长期以来煤电作为我国的主力电源，在我国电力安全供应保障中发挥着决定性作用。远期来看，在碳中和目标下，无减排措施的燃煤发电量必然逐步削减乃至清零，但这是一个长期过程，不可能一蹴而就。中期来看，到2030年，就全国总体而言，煤电仍然是我国的主体电源，提供近50%的电量，以及不低于60%的容量支撑和重要的电网安全保障；远至2040年，就电量贡献而言，煤电届时仍然可能是第一大电源品种。在低碳减排和安全保供的双重约束下，一方面煤电需要逐步由高碳电源转变为低碳或零碳电源，发展绿色低碳技术，推动煤炭的清洁高效利用，长期逐步退出以顺应经济社会的清洁低碳发展；另一方面煤电同时作为电力供应安全、能源系统碳中和以及生态环境治理的“压舱石”，仍将长时期承担电力安全保供的责任，由主体性电源转向基础保障性和系统调节性电源，同时肩负供热服务。这就要求未来煤电向更加清洁低碳、更加高效、更加灵活的方向发展。
  由于可再生能源的能量密度低、间歇性、不可预测性和不具备电网支撑性能，在我国新型电力系统建设的进程中，可再生能源与煤电不是简单的此消彼长的关系。《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》指出，2030年前煤电装机和发电量仍将适度增长。为满足经济社会用电负荷增长以及新能源大规模高比例发展的调峰需求，在严控煤电项目前提下，近期仍需要在部分地区发展适量为消纳风电、太阳能发电服务的调峰机组和为保障电网安全供应服务的支撑性机组。至少在新能源及其配套的储能技术具备独立保障电力安全供应能力之前，要处理好煤电与新能源的优化组合问题，推进二者耦合发展。这既是我国建设新型电力系统的必由之路，也是可再生能源规模化跃升式发展的前提条件，更是煤电自身转型发展的重要途径。

煤电“三量”与“三新”的耦合发展

          煤电存量、增量、减量“三量”发展促进可再生能源发展

           新能源、新模式、新业态“三新”发展助力煤电低碳转型
  助力新能源，以绿色发展推动 清洁转型。建设一体化清洁能源基地、推进整县式光伏、依托电力企业发展属地的转型光伏、开展风电下乡等，都是发展新能源的重要路径。而新能源发电出力的不稳定性对电网消纳带来压力，系统对储能和调峰电源的需求愈发迫切。然而电化学储能发展尚在初期（成本高，安全性待提升），抽蓄受自然资源条件限制较大，灵活性改造后的煤电调峰已成为当前最优选择。目前风光大基地项目配备调峰火电机组已成趋势，通过规划建设大型风光电基地，鼓励煤电企业与新能源企业开展实质性联营，以综合能源基地模式鼓励周边清洁高效先进节能的煤电发挥支撑性作用，促进存量煤电机组的灵活性改造，主动改变供给侧功能和定位以实现转型，推动煤电和新能源的优化组合，全面提升电力系统调节能力和灵活性。探索新模式，以协调发展推动稳步转型。推进分散式风电、分布式光伏、中小型风光与风光火储互补项目资源储备和开发建设，创新多能互补商业模式。燃煤电厂特别是城市燃煤电厂可以开展多种服务，探索与变电站、储能电站、电动汽车充电站、分布式光伏电站和数据中心的局域集合，实现“源-网-荷-储-用”有机联动，形成面向城市、园区、社区及居民的综合能源服务“一站式平台”。
  布局新业态，以创新发展推动增长趋势。新能源技术、云计算、大数据、移动通讯和人工智能等创新技术的发展，不断推动着电力行业的转型升级，带来电网形态功能的改变，电力新业态不断涌现。发电企业可以充分利用煤厂、库房、热网等厂区布置，因地制宜改造升级，配套部署风光可再生能源、储能、制氢、热泵等，为周边工业园区、产业园区等提供冷热电气水等综合能源服务，并结合技术改造提高煤电机组经济运行和灵活运行水平，发挥煤电的兜底保障和灵活调节作用。

              “三量”“三新”的耦合关系

  面向电力安全保供和低碳转型的双重目标，电力行业低碳转型需要处理好传统电源与新能源之间的关系，实现煤电清洁高效利用与新能源高质量跃升发展的协调统一。煤电存量、增量、减量“三量”发展是新型电力系统转型规划的关键，是电力新能源、新模式、新业态发展的坚实基础，为消纳新能源、保障电力安全提供支撑。以风光为主的可再生能源装机容量并不等于有效容量，尤其是电力系统源、荷资源对越发频繁的极端天气的敏感度提升，电力系统安全稳定面临更大挑战，煤电作为我国电力系统的“压舱石”和“调节器”，必须要发挥“三量”功能价值促进新型电力系统“三新”转型生态的发展。
  新能源、新业态、新模式是助力煤电低碳转型的重要形式，“三新”生态是推动“三量”发展的有效动力。煤电“三新”发展模式有利于推动风电光伏大规模、高比例、多元化发展，促进新能源行业技术进步和产业升级，能够为经济社会发展提供优质丰富的绿色电力。通过积极培育电力源网荷储一体化、负荷聚合服务、综合能源服务、虚拟电厂等贴近终端用户的新业态、新模式，同时搭建能源数字经济平台，发展综合智慧能源，以“三新”模式推动煤电机组功能定位转型，促进煤电与新能源一体化、多元化发展。

