刘吉臻院士：新型电力系统下新一代煤电发展路径

在能源安全战略与“双碳”目标的指引下，中国正加速推进能源转型与升级，大力发展新能源已成为构建新型电力系统的关键举措。国家 层面已部署了一系列政策，旨在促进电力系统的低碳化进程。2021年3月，中央财经委员会第九次会议提出构建“以新能源为主体的新型电力系统”。2022年10月，党的二十大报告强调要“深入推进能源革命”，并“加快规划建设新型能源体系”。2024年2月，中央政治局第十二次集体学习指出要“以更大力度推动我国新能源高质量发 展”。这些发展战略为新时代能源与电力的高质量发展提供了根本遵循，明确了前进方向。

目前，我国电力系统的绿色低碳转型已进入快速发展阶段，风电与光伏发电的增长势头显著。根据国家能源局的统计，2023年全国新增发电装机容量约为3.6亿kW，其中风电和光伏发电的装机容量约为2.9亿kW。截至2024年6月底，我国风电装机总容量达到4.67亿kW，光伏发电装机总容量达到7.14亿kW，风电与光伏发电的合计装机规模（11.8亿kW）首次超过煤电装机（11.7亿kW）。然而，随着新能源占比的持续提高，电力系统在长期、中短期及日内平衡方面的难度逐渐加大，进而导致新能源并网消纳不足及电力系统稳定性下降等问题。为解决这些挑战，并加速新型电力系统的发展，2024年7月，国家发展改革委等部门联合制定了《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》）。该方案明确了未来三年新型电力系统建设的路线图，并将“新一代煤电升级”确立为九大专项行动之一。这一举措表明，在能源低碳转型与新能源发展的过程中，煤电并非与之相排斥，而是通过新一代燃煤发电技术的创新与发展，促进与新能源的和谐共融，以支持电力系统的持续稳定发展。

本文基于构建新型电力系统的背景及煤电发展的现状，深入解析了构建新型电力系统面临的挑战及新一代煤电未来的发展方向，从煤电发展路径、发展原则、关键技术等多个维度展开论述，提出了新一代煤电发展的路径和加快煤电转型升级的措施建议，为推动我国新一代煤电实现灵活高效、低碳智能的转型发展提供一定指导。

构建新型电力系统面临的挑战

新型电力系统的本质特征在于适应新能源的间歇性、随机性和波动性。其构建不仅不应单纯依赖储能技术来改变这些特性，更应充分发挥新 能源固有特性。因此，构建这一系统是一项复杂的系统工程，必须有序推进，分阶段、分步骤实施。新技术的应用以及技术路线的选择要以“清 洁低碳、安全充裕、经济高效”为前提，在保证电力系统整体稳定性的前提下，实现新能源的高效接入与利用。当前，新型电力系统建设的重点是通过“多能互补、源网协同、供需互动、灵活智能”等新技术的广泛应用，推动能量流、信息流、价值流的深度融合，以提升系统的弹性和适应性。在这一过程中，不仅要推动能源消费结构 的深刻变革，还必须确保电力供应的安全性与稳定性。然而，当前新型电力系统的构建仍面临诸多挑战。

我国火力发电，特别是燃煤发电，占据了较高比重，体量庞大，长期承担着主体电源与基础电源的角色。图1和图2分别展示了2000—2023年我国发电装机结构及装机容量、发电结构及发电量的变化趋势。近年来，随着新能源的快速发展，煤电装机、发电量比重均有所下降，但仍然是保障电力供应的基础性电源。尽管新能源发电装机容量增速显著，但其发电量占比依然较低。

以2023年为例，全国煤电装机容量达11.65亿kW，占总装机容量的39.9%，对应发电量为5.38万 亿kWh，占总发电量比重接近六成；风电和光伏发电累计装机容量为10.5亿kW，占总装机容量的36%，对应发电量则为1.47万亿kWh，占全年总发电量的15.8%。由此可见，煤电仍是当前国内电力供应的主力电源，有效支撑电力系统的稳定。

