张化伟
华电国际电力股份有限公司奉节发电厂 404652
摘要：煤电发展前景不容乐观已是电力行业内外的普遍共识，“双碳”目标的国际承诺已成为约束煤电发展的“紧箍咒”，煤电未来生存状态、发展空间加速缩短、挤压，尤其是重庆区域以煤电为主的能源结构在短期内难以改变，推动煤电绿色低碳发展，保证煤电未来持续稳定盈利是目前亟待解决的问题。提升煤电机组调峰灵活性，降低碳排放率，推进渝东北网架结构优化，建立风光火储互补平台，是提速煤电绿色低碳，解决煤电生存困境的有效对策。
关键词： 调峰 碳排放 网架结构 互补平台
2021年3月，全国“两会”强调要“制定2030年前碳排放达峰行动方案，推动煤炭清洁高效利用”。中央财经委员会第九次会议上，习近平总书记首次提出要“构建以新能源为主体的新型电力系统”。标志着占我国碳排放总量40%左右的电力行业，首当其冲地成为碳减排路上的主力军和先行者，煤电从基础性、主体性能源向保障性、调节性能源转变已是大势所趋。
一、基本情况
（一）背景
近年来，国家加大推进关停淘汰落后产能的力度，在保证电力、热力供应安全的前提下，继续淘汰关停排放、能效不达标的落后煤电机组。引导非供热亚临界煤电机组优先退出，控制煤电规模在11亿千瓦以内。
推动能源清洁低碳安全高效利用，是“十四五”我国能源发展的基本方向。新能源发展快速推进，2020年风电、光伏装机已分别达2.8亿千瓦和2.5亿千瓦，风电、光伏等新能源发电量占比也从2010年的1.1%上升到2020年9.5%。预测到2025年，风电、光伏可全面实现平价上网，可再生能源将成为能源消费增量主体，并逐渐成为存量主体。在这种情况下煤电从主体电源向调节性电源和应急备用电源转变已是大势所趋，同时，2030年碳达峰、2060年碳中和目标提出，煤电市场份额或将进一步收缩，煤电角色转变已成定势，煤电企业提质、降本、增效诉求愈加迫切，节能、减碳成为煤电企业可持续发展的必然要求。
（二）重庆区域能源结构
截止到2020年底，重庆统调在运电厂装机一共20030.06MW，其中火电(含煤机、燃机、生物质能）14060MW，占装机总容量的70.19%（煤机占比高达63.94%）；非化石清洁能源装机总容量为5970.06MW，占装机总容量的29.81%。重庆区域能源结构仍然是以火电为主，其中煤机处于主导地位。
二、煤电企业中长期发展存在的问题
1.重庆市由于煤矿事故频发，关停所有煤矿。对区域煤炭供给造成巨大影响，受此影响，重庆市煤价预测将长期处于高位运行。
2.随着“3060”年双碳目标的提出与逐步实施，随着新能源市场容量的比重越来越大，火电企业如何与风、光等新能源深度融合，充分发挥优势互补的优势，这是制约火电企业发展的又一“瓶颈”问题。
3、煤电市场份额或将进一步收缩，煤电角色转变已成定势，煤电企业如何在国家能源新政策的引领下，更深层次地提质、降本、增效，是火电企业为实现长期盈利需迫切解决的问题。
4、在“3060”年双碳目标的驱动下，逐步实施节能、减碳成为火电企业可持续发展的必然要求，火电企业如何建立节能减碳的高效机制，为区域发展注入新动力，这也是需要解决的重大问题。
5.碳排放交易成为必然趋势。作为调节碳排放的杠杆，碳排放交易在最新要求下，必将起到更加关键的作用。
三、煤电企业中长期发展建议
在“双碳”目标下，清洁能源是电力发展新的增长点，煤电企业将逐渐由主力退出到调峰和备用状态，对于重庆区域火电企业来说，在“双碳”目标下，同时受外电入渝和外购电影响，火电企业发电利用小时数较低，如何实现转型发展是当前乃至未来一段时期面临的问题，从国家政策和技术发展趋势来看，主要采取以下措施。
（一）推进重庆渝东北与主网第二联络通道长寿至九盘线路建设，提高电网安全运行稳定性。
