營環境是不可持續的，相信這樣的環境一定會得到改善，至少達到全行業平均煤耗的機組不應虧損，這是政策調控的底層邏輯，以下的討論也是以此為前提。
自簽署京都協議后，為降低二氧化碳的排放，我國大力發展可再生能源。目前包括水電和風電、光伏在內的可再生能源發電裝機容量已超11億千瓦。但是，由于這類能源具有“靠天吃飯”的特點，當遇到諸如冬季枯水加上持續超低溫等極端氣候，如我國2008年雪災及2021年美國得州持續暴雪驟冷天氣，以及今年高溫干旱導致的西南地區水電出力大幅下降等，基于儲能的不可持續性，靠得住的還是燃煤火電機組。因此，通常煤場儲煤為2~3星期發電量的煤電，必然是極端氣候下電網保電的“兜底”角色。
基于我國剩余可供開發的水電資源已不多的現實，當前正在高速發展的可再生能源主要是風電和光伏，目前的裝機容量已達6億千瓦。但是，由于風光類可再生能源具有隨機性、間隙性、波動性且不可調的特點，若不能解決好其他電源的配合調峰，高比例的風光類電力會嚴重威脅電網的安全性。在發達國家，風光類新能源的消納主要依靠燃氣火電調節。但我國由于多煤、少油、缺氣的資源稟賦，風光類新能源的消納，主要依靠總裝機容量已超11億千瓦的煤電配合調峰。因此，我國電網在消納風光類新能源時，煤電擔負著關鍵的“保障”作用。但這樣一來，煤電的平均年利用小時就會顯著下降，這對煤電而言又多了一重打擊。
煤電如何走出困境，扭虧為盈，是當下煤電行業突出的問題。在目前的高煤價下，高煤耗是電廠經濟性的第一“殺手”。反之，低煤耗則能成為電廠“保命”的“撒手锏”。我國單機30萬千瓦及以上公用電廠，以平均負荷率75%為基準，實際年平均運行供電煤耗（以下簡稱“煤耗”）約在280~350克/千瓦時（含脫硫、純凝、濕冷機組）。對于東部地區電廠，倘若標煤價能大幅降至1200元/噸（不含稅），預計煤耗在300克/千瓦時水平的電廠約可實現盈虧平衡。屆時，煤耗在350克/千瓦時的電廠仍處于巨虧狀態，但煤耗為280克/千瓦時的電廠仍有一定的贏利。以2臺100萬千瓦超超臨界機組的電廠為例，年上網電量100億千瓦時，優秀電廠的煤耗可達280克/千瓦時，相當于比300克/千瓦時煤耗的電廠年節約標準煤20萬噸，節約成本（相對盈利）2.4億元。由此可見，大幅降低煤耗，是電廠走出困境的重要途經。當然，紙面“低煤耗”的電廠不在此列。
從目前國際能源危機的發展趨勢來看，煤價要回歸至俄烏沖突之前價格的概率很低，這就意味著煤價不太可能再回歸至原先的700元/噸（東部到廠標煤價，不含稅）以下，就是降至1000元/噸的可能性也希望渺茫。這樣的趨勢，對于新建煤電項目就非常尷尬，因為按目前影響投資決策的五要素：造價、人力成本、煤耗、煤價和電價進行測算，已無合理的回報可言。第一個要素造價，經過這些年激烈的競爭和行業的努力，現在電廠的單位造價甚至低于30年前，因此，今后的造價能維持現有水平已屬不易。第二個要素人力成本，電廠的勞動生產率已是30年前的二十多倍，為世界先進水平，進一步提升的空間有限。最后考慮煤耗、煤價和電價要素，雖然目前新建煤電的效率準入門檻已大幅提高，達270克/千瓦時（THA，即額定工況），為常規二次再熱機組的較先進水平。按此推算，相當于實際年平均運行供電煤耗約285克/千瓦時（平均負荷率75%，THA煤耗+15克/千瓦時）。考慮到新建電廠與老電廠相比，要多負擔還貸這一塊成本，按現有的電價，除非人為設置一個并不現實的低煤價，否則投資回報堪憂。如果面對現實，可研報告就幾乎不可能通過。
不過，這是否意味著煤電的困局已沒有出路了？答案是否定的。因為我國完全可以通過應用最先進的創新技術，進一步大幅降低煤耗，從而顯著增加贏利能力，如果加上相應的二氧化碳減排額度的出售，贏利還會增加。與此同時，應用最先進的創新技術，在確保安全、環保以及能耗升幅不高的前提下，大幅拓展煤電機組的深度調峰能力，從而開辟新的贏利通道。