近些年来，全国社会用电需求持续增长，如图3所示，这意味着满足电力需求的保供压力亦显著增大。国家能源局的数据显示，2023年全社会用电量达到92 241亿kWh，同比增长6.7%。2024年7月，中国电力企业联合会发布《中国电力行业年度发展报告2024》，并预测至2030年，全国全社会用电量将超过13万亿kWh，绿氢、抽水蓄能及新型储能的用电需求将明显提高。基于此预测，2024—2030年间，全社会用电量预计每年将平均增加约5394亿kWh，预估新增用电需求的80%由清洁能源满足。

基于历年发电结构变化及风光发电量增速数据分析，预计风光发电量占比将持续增长，到2030年其占比可能在30%左右。同时，从图2中可以发现，近些年来水电与核电的发电量变化较为平稳。在此情景下，为满足不断增长的社会用电需求，火力发电量预计仍将有所增加，继续在保供中发挥关键作用。图4展示了2011—2023年间火力发电设备的平均利用小时数变化趋势。

总体来看，近十来年火电设备的运行小时数呈现出下降趋势。数据显示，2023年火电设备的平均利用小时数为4466 h，其中煤电设备为4685 h。因此，随着新能源发电量占比的持续增加，预计未来火电特别是煤电设备的利用小时数可能会减少。这意味着，为保障充足的保供发电能力，煤电还需增加装机容量，降低发电量占比，以满足全社会用电量增长所带来的电力需求。

综上，随着全社会用电量的持续上升，电力系统对新能源发展的支撑性保障需求变得更加迫切。在未来较长一段时期内，煤电仍将继续发挥基础性保障作用，并在维持电力系统安全稳定运行中担当重要支撑角色。

我国能源生产结构受资源禀赋的限制，丰富的煤炭资源使煤炭在我国能源结构中占据主导地位。图5显示了我国能源生产结构的变化趋势。这导致我国的能源生产、消费结构与美国、德国等国存在显著不同。相比西方发达国家，我国在能源转型路径和构建新型电力系统中面临独特挑战，难以完全复制西方国家通过油气替代煤炭、新能源替代油气的碳中和模式。

随着新能源发电的大规模发展和并网，我国电力系统在应对新能源发电的随机性和间歇性波动特性方面，灵活调节能力不足的问题日益显现。燃气发电因其启动灵活、爬坡速度快、调节范围广、碳排放低等优点，成为电力系统调峰调频的理想选择。然而，燃气发电的广泛应用面临气源保障不足、成本较高等多重挑战，难以实现大规模推广。另一方面，抽水蓄能的发展受限于地理条件、水源状况及季节变化等因素，其调峰潜力也受到限制。图6展示了2023年全国电力装机构 成情况，可以发现，截至2023年底，我国发电装机总容量达到29.2亿kW，其中燃气发电装机容量为1.3亿kW，仅占总装机容量的4%；抽水蓄能装机容量为5094万kW，约占2%。由此，可见在我国的电力装机中，燃气发电和抽水蓄能的装机明显不足，其灵活调节作用有限。

此外，抽水蓄能在新能源持续大规模发电期间可能出现调节失效问题。当新能源发电量过高时，抽水蓄能快速蓄满，长时间无放电窗口；当 新能源发电量较低时，抽水蓄能快速放电，长时间无电可充。因此，目前我国在燃气发电与抽水蓄能的应用上均面临较大的制约。

新型储能是构建新型能源体系和电力系统的关键技术，涵盖储电（如电化学储能、机械储能、电磁储能）、储氢、储热三大技术路径。近年来，我国新型储能装机规模稳步增长。图7展示了截至2024年6月底全国已投运电力储能项目累计装机规模情况。其中，全国新型储能项目累计投运装机规模已达4444万kW/9906万kWh，相较2023年底增长超40%；新型储能中锂离子电池占比高达96.4%。

