结合中国电力系统现状，绿色和平国内低碳发展政策研究项目与中国能源网推出“电力绿色低碳转型路径专家谈”系列栏目，定期邀请电力行业专家分享新型电力系统的发展内核以及其在“十四五”期间面临的挑战。作为栏目的首期内容，绿色和平专访了中国工程院院士杜祥琬，探讨如何统筹优化我国新型电力系统的绿色发展。
绿色和平：不久前全国多地出现“拉闸限电”问题，社会各界密切关注煤价高企导致煤电出力减少的现象，我们是否应该重新审视煤电的角色定位？
杜祥琬：首先需要关注整个能源转型阶段的煤电角色和作用的变化。这个转型过程是逐步推进的，是必然的历史阶段。目前我国电力系统还是一个以煤电为主体、主力的结构，需要逐步增加可再生或者非化石能源的电力比重，同时稳步、逐步减少化石能源的电力。在这个阶段，煤电的历史角色还是非常重要的。具体来说，第一，它要继续作为发电出力的主力保障好国家的电力和能源安全。第二，为了支持非化石能源逐步上马，有一部分的煤电厂要做灵活性的调节，煤电需要起好调峰的作用。这可以说是煤电的一个全新的历史使命--既有供电价值，又有调峰价值。但总的来说，在国家的战略方针层面，煤电的定位还是很清楚的，就是要清洁、高效利用煤电。另外有一些属于不清洁、不高效的，比如说散烧煤，则应该被替代，这是清洁高效利用煤炭非常重要的一个方面。
至于拉闸限电，我觉得不应该有这个情况的出现，因为我国的发电能力是不弱的，煤电近几年平均利用小时数只有4000多小时/年。现在的问题不是有效发电装机容量不够，而是煤价太高，发电越发越亏。但这不是一个科学技术问题，纯粹是一个体制机制问题，是可以被解决的。煤、电应该是一家，煤和电才构成了煤电，所以体制机制问题要解决好，不应该打架，而是共同保障国家的能源安全和电力安全。
绿色和平：您觉得未来新建煤电的必要性主要体现在哪些方面？
杜祥琬：国家几次中央会议对煤炭未来的规划给出了比较明确的说法，一是“十四五”期间严控煤电，二是“十五五”开始有一定的存量替代。从严控到存量替代，可以理解为我们国家最晚到“十四五”末煤电应该达到峰值，这实际上对煤炭的利用提出要求。首先要解决煤炭问题，然后才是石油的问题，这样才能保证国家在2030年前实现碳达峰。所以煤电问题应该跟国家的战略目标保持一致。
绿色和平：各省在电力低碳转型上的表现不一，比如南方电网管辖下的五个省区，非化石能源的装机和电量占比额连续五年都超过了50%，光伏和风电几乎实现了全额消纳。如何在不断提升新能源接入比例的同时，保障区域电力安全的红线？先进省份的能源生产中，有哪些值得其他省份参考借鉴的地方？
杜祥琬：这个问题很好。中国地大物博，各个地方的情况有所差异是很正常的，所以转型速度的快慢、新能源和传统能源比例的变化都会存在差异。但总体来说，这个趋势应该是从目前的以化石能源为主，特别是煤炭为主体的电力系统，逐步稳步地向以非化石能源为主体转变，这是一个总体趋势。
南方地区和北方一些省份存在差异我认为主要有两个原因。一是各个地方的资源情况不大一样，有些地方非化石能源资源禀赋、或者基础条件比较优越；有些地方煤炭的比例本来就比较高，转型起来就要费点劲。另一个原因是不同地区的政策导向也存在差异。但是总体来说，是在稳步转变的大趋势下的。在这个转型阶段，化石能源和非化石能源的协调互补是十分关键的。各区域的能源比例可以有差异，但是总体要协调互补。
在保障国家能源电力安全的大前提下，我们要稳步做好能源的绿色低碳转型，坚持这个大的政策方向。许多煤炭基地都在北方，从历史发展角度来说，这些地区的煤炭发展对国家的历史贡献很大，但在目前这个绿色低碳转型的窗口，这些地区的任务很重，压力也很大。