目前，燃煤火電的調峰范圍一般為50%~100%，部分省市達40%~100%。但隨著風光類新能源的快速增長，其在電網中的比例還在迅速增加，若不能進一步拓寬煤電機組的調峰范圍，這類新能源就會面臨消納的瓶頸。還有一點，煤電的汽輪發電機所具有的轉動慣量以及無功功率的提供，對電網的安全和穩定運行具有極其重要的作用。而風電和光伏，則缺乏轉動慣量和無功功率的輸出。因此，煤電的深度調峰就更具有重要意義，因為即使煤電的負荷下調至20%甚至更低，其轉動慣量仍是100%，并且仍具有額定的無功輸出能力。因此，推動煤電的深度調峰，大大提升電網對新能源的消納能力，實現電力系統的結構性減碳，將是今后我國電力低碳發展的一個重要方向。事實上，我國的部分省市已出臺了煤電深度調峰的補貼政策。若不出意外，我國全面實施這類政策是大概率事件。例如，近期東部某省能監局也出臺了煤電深調的補貼政策（標準見下表）：
下表反映了兩點，第一點是總體補貼力度不小；第二點是調峰幅度越大，補貼費用越高。這實際上給電廠開辟了一條新的贏利途徑。
因此，通過技術進步，大幅降低煤耗，大幅提升調峰能力，煤電的解困指日可期。
實際上，目前最先進煤電的供電煤耗已低至251克/千瓦時（THA），系某135萬千瓦二次再熱超超臨界機組。在同等邊界條件下，該機組的運行煤耗要比常規二次再熱機組低20克/千瓦時以上，單位造價僅略高于后者。此外，該機組還同步加載了經濟、環保、安全型20~100%深度調峰系列技術。仍以2臺100萬千瓦機組項目為例，100億千瓦時/年上網電量，1200元/噸標煤價，進一步降低20克/千瓦時煤耗相當于每年可多節約標煤20萬噸，降低燃煤成本2.4億元。若加上節煤量對應的減排二氧化碳54萬噸，可交易收入0.27億元，企業和社會環境效益均可觀。與此同時，若該廠參與深度調峰500小時/年，（相對50%）平均下調了20%，相當于深調（少發）電量2億千瓦時（約為年發電量的2%），折算平均補貼電價約0.5元/千瓦時，約可獲補貼1億元。此外，作為先進煤電的代表，該135萬千瓦機組還具有FCB功能，可為電網防止大停電事故提供支撐。
煤電機組深度調峰
的技術風險和成本分析
不過，同節煤收益不同，深度調峰是有技術風險和成本的，深調幅度越大，風險和成本越高。而深調補貼，也是與此強相關的。煤電機組在深度調峰運行狀態下的成本主要有：安全風險成本、壽命損耗成本以及煤耗上升成本等。
第一類是安全風險問題，因為對于常規設計的鍋爐，其最低安全穩燃負荷都有規定，一般為35~30%額定負荷，當低于這一負荷時需采取燃油等穩燃措施，但燃燒效率、除塵效率則會下降。而此時，空預器結露、堵塞和腐蝕的風險也會顯著上升，會導致廠用電率和排煙損失上升等。
第二類是壽命損耗成本。機組設備在超低負荷下，通常機組的主蒸汽溫度會大幅下降，相當于經歷了一次溫態啟動。而制造廠商對于機組全壽命期的啟動次數是有限制的，溫態啟動不過是數百次。如果機組頻繁地進行深調運行，若無良好的應對措施，會出現壽命的快速損耗。
第三類是能耗成本。機組進入超低負荷后，汽輪機熱耗會急劇上升，并且伴隨著汽溫的大幅下降，汽輪機的熱耗上升幅度還會進一步加劇。加上鍋爐燃燒效率的大幅下降、廠用電率和排煙損失的快速上升等，一般情況下，當負荷降至20%時，其煤耗比額定工況要升高150克/千瓦時以上。
先進煤電技術應用
的典型案例和推廣展望
綜上所述，要使深調補貼真正成為電廠贏利的新途徑，并確保機組的安全，就得控制上述三類成本。慶幸的是前述某135萬千瓦機組所采用的經濟、環保、安全型20~100%深度調峰系列技術，已妥善解決上述三類問題。但是，低負荷運行時的煤耗上升是不可避免的，20%的超低負荷下，該機組的供電煤耗的上升幅度僅70克/千瓦時水平（相對THA工況），與深調補貼相比完全可以接受。
