煤电为什么能帮助新能源电力调峰？——《马一峰 能源前沿报告》读书笔记08

本节思维导图见文末，整个系列更新完成有一个总的思维导图。前面我们讲了石油、天然气这些“老选手”的新发展，在赛道模块不得不提最

本节思维导图见文末，整个系列更新完成有一个总的思维导图。

前面我们讲了石油、天然气这些“老选手”的新发展，在赛道模块不得不提最传统的能源——煤炭。要知道，煤电，目前它在中国电力结构中，以70%的比例持续占据绝对地位。这次它的一个变化，甚至会影响新能源普及的成败。

2022年4月，内蒙古包头市发改委公示了一个项目的竞标结果，项目名称有点长，叫做“包头市2021年火电灵活性改造配套新能源项目竞争性配置”。中标方是中国华能，同时拿下了两个标段，合计有38万千瓦，包括风电和光伏。

你可能已经注意到了，这个项目特殊地方在于，它把煤电厂改造和风光项目打包在一起了。

为什么煤电厂改造和风光项目要打包起来招标呢？

内蒙古有很多煤电厂，多是华电、大唐、国电等“国字号”的发电企业。再加上当地的风光资源也很好，这些发电企业同时还开发了风光发电项目。但有个问题一直困扰当地，生产了大量的风光电后，调峰能力却跟不上了。

调峰指的是，为了保持电网稳定，发电端要提高或者降低发电量，来适应用电端的负载要求。也就是用户多用你就多发，一种灵活性。储能是一种调峰设备，煤电厂也可以调峰。

内蒙古创新的这个方案的创新点，就是要求想干新能源项目的投资方，把自己的煤电厂给改造了，让煤电厂达到调峰要求。这样一来，你拿到新能源项目开发权的筹码，就是得有煤电厂，这就叫做“竞争性配置”。

在我看来，这种打包模式，很可能进行全国推广，还会推动煤电在我国电力结构中的角色发生重要变化。

为什么这么说呢？首先，这种模式，可以让新增的风光电项目产生的调峰需求，在项目内部就解决了，不会给电网增加额外负担，有利于新能源消纳。

我再给你看组数据。2022年3月，国家能源局在《“十四五”现代能源体系规划》中对各项能源的发展做出了具体要求，我算了一下，新能源装机量到2025年要达到12亿千瓦。按国际标准来算，平均调峰比例要达到装机量的15%，12亿千瓦的新能源装机量，需要的调峰能力大约是1.8亿千瓦。

1.8亿千瓦的调峰需求，究竟该如何实现呢？

此前，我国主要靠抽水蓄能和煤电。

抽水蓄能现在的装机量是3000万千瓦，到2025年要增加到6000万千瓦。但抽水蓄能受地形限制很大，很难再大规模增加了。

新加入的新型储能，装机量是400万千瓦，2025年要增加到3000万千瓦。新型储能主要靠电池，储量有限，成本又高，市场机制还没成熟，所以3000万千瓦这项数据已经比较乐观了。

理论上，储能的装机功率可以百分之百拿来调峰使用。除了储能之外，核能、水电、气电等能源的调峰能力大约有2000万千瓦。

剩下约7000万千瓦的调峰缺口，只能靠煤电来解决了。【一般大型煤电机组，是300MW，1M=10^6，而这里的单位万千瓦，也就是10^7瓦（W）），也就是7000万千瓦=70000MW】

2021年10月，国家发改委和能源局联合发布了《全国煤电机组改造升级实施方案》。里面重点提到，要对正在运行的煤电机组进行灵活化改造，功率体量大约是2亿千瓦；同时，还要新增1.5亿千瓦灵活化制造机组，这类机组在出厂时就自带强大的调峰能力。（《全国煤电机组改造升级实施方案》——对供电煤耗在 300 克标准煤/千瓦时以上的煤电机组，应加快创造条件实施节能改造，对无法改造的机组逐步淘汰关停，并视情况将具备条件的转为应急备用电源。）

根据行业数据，这两部分能带来大约7000万千瓦的调峰能力，基本能解决我刚才算下来的调峰缺口。（也就是深度调峰7000万/3.5亿=20%，也就是负荷率80%左右，意思就是满功率开动的80%营业，当然这是初步，至于调峰能力要求高了，正好反过来）

你可能会担心，煤电机组改造要有成本，经济上可行吗？

我们比较着来看。抽水蓄能的成本主要在设备，投资规模比较大，初始投资最少要占60%。煤电机组改造的成本主要在技术和设备上，资金是逐步投入的。综合计算，抽水蓄能的建造成本每年每千瓦是120元，新型储能是400元，而煤电机组灵活性改造的成本是50元。

不难看出，煤电机组改造的成本最低，加上我国煤电厂的基数比较大，所以会有更大的改造潜力。而且我前面也讲了，实际情况中，煤电机组得完成剩下的调峰任务。

所以，煤电在我国电力结构中的角色会发生重要变化。国家在《“十四五”现代能源体系规划》里有明确的说法，我给你念念原文：“由主体性电源向提供可靠性容量、调峰调频等辅助服务的基础保障性和系统调节性电源转型”。意思就是：煤电未来的任务，会从发电为主转到辅助服务上，要帮助新能源，进行电力上的调峰调频。