例如山西、内蒙古、宁夏、陕西这个所谓的能源金三角地区，地方政府也在规划如何结合自己本地的情况，在处理好化石能源跟非化石能源协调互补的同时，促进非化石能源比例的逐步增加。不过这些能源金三角地区也有一个优势，就是除了丰富的煤炭资源，太阳能和风能资源也很丰富。只不过以前，国家没有太往这个方向进行战略引导。现在战略方向明确了，我们要逐渐地增加非化石能源，充分地调动这些资源。以内蒙古为例，它既有丰富的煤碳资源，也有丰富的太阳能、风能等可再生能源资源。但是，过去在发展意识以及政府投资政策上，并没有往这上面引导，如今往这个方向上引导了，它的能源转型也就有路可走了。尽管在道路的走法上要克服多一些困难，这跟南方地区存在差异，但是也要往这方向走。
在目前各种能源协调互补的阶段，各地方也要开始设计“双碳”目标的具体实现路径。如何在2030年前实现碳达峰和未来进一步的碳中和，如何向低碳绿色转型，向美丽中国转型，是各个地区目前都需要思考的。尽管各个地方存在差异，但是总体方向上是很清晰的。
绿色和平：我们也希望为中国的低碳转型提供好的解决方案。您觉得非化石能源和化石能源的协调发展，目前面临的比较大的问题，或者说接下来的关键发力点在哪？我们应该发展哪些配套系统，来支撑可再生能源发展和各能源的多元协调发展？
杜祥琬：这其实就是多能互补的概念，我们国家对于新能源给出的政策导向，就是鼓励新能源企业自己发展或者购买调峰能力 。最近也有相关文件的出台，企业自身也要考虑这个问题。在煤炭方面，煤电需要考虑自己的新贡献，发挥好双重价值--发电的价值和调峰价值，既要做好出力，又要做好调峰，两方向相向而行。这其中会有一些矛盾存在，所以需要政策引导好，让他们相向而行，为了国家整体能源战略目标。
在经历了“十三五”后半段的装机规模快速增长之后，中国煤电发展的重心正在向控制装机规模扩增、挖掘存量机组的容量价值转变。绿色和平发布的《2021年上半年中国煤电项目最新进展研究》发现，2021年上半年通过各省级发改委核准的燃煤发电机组装机容量共计5.2吉瓦，比去年同期减少78.8%。可以看出，目前我国对于新增煤电项目的审批整体趋于收紧 。在能源低碳转型的目标下，电网负荷的“新常态”意味着尖峰负荷不能再单纯依靠电源建设来满足，而应从综合资源规划的角度着手，优化当前的电力供应结构。
月以来，波及全国20省的停限电事件暴露了我国当前以煤电为主体的电力系统存在的诸多问题--在“源”端煤炭燃料短缺或价格过高的情况下，其他的“源-网-荷-储”方案未能发挥作用，包括现行电力市场交易和电价机制的不健全、区域间电网互济和需求侧响应机制的不完善、电力系统灵活性欠缺、储能技术亟待发展等问题。这不仅要求在电力规划层面需要重新审视传统的满足100%最大负荷供应平衡的规划思路，各类电源也需要重新明确定位、实现功能互补。同时，在系统规划层面协调优化各类型灵活性资源，在保证新型电力系统电力供应安全的大前提下，以电力部门的深度脱碳作为重要抓手推动“双碳”目标的尽快实现。
全国煤电机组改造升级实施方案
为贯彻落实《中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》精神，进一步降低煤电机组能耗，提升灵活性和调节能力，提高清洁高效水平，促进电力行业清洁低碳转型，助力全国碳达峰、碳中和目标如期实现，制定全国煤电机组改造升级实施方案如下。
一、充分认识煤电机组改造升级的重要意义
电力行业是煤炭消耗的主要行业之一，是国家节能减排工作重点管控行业。“十一五”“十二五”“十三五”期间，电力行业按照国家的要求和部署，深入实施煤电节能减排升级改造，火电供电煤耗持续下降。2020 年全国6000 千瓦及以上火电厂供电煤耗为305.5克标准煤/千瓦时，比2015 年下降9.9 克/千瓦时，比2010 年下降27.5 克/千瓦时，比2005 年下降64.5 克/千瓦时。以2005 年为基准年，2006-2020 年，供电煤耗降低累计减少电力二氧化碳排放66.7亿吨，对电力二氧化碳减排贡献率为36%，有效减缓了电力二氧化碳排放总量的增长。与此同时也要看到，目前我国发电和供热行业二氧化碳排放量占全国排放量的比重超过40%，是全国二氧化碳排放的重点行业。因此，进一步推进煤电机组节能降耗是提高能源利用效率的有效手段，对实现电力行业碳排放达峰，乃至全国碳达峰、碳中和目标具有重要意义。