由于大部分新建機組的容量為66萬千瓦和100萬千瓦等級，針對這類機組為單軸布置的特點，相應開發的升級版“汽輪發電機全高位布置技術”已就緒，其綜合性能及性價比優于“高低位布置技術”，且66萬千瓦等級機組還有望沖擊50%的機組凈效率（對應機組供電煤耗245.67克/千瓦時）。同時，這類機組將同樣加載經濟、環保、安全型20~100%深度調峰系列技術。
而在我國存量機組中，經濟上最為困難的是煤耗相對最高的亞臨界機組，其實際的年平均運行供電煤耗約在335~350克/千瓦時（含脫硫、純凝、濕冷機組），其次是超臨界機組，煤耗約在315~325克/千瓦時。這類機組如何沖出困境，出路無非就兩條，即通過采用創新技術進行大幅提效改造，煤耗降幅一般不小于30克/千瓦時。另一條路是應用深度調峰系列技術，去爭取深調補貼收益。
目前成功的案例是華潤某電廠3號32萬千瓦亞臨界機組所實施的高溫亞臨界綜合升級改造項目。該項目花費3.5億元投資，使機組THA的平均性能試驗供電煤耗達285克/千瓦時，比改造前下降了35克/千瓦時。同時機組最低負荷可達19%。另外該電廠實施改造后，按最新政策，機組還可獲得至少15年的延壽。因此，這類改造的性價比很好。
總而言之，對于存量機組，不管是亞臨界或是超臨界，甚至是熱電聯供的小機組，通過應用相關先進改造技術，都能夠躋身先進煤電行列。不過，由于近兩年煤電企業普遍經營困難，對于大規模技術改造往往是有心無力。但從純資金投入的角度來看，該類改造的投資收益率遠遠高于銀行貸款利率。因此，如果能將社會資金引入該領域，必將形成多贏的局面。
需要說明的是，上述的討論均未涉及熱電聯供問題。事實上，如果能有供熱用戶，則電廠的效益會更好。
不過，從最終的碳中和目標來看，煤電不可能通過提高效率來滿足二氧化碳排放<100克/千瓦時，但從歐洲的成功經驗來看，大型煤電完全可以通過將生物質燃料替代煤炭來達到二氧化碳的零排放，甚至可配套CCUS技術達到負排放。
綜上所述，在國際能源危機的背景下，我國煤電盡可能通過自身的努力，用最先進的低碳煤電技術武裝自己，大幅節能和深度調峰雙管齊下，不但順應低碳化的歷史潮流，并且能把技術創新轉化為經濟效益，為自身闖出一條解困之路，從而為國家穩定電價，提升我國制造業的國際競爭力，并且護航新能源的快速發展，為實現“雙碳”目標而作出多方位、歷史性的巨大貢獻。
本文系《中國電力企業管理》第10期獨家稿件，作者馮偉忠供職于上海申能電力科技有限公司、毛健雄供職于清華大學能源與動力工程系。
我國煤電的戰略價值和發展困境
俄烏沖突這只巨型“蝴蝶”，持續煽動著翅膀，在能源領域形成的颶風，席卷了歐洲，橫掃了全世界。歐洲天然氣價格的瘋漲，帶動了電價的飆升，不但使民眾提前感受到了冬天的寒潮，也使制造業受到了重擊。原先高唱“棄煤”律調的歐洲多國，不得不重啟煤電，從而又拉動了煤價的暴漲（目前已超過300美元/噸）。截至目前，俄烏沖突未出現緩解的跡象，甚至有長期化的趨勢。最近又發生了北溪1號和2號海底天然氣輸氣管道同時被炸，這就意味著國際能源危機還會持續。
（來源：微信公眾號“ 電聯新媒” 作者： 馮偉忠 毛健雄）
去年年初，我國多省市出現了局地用電緊張，到去年三季度，“煤荒”導致的“電荒”加劇，嚴重影響了民生和經濟，各地又嚴令作為電力壓艙石的煤電企業不惜代價保電，煤價進而持續暴漲，最極端時煤價超過了3000元/噸，所幸中央政府強勢干預，煤價應聲而落，但已回不到從前。今年俄烏沖突導致的國際煤價飛升，又影響到了國內市場。今年9月，上海5000大卡動力煤的現貨標煤價已超過了1700元/噸（不含稅）。雖然長協煤的價格相對較低，但因數量有限，即使是能效指標先進的電廠，其燃煤均價也已超過盈虧平衡點，毫無疑問，煤電的行業性虧損已不可避免。