值得注意的是，这可是煤电在中国历史上的一次重要转变。当然，这个过程也充满挑战。

咱们就拿最关键的“技术关”来说。煤电机组要实现调峰，就需要在新能源供电低谷的时候，高功率运行增加发电，填补缺口；还要在新能源供电高峰的时候，能够低功率运行，减少电力输出。

这样一来，煤电机组稳定运行的额定功率越低，它能提供的调峰能力就越强。以前煤电机组只能实现额定功率50%的状态下稳定运行，现在要求达到20%，技术难度很高。

我简单介绍一下工作原理。煤电机组主要由三个部分构成，也就是锅炉、汽轮机、发电机。锅炉提供蒸汽，汽轮机把蒸汽的热能转变为旋转机械能，发电机再把汽轮机的机械能转化为电能。

让煤电机组以低功率运行，就要减少进入锅炉的煤。但锅炉燃烧室的空间不会变，煤粉减少了，空间温度就会降低，温度降低，那煤粉就无法充分燃烧。无法充分燃烧的煤粉，可能会在内壁结焦，或者产生过多的硫化氢产物，对设备造成腐蚀。

煤粉减少还会导致燃烧室内发热不均匀，温度太高的地方，容易烧坏用来产生蒸汽的水冷壁，温度太低的地方，蒸汽质量又不够好，会对汽轮机叶片造成冲击和损伤。

锅炉燃烧室的温度降低了，排放的废气温度也会跟着降低，但处理这些废气的催化剂都是提前设计好的，温度变化会导致催化剂失效，造成排放不达标。

当然了，有挑战就有机遇。很多设备厂家和煤电厂运营方，已经加入到设备改造的市场中了。

比如上海外高桥第三电厂的运营方申能电力，是这个新兴领域的头部企业。它们研发了很多深度调峰技术，比如弹性回热技术、安全经济热电解耦技术等。

其中有一项广义回热技术体系，能把产生的蒸汽再次利用，比如从汽轮机的位置抽出一部分蒸汽，用来加热进入锅炉的煤粉、空气、冷水。燃烧室的温度被提高后，投放的煤粉量即使远低于设计值，也能充分燃烧。

目前，这些技术已经在第三电厂的机组上运营了，功率降低到20%也能稳定运行。

技术实现了还不够，企业成本还会增加。比如改造会导致设备损伤，需要额外的运维成本；再比如，煤电机组低功率运行，发电量少了，盈利也就降低了。辅助服务的补贴机制不完善，煤电厂就没有改造的动力。

实际上，“十三五”期间，国家发改委和能源局就推动过煤电机组的灵活化改造，当时只完成了目标的25%。目标没完成的原因，不只是技术不成熟，更主要的是补贴机制不合理。

为什么这么说呢？2016年到2017年，只有少数企业进行了机组改造，所以调峰资源比较稀缺，企业能拿到一个很高的辅助服务价格。在东北地区，1度电的服务价格就能达到4毛到1块，比发电获益都大。到2018年和2019年，参与企业越来越多，竞争变得激烈了，价格就越来越低。这是发电侧的零和博弈，没有新增价值，企业就没有了参与动力。

煤电厂的改造是为了消纳更多新能源电力，但是新能源并没有为这个价值付费。这在经济学里叫“正外部性”，意思就是生产和消费给他人带来了收益，但受益者并不用为此支付和补偿。就像养蜂人的蜜蜂会给果农带来好处，果农却不用为此付钱一样。

那怎么解决呢？经济学给出的答案是“外部性的内在化”，意思就是通过改变激励，让做出贡献的人成为受益者。内蒙古这次做出了表率，让能做煤电灵活化改造的企业优先拿到新能源项目，让新能源自己来负责调峰的费用，相当于让果农自己去养蜜蜂了。

项目实施到现在，效果非常好，其实安徽、吉林在2021年也开始这么做了。安徽专门给煤电灵活改造配置了1GW新能源项目。吉林虽然没有明确具体配置的数量，但明确表示，会给调峰能力在100万千瓦以上，同时供热能力在200万千瓦以上的企业，直接配置一部分风光电项目。

我有个预测，随着新能源项目的推进，调峰需求会越来越强烈，有调峰潜力的煤电厂甚至会成为抢手资源。比如三北地区，不仅在火电装机量上占到全国的40%，还是国家大型风光发电基地的主战场。

但需要注意的是，目前参与改造的都是中型煤电机组，大型低耗能的机组主要任务还是发电，小型机组的调峰能力不够。（按发电厂装机容量分小容量发电厂（100MW以下），中容量发电厂（100—250MW），大中容量发电厂（250—1000MW），大容量发电厂（1000MW以上）。）那些服役超过20年的机组，不管功率多大，原则上都不具备改造价值了。可以预见，后期很多小型煤电厂，尤其是那些既不能低耗能发电，又不具备调峰能力的，基本要被淘汰。

你看，内蒙这个风光项目打包煤电厂的新模式，不仅合理解决了新能源消纳问题，催生出增量市场；还促使煤电厂迭代升级，在能源转型中找到了自己的新机会、新定位。

思维导图：