“三改联动”的经济账 发布时间:2022-07-19 浏览次数:1037

　　最近，在全球能源危机与衰退风险的倒逼下，欧洲多国将重启“燃煤时代”。煤炭的短暂回归或许只是全球碳中和大势下的一个插曲，但这足以显示，无论是国内还是国外，在迈向碳中和的长期过程中，传统能源快速退出不可行。立足于我国以煤为主的基本国情，在构建新型电力系统和现代能源体系的进程中，仍然需要传统能源承担支撑大局的历史重任。

　　在做好“煤炭清洁高效利用”的转型大文章中，“三改联动”是其中的重要篇章。今年1月，中共中央总书记习近平主持第三十六次集体学习时指出大力推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”；2022年《政府工作报告》再次强调推动煤电改造。对于煤电行业而言，机组升级改造并不是一项新任务，但在“双碳”目标和能源保供的背景下，煤电改造已从企业视角下的转型自救，迈向全国战略层面的谋篇布局，以满足“十四五”乃至更长时期内能源电力系统对于煤电机组节能降碳、承担供热和消纳新能源的系统性需求，促使煤电融入碳中和总体战略、提升我国整体能源安全和低碳发展水平。

　　在今年4月召开的全国煤电“三改联动”典型案例和技术推介会上，国家能源局副局长余兵表示：“煤电升级改造既要算经济账，还要算社会账。”从社会和系统层面来看，“三改联动”保供应、促转型的效益显著，但实现“三改联动”的目标和要求，需要每一个实实在在的市场主体基于经济性的考量来推动。如果改造已经成为煤电企业不得不面对的必选项，那么如何改，这笔经济账才能算得过去，是决定改造能否顺利推进的关键问题。

　　“三改”如何“联动”？

　　节能降碳改造、供热改造和灵活性改造三者之间，既有可协同之处，也存在对立之处，如机组供热对于调峰深度会产生限制，机组深度调峰运行时的平均度电耗煤量会增加。对于同一家企业和同一台机组而言，“三改”应如何“联动”？

　　上海发电成套设计研究院有限责任公司火电中心副主任兼总工陶丽表示，“三改联动”的核心在于寻求改造的综合效益最大化或者经济性的最优平衡点。无论是节能、供热还是灵活性改造，往往是以其中一项作为主线，兼顾另外两项。

　　在北方，煤电机组通常“身兼数职”：既要在电力保供中发挥基础保障性作用，又要在调峰矛盾突出时作为调节性电源为系统稳定运行服务，还要承担为居民供暖或工业供热的职责。华能大庆热电有限责任公司在国家提出《全国煤电机组改造升级实施方案》之前便已开展供热改造和灵活性改造。“主动选择改造，最主要的原因在于近年来传统发电企业的经营压力大，机组利用小时下降。如果我们不改造，一方面机组调峰能力有限，另一方面供热能力也会随着机组负荷的下降而下降，供热保障不了，发电的基础电量也无法保证，经营效益大幅下降，因此，改造成为电厂发展的必然选择。”华能大庆热电有限责任公司副总经理刘仁龙道出了电厂经营的严峻形势和改造的初衷。

　　刘仁龙说，节能改造协同供热改造可有效提升机组能效，切实降低总体煤耗。“据了解，30万千瓦机组的煤耗大部分都达不到国家提出的300克标煤/千瓦时的要求，我们的机组协同供热改造，在供热期供电煤耗能够稳定在185克标煤/千瓦时左右，如果不是依靠大量的供热，单纯依靠技术改造是不可能实现这个水平的。”刘仁龙说。

　　记者在采访中了解到，节能改造项目的论证与调研十分重要，其中最大的风险点在于改造方案的最佳节能工况点与实际运行情况不相符合。“比如采取的节能技术是基于70%的负荷效果最佳，但实际随着新能源的发展和调峰需求的加大，如果电厂平均运行负荷只有40%，那么节能效果偏差很大，成本回收的难度也会加大。”华能井冈山电厂副厂长朱鹏告诉记者。

　　随着煤电参与调峰的频次与深度不断增加，如今，一些机组长期低负荷运行，中低负荷甚至超低负荷运行成为煤电机组的“新常态”，运行经济性大幅度下降，业主在开展改造时关注到的边界条件已经发生变化，为适应当前机组的运行模式，最大限度降低各项损耗，行业普遍关注低负荷节能。

　　“未来煤电机组参与深度调峰势在必行，尤其供热机组既要满足电网调度要求，也要满足热用户需求，矛盾更为突出。要在兼顾调峰和供热的前提下实现供热热电解耦协同灵活性运行及全负荷段节能，这其中的关键是热电解耦。这就要求机组进行供热改造的同时兼顾灵活性和宽负荷段运行节能。”陶丽说，“一方面，要求机组最佳经济的运行负荷从原设计的高负荷逐步趋向于中低负荷，另一方面，需要从热力系统、辅机用电等全方位的角度来考虑节能效果，从业主的角度来说，追求的是全年节能，就需要重新确定经济负荷点。”