而因多發電需多采購市場煤，必然導致“多發多虧”的現象出現。長此以往，行業的可持續發展前景堪憂。中國作為大量輸出工業產品的制造業大國，煤炭作為基礎能源，若壓制其價格，則相當于補貼全世界。但放開煤價而壓制電價，不但也是補貼全球，且已危及了煤電行業的生存。可若允許電價相應調升，則會影響民生和工業產品的國際競爭力，甚至危及一大批高耗電產業的生存。最近一個階段，歐洲的多個大型制造業企業因高企的能源價格停產并考慮遷離，而這中間不少項目落戶中國，之所以如此，中國低廉且穩定的基礎能源價格也是關鍵因素之一。
要緩解煤電的生存壓力，還須適當增加煤炭的供應而緩解煤價，或再輔以電價略有調升，讓煤電得以喘息。但由于調低煤價和調高電價的空間有限，煤電行業要想在現有的技術狀態下重返高回報的黃金歲月，可能性并不大。這里還有一個關鍵要素是二氧化碳的減排問題，在“雙碳”目標下，較高的煤價很可能會被用作推動碳減排的手段。針對二氧化碳排放占比最大的煤電行業，其煤炭成本的壓力不太可能得到徹底的緩解。但無論如何，導致煤電全行業虧損的經營環境是不可持續的，相信這樣的環境一定會得到改善，至少達到全行業平均煤耗的機組不應虧損，這是政策調控的底層邏輯，以下的討論也是以此為前提。
自簽署京都協議后，為降低二氧化碳的排放，我國大力發展可再生能源。目前包括水電和風電、光伏在內的可再生能源發電裝機容量已超11億千瓦。但是，由于這類能源具有“靠天吃飯”的特點，當遇到諸如冬季枯水加上持續超低溫等極端氣候，如我國2008年雪災及2021年美國得州持續暴雪驟冷天氣，以及今年高溫干旱導致的西南地區水電出力大幅下降等，基于儲能的不可持續性，靠得住的還是燃煤火電機組。因此，通常煤場儲煤為2~3星期發電量的煤電，必然是極端氣候下電網保電的“兜底”角色。
基于我國剩余可供開發的水電資源已不多的現實，當前正在高速發展的可再生能源主要是風電和光伏，目前的裝機容量已達6億千瓦。但是，由于風光類可再生能源具有隨機性、間隙性、波動性且不可調的特點，若不能解決好其他電源的配合調峰，高比例的風光類電力會嚴重威脅電網的安全性。在發達國家，風光類新能源的消納主要依靠燃氣火電調節。但我國由于多煤、少油、缺氣的資源稟賦，風光類新能源的消納，主要依靠總裝機容量已超11億千瓦的煤電配合調峰。因此，我國電網在消納風光類新能源時，煤電擔負著關鍵的“保障”作用。但這樣一來，煤電的平均年利用小時就會顯著下降，這對煤電而言又多了一重打擊。
煤電如何走出困境，扭虧為盈，是當下煤電行業突出的問題。在目前的高煤價下，高煤耗是電廠經濟性的第一“殺手”。反之，低煤耗則能成為電廠“保命”的“撒手锏”。我國單機30萬千瓦及以上公用電廠，以平均負荷率75%為基準，實際年平均運行供電煤耗（以下簡稱“煤耗”）約在280~350克/千瓦時（含脫硫、純凝、濕冷機組）。對于東部地區電廠，倘若標煤價能大幅降至1200元/噸（不含稅），預計煤耗在300克/千瓦時水平的電廠約可實現盈虧平衡。屆時，煤耗在350克/千瓦時的電廠仍處于巨虧狀態，但煤耗為280克/千瓦時的電廠仍有一定的贏利。以2臺100萬千瓦超超臨界機組的電廠為例，年上網電量100億千瓦時，優秀電廠的煤耗可達280克/千瓦時，相當于比300克/千瓦時煤耗的電廠年節約標準煤20萬噸，節約成本（相對盈利）2.4億元。由此可見，大幅降低煤耗，是電廠走出困境的重要途經。當然，紙面“低煤耗”的電廠不在此列。