然而，随着新能源与储能配套规模的扩大，“建而不用”的问题愈加明显，尤其是在发电侧强制配备储能的政策下，储能设备的利用率普遍较低。根据中国电力企业联合会发布的《2024年上半年度电化学储能电站行业统计数据》，2024年上半年，我国电化学储能电站日均运行时长为4.27 h，日均利用时长为2.55 h，平均利用率仅为42%。目前，已有28个省（区、市）出台了10%~20%的新能源配储政策，新能源配储占电源侧储能比重超过80%，但新型储能的整体利用率依然偏低，其根本原因在于高昂的成本。以市场上较为成熟的磷酸铁锂电池为例，其度电成本为0.62~0.82元/kWh， 是抽水蓄能成本的3倍。

此外，储能的安全性问题时有发生，尤其是电池的能量密度和容量尚未达到理想水平，相关标准的不完善增加了安全风险。因此，在大容量、长寿命、低成本储能电池的研发方面，仍然需要进一步突破。尽管新型储能技术被寄予厚望，但目前其技术能力尚不足以大规模支撑新能源的接入，并提供有效的电力调节服务。

因此，我国电力系统中灵活支撑电源的比例仍然偏低，导致其最大调节能力无法满足新能源发电随机波动特性的需求，从而限制了新能源电力的有效消纳能力。

煤电发展现状及其功能定位

世界各国正积极推动能源转型以减少碳排放，而煤电作为主要的二氧化碳排放来源之一，成为减排重点。然而，从总装机容量看，全球煤电装机容量仍然呈上升趋势。根据全球能源监测的统计，2023年全球煤电总装机容量达到2130 GW，同比增长2%。其中，69.5 GW的煤电新增投产，21.1 GW的煤电退役，拟建煤电装机容量同比增加了6%。从区域分布来看，美国退役煤电容量9.7 GW，英国3.1 GW，意大利0.6 GW，波兰0.5 GW；而拟建煤电项目则主要集中在中国、印度、孟加拉国、津巴布韦、印度尼西亚等11个国家，这些国家合计占全球拟建煤电装机容量的95%。就中国而言，煤电装机容量虽缓慢上升，但其在总装机容量中的占比有所下降。

截至2023年底，中国煤电装机容量约为11.7亿kW，占比首次降至40%以下。全国纳入可靠性统计的煤电机组共1935台，总装机容量为8.95亿kW，其中1000 MW级以上机组161台，总容量1.63亿kW；600至699 MW机组594台，总容量3.75亿kW；300至399 MW机组930台，总容量3.02亿kW；300 MW级以下机组250台，总容量0.55亿kW。可以看出，大容量、高参数的煤电机组仍为我国煤电的核心力量。 

此外，中国煤电机组的供电煤耗上已 达到全球先进水平，2023年95%以上的煤电机组实现了超低排放，供电标准煤耗为301.6 g/kWh。其中，39台1000 MW级、130台600 MW级和159台300 MW级煤电机组获评2023年度电力行业优胜机组。然而，在新能源消纳和电力系统低碳转型的要求下，中国的煤电机组面临频繁深度调峰和经营效益低下等挑战。

在构建新型电力系统的背景下，明确新一代煤电的功能定位尤为重要。作为传统能源与新能源融合发展的重要桥梁，新一代煤电不仅需要继 续充当电力供应安全保障的“压舱石”，还需充分发挥其兜底保供与灵活调节的关键作用，以应对分布式光伏、风电等的消纳困难，促进新能源的平稳接入与高效利用。

“十四五”以来，全国煤电机组累计完成“三 改联动”规模已超过7.4亿kW，其中灵活性改造超过3亿kW。通过灵活性改造，煤电机组有效支撑了新能源的消纳和并网，在调节电力系统波动和保障电力供应上发挥了重要作用。在未来较长一段时期，煤电仍将作为电力系统提供可靠容量的主要电源，其在维护电力系统整体稳定性和可靠性方面的功能是其他能源在当前阶段难以替代的，这使其具有重要的能源战略意义。