　　无论是节能、灵活性还是供热改造，选择改造方案的核心都要遵循区域电力或者热力市场的发展规律和需求，确定改造的方向、重点和深度。根据热用户需求和电网要求，遵照“适度超前、一厂一策、一机一策”的原则制定改造方案。“电厂主辅系统‘牵一发动全身’，任何一个边界运行条件的改变都会有深远的影响，一定要选择适合本厂生产实际、自身设备特性并符合当地市场需求的改造方案，只有在项目选择上优中选优、实施过程中管控到位，才能最大限度地保障项目经济性。”朱鹏说。

　　改造深水区边际效应缩小

　　降低煤耗是电厂发展的刚性约束。业内人士告诉记者，当下煤电通过单纯的节能改造项目降低煤耗的边际效应已经微乎其微。“节能改造项目初期投资动辄上亿元才能降低几克甚至零点几克的煤耗，节能效果、盈利空间需要经过反复论证，企业在开展节能改造方面已经相当谨慎。”业内人士表示。

　　记者在采访中了解到，煤电容易改、见效快的节能项目绝大部分都已经完成，剩下的都是投资金额极高、实施难度也较大的项目。例如高温亚临界机组综合升级改造，将锅炉蒸汽温度参数从541摄氏度提高到569摄氏度甚至600摄氏度等级，一台60万千瓦的机组改造费用将近4~6亿元。以目前煤电连年亏损、发电量预期下行、煤价高企的现状，其投资回报率很难通过集团的立项审批。

　　此外，由于我国节能政策和指标更新较快，机组的改造往往跟不上指标要求的变化。节能改造项目的可研论证、改造实施、调试运行、成果验收周期较长，往往刚投入巨资完成一轮改造没多久，部分指标已不符合最新的节能政策要求，从而陷入重复投资、项目亏损的尴尬境地。

　　“单纯节能改造投资比较大，收益效果往往不佳，需要结合供热及灵活性改造联动实施，节能改造为主线，挖掘供热潜力和深度调峰能力，实现节能降耗提升盈利能力，把供热和辅助服务收益加进来算总账，才有可能算得过账，这种方式也符合煤电机组未来发展需求。”陶丽说。

　　开拓工业用户是一块利润极高的业务。记者在采访中了解到，在经济发达地区，即便是在当前的煤价下，工业供汽的盈利仍然是可观的。“一方面，工业园区有日益增长的用汽需求，另一方面，供热区域内的低效、高排放的分散燃煤小锅炉也需要逐渐被替代，未来无论是北方还是南方，煤电机组供热改造都会是一个大方向。此外，工业供汽是纯市场行为，在经济较为发达的地区，企业对于热价的承受力较高，煤电运行成本的上升可部分传导。”陶丽说。

　　但对于北方民生供热机组而言，承受当前的煤价压力巨大。“就现在的煤价而言，无论是发电还是供热，都很难有利润。但我们作为保供单位必须保民生。去年，富发电厂向齐齐哈尔市中心供热项目正式开工，建成后将负责齐市2400万平方米的供热面积。”华电能源股份有限公司富拉尔基发电厂厂长刘伟说，“这一供热改造项目总投资22.8亿元，可研阶段按照约490元的标煤单价、42.84元的趸售热价进行测算，预计10年能收回投资成本，但如今煤价已经翻番，如果热价不上调，我们就会面临亏损。”

　　记者了解到，北方民生供热价格多年不涨，对于承担居民供热的发电企业而言，即便煤价飙升也需要保民生。刘伟说：“我们正在积极与政府价格部门沟通这一问题，争取煤热联动机制的落实，但民生热价调整需由政府召开价格听证会，调整的难度较大。”

　　灵活性改造需打破零和机制

　　《实施方案》要求“存量煤电机组灵活性改造应改尽改”，“十四五”期间我国火电灵活性改造目标为2亿千瓦。

　　陶丽认为，煤电机组深度调峰灵活性运行是国家能源行业发展的大趋势，“应改”二字最能体现地区和电厂需求的差异性。电力辅助服务市场需求、可再生能源消纳需求以及热电解耦需求决定着灵活性“应改”的边界和范畴。“‘三北’地区新能源消纳压力大，弃风弃光严重，该区域内的火电机组，我认为都属于‘应改’的范畴。对于南方地区部分机组，具有深度调峰需求或工业供汽和深度调峰运行矛盾突出的这类机组也属于灵活性‘应改’的范畴。”陶丽说。

　　但灵活性改造并不具备强制性，而是电厂基于市场激励来自发开展，这就意味着需要配套完善的市场激励机制。但目前由于各地区电力供需、电价情况均有不同，多地尚未建立起相应激励机制或者激励水平较低。