從目前國際能源危機的發展趨勢來看，煤價要回歸至俄烏沖突之前價格的概率很低，這就意味著煤價不太可能再回歸至原先的700元/噸（東部到廠標煤價，不含稅）以下，就是降至1000元/噸的可能性也希望渺茫。這樣的趨勢，對于新建煤電項目就非常尷尬，因為按目前影響投資決策的五要素：造價、人力成本、煤耗、煤價和電價進行測算，已無合理的回報可言。第一個要素造價，經過這些年激烈的競爭和行業的努力，現在電廠的單位造價甚至低于30年前，因此，今后的造價能維持現有水平已屬不易。第二個要素人力成本，電廠的勞動生產率已是30年前的二十多倍，為世界先進水平，進一步提升的空間有限。最后考慮煤耗、煤價和電價要素，雖然目前新建煤電的效率準入門檻已大幅提高，達270克/千瓦時（THA，即額定工況），為常規二次再熱機組的較先進水平。按此推算，相當于實際年平均運行供電煤耗約285克/千瓦時（平均負荷率75%，THA煤耗+15克/千瓦時）。考慮到新建電廠與老電廠相比，要多負擔還貸這一塊成本，按現有的電價，除非人為設置一個并不現實的低煤價，否則投資回報堪憂。如果面對現實，可研報告就幾乎不可能通過。
不過，這是否意味著煤電的困局已沒有出路了？答案是否定的。因為我國完全可以通過應用最先進的創新技術，進一步大幅降低煤耗，從而顯著增加贏利能力，如果加上相應的二氧化碳減排額度的出售，贏利還會增加。與此同時，應用最先進的創新技術，在確保安全、環保以及能耗升幅不高的前提下，大幅拓展煤電機組的深度調峰能力，從而開辟新的贏利通道。
目前，燃煤火電的調峰范圍一般為50%~100%，部分省市達40%~100%。但隨著風光類新能源的快速增長，其在電網中的比例還在迅速增加，若不能進一步拓寬煤電機組的調峰范圍，這類新能源就會面臨消納的瓶頸。還有一點，煤電的汽輪發電機所具有的轉動慣量以及無功功率的提供，對電網的安全和穩定運行具有極其重要的作用。而風電和光伏，則缺乏轉動慣量和無功功率的輸出。因此，煤電的深度調峰就更具有重要意義，因為即使煤電的負荷下調至20%甚至更低，其轉動慣量仍是100%，并且仍具有額定的無功輸出能力。因此，推動煤電的深度調峰，大大提升電網對新能源的消納能力，實現電力系統的結構性減碳，將是今后我國電力低碳發展的一個重要方向。事實上，我國的部分省市已出臺了煤電深度調峰的補貼政策。若不出意外，我國全面實施這類政策是大概率事件。例如，近期東部某省能監局也出臺了煤電深調的補貼政策（標準見下表）：
下表反映了兩點，第一點是總體補貼力度不小；第二點是調峰幅度越大，補貼費用越高。這實際上給電廠開辟了一條新的贏利途徑。
因此，通過技術進步，大幅降低煤耗，大幅提升調峰能力，煤電的解困指日可期。
實際上，目前最先進煤電的供電煤耗已低至251克/千瓦時（THA），系某135萬千瓦二次再熱超超臨界機組。在同等邊界條件下，該機組的運行煤耗要比常規二次再熱機組低20克/千瓦時以上，單位造價僅略高于后者。此外，該機組還同步加載了經濟、環保、安全型20~100%深度調峰系列技術。仍以2臺100萬千瓦機組項目為例，100億千瓦時/年上網電量，1200元/噸標煤價，進一步降低20克/千瓦時煤耗相當于每年可多節約標煤20萬噸，降低燃煤成本2.4億元。若加上節煤量對應的減排二氧化碳54萬噸，可交易收入0.27億元，企業和社會環境效益均可觀。與此同時，若該廠參與深度調峰500小時/年，（相對50%）平均下調了20%，相當于深調（少發）電量2億千瓦時（約為年發電量的2%），折算平均補貼電價約0.5元/千瓦時，約可獲補貼1億元。此外，作為先進煤電的代表，該135萬千瓦機組還具有FCB功能，可為電網防止大停電事故提供支撐。
煤電機組深度調峰
的技術風險和成本分析
不過，同節煤收益不同，深度調峰是有技術風險和成本的，深調幅度越大，風險和成本越高。而深調補貼，也是與此強相關的。煤電機組在深度調峰運行狀態下的成本主要有：安全風險成本、壽命損耗成本以及煤耗上升成本等。
第一類是安全風險問題，因為對于常規設計的鍋爐，其最低安全穩燃負荷都有規定，一般為35~30%額定負荷，當低于這一負荷時需采取燃油等穩燃措施，但燃燒效率、除塵效率則會下降。而此時，空預器結露、堵塞和腐蝕的風險也會顯著上升，會導致廠用電率和排煙損失上升等。