因此，推动煤电与新能源的深度融合发展，持续推进新一代煤电的转型升级，不仅是电力系统转型的必由之路，也是构建安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合的新型电力系统的重要组成部分。这将有助于实现电力系统的灵活调节能力和新能源消纳能力的显著提升。

新一代煤电的发展路径及关键技术

大力发展新能源和进一步强化煤电的支撑与调节作用是构建新型电力系统的关键所在。为此，《行动方案》明确提出了新一代煤电升级的具体战略：一是推动前沿煤电技术的试验和示范，二是推进新一代煤电标准体系的建设。基于新型电力系统构建的迫切需求以及煤电转型的长期考量，煤电在保障电力供应的基础地位时，必须增强其作为调节性电源的多元功能，包括清洁低碳、高效调节、快速变负荷、启停调峰等能力。

因此，适应新型电力系统发展需求的新一代煤电发展路径应聚焦于四大核心目标：首先，实现灵活发电，以应对新能源并网过程中负荷动态变化的需求；其次，追求高效发电，通过技术创新降低能耗与碳排放强度；再次，推进低碳发电，利用燃煤掺烧耦合发电、碳捕集与封存或碳捕集、利用与封存等先进技术减少碳排放；最后，推动智能发电，通过融合智能控制与智能运行技术，实现煤电机组的智能化、精细化管理，从而促进与智能电网的深度融合与协同发展。

我国煤电机组始终追求高效性，通过提升蒸汽参数来增强发电效率，同时降低煤炭消耗和污染排放，从而实现更优的经济性和环保性。自亚临界技术逐步演进至超临界乃至超超临界技术的系列突破，高效燃煤发电技术显著提升了能源资源的高效转化与利用。在燃煤发电机组的技术演进历程中，图11展示了我国煤电机组的一些标志性成就。据统计，2023年全国火电机组的平均供电煤耗率为302 g/kWh，较2000年的392 g/kWh下降了90 g/kWh。这一显著降幅反映了煤电技术的不断进步。特别是随着高效燃煤发电技术向大容量、超高参数的超超临界技术领域迈进，650 ℃、700 ℃等级的先进超超临界技术正在加速研发。另外，超临界CO2循环高效燃煤发电有望成为未来高效发电的重要方向。

图12展示了两种不同煤电机组运行模式下供电煤耗的对比：

A方案代表常规机组，其设计目标是在额定工况下实现最低煤耗，并具备25%的最小负荷能力，但不具备启停调峰功能；

B方案则代表灵活机组，追求全工况下实现加权平均综合低煤耗，具备更低的15%最小负荷能力，并可实现启停调峰操作。

结果显示，在额定工况下，A方案机组的供电煤耗为286.19 g/kWh，略低于B方案的288.56 g/kWh。然而，当考量全负荷工况下的加权 平均综合供电煤耗时，B方案展现出明显的优势，其加权平均综合供电煤耗为296.87 g/kWh，远低于A方案的313.95 g/kWh。

因此，在新一代煤电的灵活运行模式下，采用全工况加权平均综合供电煤耗作为评价指标，能够更全面、准确地反映机组的实际经济运行 状况。

燃煤发电机组灵活运行为智能化赋予现实需求，智能化为灵活运行的实现提供技术支撑。随着现代传感技术、高速通信技术等新技术的引入， 煤电机组的感知与信息传输手段不断丰富，感知、执行、控制和优化能力显著增强。发展智能发电控制技术，以发电过程的数字化、自动化、信息化、标准化为基础，以管控一体化、大数据、云计算、物联网为平台，集成智能传感与执行、智能控制与优化、智能管理与决策等技术，形成一种具备自学习、自适应、自趋优、自恢复、自组 织的智能发电运行控制管理模式，实现更加安全、高效、清洁、低碳、灵活的生产目标。图13展示了新型灵活智能燃煤发电机组。

结论及建议