煤电发展现状及前景瞻望

截至2020年底，我国火电装机容量12.5亿千瓦，占电力系统总装机容量的56.8%，其中，煤电装机容量10.8亿千瓦，占火电总装机容量的86.4%。一直以来，煤电都是我国电力系统主要的电源形式，而2020年，新装机占比却历史性降至50%以下。在当前降碳背景下，能源结构将不断调整优化，煤电企业未来的发展方向是一项重要课题。

有观点认为，到“十四五”末，以风电、光伏为主的新能源将取代煤电，煤电将彻底退出历史舞台。这一观点是不科学的。公众对于煤电的固有印象是高污染、高耗能，但其实早在“十二五”末，环保部、国家发改委、国家能源局就联合印发了《〈全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案〉的通知》，要求到2020年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放。截至2020年底，全国达到超低排放限值的煤电机组约9.5亿千瓦，约占煤电总装机容量的88%，排放指标优于燃机机组。

近年来，虽然以风电、光伏为主的新能源发展迅猛，但煤电机组所起到的支撑保障作用也不容忽视。风电和光伏受气象条件的影响和限制，机组出力时刻都在发生变化，且无法实现持续性供电。正因为有了煤电机组作为坚实的后盾，这些没有后顾之忧的新能源机组的装机容量和占比才能够实现节节攀升。然而，随着新能源机组并网容量的增加，其出力的波动性和间断性将进一步凸显，对电力系统的冲击也将进一步增大。因此，必须采取有效方式解决新能源机组调峰调频及电压控制的问题。

目前，大容量储能技术尚未成熟，储能电池的产量也远滞后于新能源的发展规模，同时，备受关注的氢能技术也仅仅处于示范应用阶段。虑到安全性、可靠性、稳定性以及对电网调节的灵活性，作为电力系统“压舱石”的煤电，无疑是当前最优的选择。构建以新能源为主体的新型电力系统与煤电的续存并不冲突。新型电力系统的构建和发展需要煤电，在未来很长一段时期内，煤电仍将发挥重要作用，角色将逐步从主要电源过渡为辅助电源。如何与煤电协调发展将成为制约新能源发展的关键因素之一，而煤电也应打开格局，肩负起新时代赋予的新使命。

煤电与光伏储能联动发展模式探索

站在煤电企业的角度，新能源是一个新事物、一个竞争对手，但如果打开格局，从整个电力系统的视角来看，新能源与煤电的关系应该是相辅相成的。构建以新能源为主体的新型电力系统要从大处着眼、小处着手，煤电企业应打破原有思维模式，从实际出发，突破革新，用开放和包容的态度不断探索实践，寻找与新能源和谐共处的发展方向。

内涵式发展与外延式发展相结合，可实现内部和外部“双减碳”。对内，煤电企业要充分挖掘自身潜力，激发内在活力，通过技术革新和优化改造进一步提升机组的安全性、可靠性、经济性；通过深化管理体制机制改革打破固化的管理模式，贯彻集约化和精细化的管理理念，合理分配内部资源，减少内耗，有效提升管理效率，强化内部优势，实现“内减碳”。对外，煤电企业要不断开拓创新，以传统煤电为立足点，通过与新能源及储能的深度融合，充分发挥各产业优势补齐短板，在不同情境下灵活调整运行模式，合理高效利用能源，从而实现“外减碳”。

只有不断前进深化能源技术革命，才有更多的发展空间。煤电企业要顺应新形势下的要求，借助能源革命的东风，加快转型发展，探索多样的发展方向。

例如，煤电厂多位于郊区，近煤矿区或沿海沿江，厂区大多空间开阔，部分还配套建设职工及家属生活社区，在不影响电厂安全生产的前提下，可充分利用厂区及生活区建筑屋顶、停车场、煤场顶棚等区域，在建设分布式光伏时，无需另外投资建设升压站，而是通过接入厂用电系统，即可实现并网。光伏所发电量可供厂内办公、照明、卸煤码头岸电及生活区用电使用，可在降低厂用电率的同时，将就地消纳后富余的电量上网，产生一定的经济效益。

又如，煤电厂可根据装机容量，按比例配置一定规模的电力储能，建设储能电站，与厂内燃煤发电及分布式光伏形成互补联动模式。燃煤发电“源随荷动”，光伏发电“靠天吃饭”且夜晚没有出力，当新能源接入系统容量占比不断提升，新能源的波动性和间断性将导致电源侧的调频和顶峰压力激增，因此，新型电力系统势必需要煤电企业拥有深度调峰的灵活性。除发电机组的灵活性改造外，在电源侧尤其是在煤电企业建设储能站，是缓解这一状况的有效措施之一。

此外，在光伏车棚建设的同时，可配套建设车辆充电系统，为通勤班车、公务车、私家车、助动车等提供充电服务，满足厂内车辆的充电需求，实现电动车辆充电的统一有序管理，提升清洁能源利用率。

进一步思路拓展，结合换电重卡的概念，位于矿区、化工区、机场、港口等附近的煤电厂，可在厂内建设换电重卡充电站，利用分布式光伏或在煤电机组较低出力时对重卡电池进行充电，减少机组低负荷运行时间，提高机组经济性。一批电池充电完毕后，可由专车运输至厂外更换电站，为重卡提供换电服务，替换后的空电池可由专车运回厂内充电站充电，在助力高耗能物流运输行业减碳增效的同时，为企业增创一定的经济收益。