第二類是壽命損耗成本。機組設備在超低負荷下，通常機組的主蒸汽溫度會大幅下降，相當于經歷了一次溫態啟動。而制造廠商對于機組全壽命期的啟動次數是有限制的，溫態啟動不過是數百次。如果機組頻繁地進行深調運行，若無良好的應對措施，會出現壽命的快速損耗。
第三類是能耗成本。機組進入超低負荷后，汽輪機熱耗會急劇上升，并且伴隨著汽溫的大幅下降，汽輪機的熱耗上升幅度還會進一步加劇。加上鍋爐燃燒效率的大幅下降、廠用電率和排煙損失的快速上升等，一般情況下，當負荷降至20%時，其煤耗比額定工況要升高150克/千瓦時以上。
先進煤電技術應用
的典型案例和推廣展望
綜上所述，要使深調補貼真正成為電廠贏利的新途徑，并確保機組的安全，就得控制上述三類成本。慶幸的是前述某135萬千瓦機組所采用的經濟、環保、安全型20~100%深度調峰系列技術，已妥善解決上述三類問題。但是，低負荷運行時的煤耗上升是不可避免的，20%的超低負荷下，該機組的供電煤耗的上升幅度僅70克/千瓦時水平（相對THA工況），與深調補貼相比完全可以接受。
由于大部分新建機組的容量為66萬千瓦和100萬千瓦等級，針對這類機組為單軸布置的特點，相應開發的升級版“汽輪發電機全高位布置技術”已就緒，其綜合性能及性價比優于“高低位布置技術”，且66萬千瓦等級機組還有望沖擊50%的機組凈效率（對應機組供電煤耗245.67克/千瓦時）。同時，這類機組將同樣加載經濟、環保、安全型20~100%深度調峰系列技術。
而在我國存量機組中，經濟上最為困難的是煤耗相對最高的亞臨界機組，其實際的年平均運行供電煤耗約在335~350克/千瓦時（含脫硫、純凝、濕冷機組），其次是超臨界機組，煤耗約在315~325克/千瓦時。這類機組如何沖出困境，出路無非就兩條，即通過采用創新技術進行大幅提效改造，煤耗降幅一般不小于30克/千瓦時。另一條路是應用深度調峰系列技術，去爭取深調補貼收益。
目前成功的案例是華潤某電廠3號32萬千瓦亞臨界機組所實施的高溫亞臨界綜合升級改造項目。該項目花費3.5億元投資，使機組THA的平均性能試驗供電煤耗達285克/千瓦時，比改造前下降了35克/千瓦時。同時機組最低負荷可達19%。另外該電廠實施改造后，按最新政策，機組還可獲得至少15年的延壽。因此，這類改造的性價比很好。
總而言之，對于存量機組，不管是亞臨界或是超臨界，甚至是熱電聯供的小機組，通過應用相關先進改造技術，都能夠躋身先進煤電行列。不過，由于近兩年煤電企業普遍經營困難，對于大規模技術改造往往是有心無力。但從純資金投入的角度來看，該類改造的投資收益率遠遠高于銀行貸款利率。因此，如果能將社會資金引入該領域，必將形成多贏的局面。
需要說明的是，上述的討論均未涉及熱電聯供問題。事實上，如果能有供熱用戶，則電廠的效益會更好。
不過，從最終的碳中和目標來看，煤電不可能通過提高效率來滿足二氧化碳排放<100克/千瓦時，但從歐洲的成功經驗來看，大型煤電完全可以通過將生物質燃料替代煤炭來達到二氧化碳的零排放，甚至可配套CCUS技術達到負排放。
綜上所述，在國際能源危機的背景下，我國煤電盡可能通過自身的努力，用最先進的低碳煤電技術武裝自己，大幅節能和深度調峰雙管齊下，不但順應低碳化的歷史潮流，并且能把技術創新轉化為經濟效益，為自身闖出一條解困之路，從而為國家穩定電價，提升我國制造業的國際競爭力，并且護航新能源的快速發展，為實現“雙碳”目標而作出多方位、歷史性的巨大貢獻。
本文系《中國電力企業管理》第10期獨家稿件，作者馮偉忠供職于上海申能電力科技有限公司、毛健雄供職于清華大學能源與動力工程系。
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