　　以最早开展这项工作的东北地区为例，其成本分摊的对象主要是新能源企业和不具备深度调峰能力的火电企业补贴给参与深度调峰的机组。刘仁龙表示：“自2018年以来，火电机组如果不参与深度调峰，就要补贴给参与深度调峰的机组。2018年前四个月，我厂因为没参与深度调峰，支付了大约500万元的调峰补贴，2019年以后，1号机组完成灵活性改造，冬季调峰收入增加了约2800万元；2020年2号机组也完成了改造，2020年调峰收入又同比增加1152万元，两年时间通过灵活性改造仅深度调峰收入就增加了6752万元。东北地区最早完成灵活性改造的某电厂每年调峰收入达到2~3亿元之间。”

　　但随着煤电机组灵活性提升工作的深入开展，未来调峰市场存在调峰资源过剩、补偿价格降低的可能性，同时新能源快速发展带来的消纳空间需求，也会对煤电灵活性提升规模产生显著影响。

　　“从去年12月开始这一趋势已经很明显了，目前在黑龙江，各个电厂都逐渐完成了灵活性改造，市场基本饱和，企业间的调峰竞争愈发激烈。有些电厂的调峰收入降至原来的60%左右。”刘仁龙说。

　　对于发电企业而言，参与深调是一场“零和游戏”。调峰市场普遍存在辅助服务补偿力度小、补偿机制不合理的问题，目前辅助服务费用无法传导至用户，资金来源有限，机组调峰的成本分摊机制亟需实现突破。

　　“按照目前的政策和改造成本，我们60万千瓦和30万千瓦机组实施灵活性改造收回成本需要较长时间。”朱鹏对本刊记者说。

　　“火电灵活性改造技术上是成熟可行的，企业是否愿意推进主要取决于是否有合适的盈利点及可持续的收益。建议国家能源主管部门进一步健全完善深度调峰市场补偿机制，根据不同地区电力系统特点进行差异化设计，不仅要让电厂在合理时间内收回改造投资，更应让改造成为其重要的利润增长点。”陶丽表示。

　　目前，灵活性改造的收益过度依赖辅助服务市场，收益模式单一，灵活性改造的激励机制需多元化。今年4月，内蒙古自治区能源局下发《关于实施火电灵活性改造促进新能源消纳工作的通知》指出，开展火电灵活性改造后新增的新能源消纳规模，按照不低于改造后增加的调峰空间50%的比例配置给开展灵活性改造的企业。这一政策给企业开展火电灵活性改造注入了动力。内蒙古大板发电有限责任公司总经理杨占海表示：“按照这一政策，我厂2台机组都完成灵活性改造之后，全额可以配置新能源项目达到50万千瓦，如果这个指标落实到位，对于传统企业转型发展非常有益。”

　　“内蒙古目前将灵活性与新能源建设进行捆绑挂钩，这一做法值得推广，将各地新能源规模总量与煤电灵活性提升规模挂钩，实现总量控制，结合当地电力供需形势、电源结构、清洁能源发展规划、供热负荷等因素科学预测本地区调峰需求，将煤电灵活性提升规模纳入区域发展规划，分解落实。”陶丽建议。

　　燃料灵活性改造促火电低碳转型

　　煤炭成本占煤电企业生产成本的七成以上，是影响企业盈亏的核心因素。在当前火电大面积亏损的情况下，降低燃料成本带来的经济效益是立竿见影的，燃料灵活性改造成为机组灵活性改造的重点之一，在项目经济性上的表现也可圈可点。

　　掺烧经济煤种、煤泥、污泥、农林废弃物、垃圾等是燃料灵活性项目的主要方向。由于使用的燃料偏离设计煤种，电厂锅炉受热面结焦、腐蚀、四管泄漏、出力受限等问题需要煤电企业采取技术改造、运行优化、加强运行检修力度等办法来解决。

　　近年来，煤电企业通过开展经济煤种、生活污泥等掺烧工作，以燃料的多元化降低燃料成本，深度融入城市生活业态。比如污泥掺烧项目，脱水后的污泥本身有一定的热值，同时还契合了城市生态文明建设的政策。据了解，上海周边污泥处理费用大约为250~350元/吨，国家电投上海电力漕泾电厂自2018年开展污泥掺烧工作，通过用好当地政策，掺烧污泥半年净利润达4300多万元。

　　此外，燃煤电厂生物质耦合发电也是未来火电低碳发展的方向之一。陶丽表示，实现燃料的多元化取决于改造的设备和技术方向，比如改烧或大比例掺烧生物质，上料系统、输料系统、制粉系统乃至燃烧器都需要进行相应的改造，投资较高，在项目前期需严格测算成本并做好政策研判。此外，生物质发电还存在补贴拖欠、支持政策不到位等问题，目前，煤电生物质耦合发电还停留在技术示范试点阶段。“生物质替代煤炭既降低了燃煤机组碳排放又解决了农林废弃物环境污染问题，还可以通过碳市场交易获得额外收入，是火电机组低碳转型的路径之一。不过目前碳交易价格较低，假如未来碳价进一步上涨，将对其经济性有所改善，未来发展空间可期。”陶丽表示。

（信息来源：中国电力企业管理）