1.根据《重庆市“十四五”电力发展规划》中的相关要求“推进渝东北与主网第二联络通道建设，保障清洁电力可靠送出，提高渝东北电网安全可靠水平”，新建长九线路完全符合国家及重庆能源局电力发展新规划、新政策。长九线建成后与万盘线、长万线形成环网结构，提高渝东北及华中电网供电可靠性，彻底解决九盘站孤岛运行的弊端。新建长九线路后将大幅提高各线路负荷传输效率达到80%以上，提高了线路运行的经济性、可靠性、稳定性、安全性。
2.以川渝电网一体化“提档升级”为契机，届时将建设天府南-铜梁、成都东-长寿、铜梁-长寿1000kV特高压交流线路工程，配套建设天府南、成都东、甘孜、铜梁、长寿等特高压站500kV配套工程，所以选择长寿直入负荷中心点可节约大量成本；分公司可深入与电网公司融资合作一同推进长九线路渝东北与主网第二联络通道建设，保障清洁电力可靠送出，提高渝东北电网安全可靠水平。
（二）电力市场改革方面
调研附近水电、新能源运行情况，形成优势互补。充分收集附近其他电源的运行信息，在需短期调停机组时，协调区域送出负荷符合电网调度要求，通过全面计算运行成本，争取机组最低稳燃负荷运行。建立包含容量电价和电量电价的两部制电价体系，健全辅助服务市场。制定相关支持政策和激励机制。完善丰枯电价、峰谷电价及分时电价政策，引导用户科学用能;建立健全常规电源为新能源调峰的辅助服务补偿机制和市场机制;推动建立区域电力市场，消除省间壁垒，保障清洁能源优先消纳;制定管理办法明确企业自备电厂参与系统调峰。
1.积极探索建立新的火、风、光互补平台，推动智能电网建设，将谷期无法兑现的电量转入风电、光伏发电从而实现电量兑现。
2.建立容量补偿、容量市场等机制，帮助灵活性资源回收投资建设成本，并实现系统调节能力总量目标引导和市场化配置。
3.抓住碳交易市场先机，充分发挥现货市场竞价规则的作用，进一步完善省间交易机制，打破僵化的利益分配格局，做大跨区输电的‘盘子’，实现在更大范围内的资源调配与电力互济。”
（三）煤电企业技术改造
1.大力提升煤电机组灵活性，加快改造步伐，支撑和服务新能源发展，适应日趋频繁的调峰需要。
2.探索机组储能业务，提高深度调峰能力。在电网需调停机组时，将机组降至最低稳燃负荷给储能装置充电，待升负荷时由储能装置向系统放电。减少机组启停次数，延长机组寿命。
3.碳捕获、利用与封存（CCUS）二氧化碳
煤电一直是我国电力供应的主力，其生产方式必然会产生大量二氧化碳，而碳捕获、利用与封存（CCUS）二氧化碳被视为解决这一短板的关键技术。“根据目前情况测算，煤电应用CCUS将使能耗增加24%到40%，投资增加20%到30%，效率损失8%到15%，综合发电成本增加70%以上。”
4.发展综合能源服务，拓展机组可持续发展渠道。广泛调查、对接潜在市场用户，提供抽气供热服务，将机组建设成为工业园内的能源供应站。在综合考虑多方因素条件下，引入民生项目，保障机组的连续平稳运行。
5.2021年是贯彻落实《成渝地区双城经济圈建设规划纲要》开局之年，重大项目将对规划落地发挥支撑作用。完善能源调峰体系。深入与重庆市能源局、电网公司合作，坚持供给侧与需求侧并重，加强电网调峰能力建设，构建电力交易新模式，共同打造成渝区域电力销售市场一体化的共享平台。通过“源-网-荷-储”互动促进可再生能源消纳，塑造能源电力领域开放共享型的平台，对接工业互联网。
6.构造能源交易商业模式新业态，打造成渝地区市场一体化共享平台，实现能源资源灵活优化配置。增进成渝两地跨省电力交易，丰富交易品种，优化电网运行。开展成渝地区新兴产业协同规划，贯通成渝能源产业链，实现联动发展。在丰富交易品种方面分公司打造四川区域与重庆区域火电及新能源的电力交易新模式，做到川渝区域电力交易优势互补，逐步推广应用至其他区域。