二、总体要求
（一）指导思想。
以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的十九大和十九届二中、三中、四中、五中全会精神，深入贯彻习近平生态文明思想，完整、准确、全面贯彻新发展理念，处理好发展和减排、整体和局部、短期和中长期的关系，推行更严格能效环保标准，推动煤电行业实施节能降耗改造、供热改造和灵活性改造制造“三改联动”，严控煤电项目，持续优化能源电力结构和布局，深入推进煤电清洁、高效、灵活、低碳、智能化高质量发展，努力实现我国煤电行业碳达峰目标。
（二）基本原则。
坚持底线思维，确保电力安全。坚守能源电力安全稳定供应底线，统筹好发展和安全、增量和存量的关系，准确把握并科学发挥煤电的兜底保障作用和灵活调节能力，为加快构建以新能源为主体的新型电力系统做出积极贡献。
坚持统筹联动，实现降耗减碳。统筹推进节能改造、供热改造和灵活性改造，鼓励企业采取先进技术，持续降低碳排放、污染物排放和能耗水平，提供综合服务，实现角色转变，不断提升清洁低碳、高效灵活发展能力。
坚持政策引导，合理把握节奏。进一步完善鼓励企业改造的产业政策、市场机制和配套措施，合理保障煤电企业存续发展条件。
坚持分类施策、分企施策、一厂一策、一机一策，指导企业科学编制改造方案，并结合电力供需情况合理把握节奏、稳妥有序实施。
坚持市场导向，经济技术可行。优先推广使用成熟适用技术进行煤电节能减排改造，进一步加强新装备、新技术研发和试验示范工作，推动行业整体节能降耗。充分尊重企业市场主体地位，制定切实可行的改造目标和任务，统筹兼顾安全、技术和经济目标。
（三）主要目标。
全面梳理煤电机组供电煤耗水平，结合不同煤耗水平煤电机组实际情况，探索多种技术改造方式，分类提出改造实施方案。统筹考虑大型风电光伏基地项目外送和就近消纳调峰需要，以区域电网为基本单元，在相关地区妥善安排配套煤电调峰电源改造升级，提升煤电机组运行水平和调峰能力。按特定要求新建的煤电机组，除特定需求外，原则上采用超超临界、且供电煤耗低于270 克标准煤/千瓦时的机组。设计工况下供电煤耗高于285 克标准煤/千瓦时的湿冷煤电机组和高于300 克标准煤/千瓦时的空冷煤电机组不允许新建。到2025 年，全国火电平均供电煤耗降至300 克标准煤/千瓦时以下。
节煤降耗改造。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。“十四五”期间改造规模不低于3.5 亿千瓦。
供热改造。鼓励现有燃煤发电机组替代供热，积极关停采暖和工业供汽小锅炉，对具备供热条件的纯凝机组开展供热改造，在落实热负荷需求的前提下，“十四五”期间改造规模力争达到5000 万千瓦。
灵活性改造制造。存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成2 亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000 万千瓦，促进清洁能源消纳。“十四五”期间，实现煤电机组灵活制造规模1.5 亿千瓦。
三、推动煤电机组节能提效升级和清洁化利用
（一）开展汽轮机通流改造。进一步提升煤电机组能效水平，重点针对服役时间较长、通流效率低、热耗高的60 万千瓦及以下等级亚临界、超临界机组，推广采用汽轮机通流部分改造技术，因厂制宜开展综合性、系统性节能改造，改造后供电煤耗力争达到同类型机组先进水平。