              煤电与新能源耦合发展的典型模式
 
“燃煤电厂+分布式光伏+储能厂内耦合”。燃煤发电“源随荷动”，光伏发电“靠天吃饭”且夜晚没有出力，当新能源并网容量不断提升，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机组拥有深度调峰的灵活性。除发电机组的灵活性改造外，燃煤电厂可利用厂房和闲置土地加装光伏，利用光伏发电减少厂用电，可适当降低供电煤耗，减少发电厂碳市场履约成本、增加绿电收益；并根据装机容量，按比例配置一定规模的储能电站，与厂内燃煤发电及分布式光伏形成互补联动模式，提升项目整体的低碳性、灵活性和经济性。
  “燃煤电厂+分布式光伏厂外耦合”。我国建筑屋顶资源丰富，开发建设屋顶分布式光伏潜力巨大。但是建筑屋顶分布广泛、资源分散、单体规模小、开发建设协调工作量大，一定程度上制约了屋顶分布式光伏的规模化发展。启动推进整县（市、区）屋顶分布式光伏开发工作，能够充分调动和发挥地方积极性，引导地方政府协调更多屋顶资源，进一步开拓市场，扩大屋顶分布式光伏建设规模。在推进整县分布式光伏的政策契机下，燃煤电厂利用其中央企业或地方优势国企的资源优势，可以力争成为所在县域的整县分布式光伏平台服务商，实现业务、资产、技术和人员的整合优化和平稳转型。
  “风光大基地+支撑调节性煤电”形成综合清洁能源基地。建设大型风电、光伏发电基地，是稳步快速且有保障地提高清洁能源供给能力的主要途径。围绕以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风光电基地，合理规划建设清洁高效先进节能的配套支撑性煤电，充分发挥煤电基础保障和系统调节作用，进一步夯实煤电的电力保供“压舱石”作用，促进新能源开发外送，为经济社会发展提供坚强电力保障。
  煤电发展为电热冷汽水综合能源。煤电需要从单一发电服务转型为提供多种能源联合供应服务，因地、因企制宜，构建智能供电、气、水、热等系统，构成区域综合供能网架，为城市提供“电、热、冷、汽、水、压缩空气”等多品类能源供应。煤电向综合能源转型发展可以通过煤电生物质耦合、煤电与资源再利用组合发展等方式开展。
  煤电生物质耦合发电，可以利用农林废弃物和城乡有机废弃物，通过将其加工成燃料颗粒替代燃煤掺烧，也可以通过气化处理产生可燃气体送入锅炉，实现生物质能处理耦合发电，减少温室气体排放，同时实现锅炉低负荷稳燃，提高机组灵活性调峰能力。
  煤电与资源再利用组合发展是推动煤电“生态共享型电厂”发展的新模式，协同处置市政污泥、垃圾及工业固废等可再利用废弃物，实现减量化、无害化、资源化处置。可以使煤电向污染治理企业和多种能源类型综合供应商转型，实现区域内能量资源体系的梯级利用、循环利用，灵活匹配多种用能需求，降低区域碳排放，打造绿色智慧低碳综合能源服务示范区。
  以煤电为中心的综合能源生产单元模式。中国电力科学研究院周孝信院士团队提出了一种融合火电机组碳捕集、燃煤机组混烧生物质、可再生能源电解水制氢、新甲烷/甲醇合成等多种技术的设想——综合能源生产单元（Integrated Energy Production Unit，IEPU）。该生产单元既可以生产电力和各种近绿色燃料，又能以其高灵活调节能力支撑高比例可再生能源电力系统稳定运行。
  IEPU通过单元内部各设备协同运行及单元与外部电网的灵活互动，实现多类型能源的生产、存储、转化和化工合成等过程耦合，具有以下两个方面的优点：一是以电解制氢装置作为可控负荷，通过与火电、水电等可调机组联合运行，在综合能源生产单元内部各子系统协同优化的同时，实现与电网互动，成为具有高灵活性的虚拟能源生产单元，为高比例新能源电力系统提供灵活性支撑。二是通过二氧化碳与氢气合成生产甲烷、甲醇等便于存储、运输的绿色燃料或化工原料，一方面可规避大规模二氧化碳捕集后压缩及封存的高额成本，结合相应的产品收益模式，有利于火电企业推广应用二氧化碳捕集与利用技术；另一方面，所生产的氢气及合成产品，也可为能源领域化石燃料和原料替代提供一定的来源补充。

本文转发刊载于《中国电力企业管理》（上旬）2023年01期，如有不适，可联系删除