（二）开展锅炉和汽轮机冷端余热深度利用改造。大力推广煤电机组冷端优化和烟气余热深度利用技术。鼓励采取成熟适用的改造措施，提高机组运行真空，提升节能提效水平。鼓励现役机组应用烟气余热深度利用技术。
（三）开展煤电机组能量梯级利用改造。鼓励有条件的机组结实际情况对锅炉尾部烟气余热利用系统与锅炉本体烟风系统、汽机热力系统等进行综合集成优化。
（四）探索高温亚临界综合升级改造。探索创新煤电机组节能改造技术，及时总结高温亚临界综合升级改造示范项目先进经验，适时向全国推广应用。梳理排查具备改造条件的亚临界煤电机组，统筹衔接上下游设备供应能力和电力电量供需平衡，科学制定改造实施方案，有序推进高温亚临界综合升级改造。
（五）推动煤电机组清洁化利用。新建燃煤发电机组应同步建设先进高效的脱硫、脱硝和除尘设施，确保满足最低技术出力以上全负荷范围达到超低排放要求。支持有条件的发电企业同步开展大气污染物协同脱除，减少三氧化硫、汞、砷等污染物排放。对于环保约束条件较严格的区域，鼓励新建机组实现适度优于超低排放限值的水平。
四、开展煤电机组供热改造
（一）全力拓展集中式供热需求。着力整合供热资源，支持配套热网工程建设和老旧管网改造工程，加快推进供热区域热网互联互通，尽早实现各类热源联网运行，充分发挥热电联产机组供热能力。鼓励热电联产机组在技术经济合理的前提下，适当发展长输供热项目，吸引工业热负荷企业向存量煤电企业周边发展，扩大供热范围。同步推进小热电机组科学整合，鼓励有条件的地区通过替代建设高效清洁供热热源等方式，逐步淘汰单机容量小、能耗高、污染重的燃煤小热电机组。
（二）推动具备条件的纯凝机组开展热电联产改造。优先对城市或工业园区周边具备改造条件且运行未满15 年的在役纯凝发电机组实施采暖供热改造。因厂制宜采用打孔抽气、低真空供热、循环水余热利用等成熟适用技术，鼓励具备条件的机组改造为背压热电联产机组，加大力度推广应用工业余热供热、热泵供热等先进供热技术。
（三）优化已投产热电联产机组运行。鼓励对热电联产机组实施技术改造，充分回收利用电厂余热，进一步提高供热能力，满足新增热负荷需求。继续实施煤电机组灵活性制造和灵活性改造，综合考虑技术可行性、经济性和运行安全性，现役机组灵活性改造后，最小发电出力达到30%左右额定负荷。
五、加快实施煤电机组灵活性制造灵活性改造
（一）新建机组全部实现灵活性制造。新建煤电机组纯凝工况调峰能力的一般化要求为最小发电出力达到35%额定负荷，采暖热电机组在供热期运行时要通过热电解耦力争实现单日6h 最小发电出力达到40%额定负荷的调峰能力，其他类型机组应采取措施尽量降低最小发电出力。鼓励通过技术创新示范，探索进一步降低机组最小发电出力的可靠措施。
（二）现役机组灵活性改造应改尽改。纯凝工况调峰能力的一般要求为最小发电出力达到35%额定负荷，采暖热电机组在供热期运行时要通过热电解耦力争实现单日6h 最小发电出力达到40%额定负荷的调峰能力。
六、淘汰关停低参数小火电
（一）加快淘汰煤电落后产能。落实《国家发展改革委 国家能源局关于深入推进供给侧结构性改革 进一步淘汰煤电落后产能促进煤电行业优化升级的意见》（发改能源〔2019〕431 号）等相关文件要求，加大淘汰煤电落后产能工作力度，倒逼煤电产业结构优化调整。淘汰关停的煤电机组“关而不拆”，原则上全部创造条件转为应急备用和调峰电源，确有必要进行拆除的，需报国家发展改革委和国家能源局同意。淘汰关停的煤电机组，可用于容量替代新建清洁高效煤电机组。
（二）合理安排关停机组纳入应急备用。符合能效、环保、安全等政策和标准要求的机组，在无需原址重建、“退城进郊”异地建设等情况下，可“关而不拆”，作为应急备用电源发挥作用。科学认定和退出应急备用机组，严格应急备用电源运行调度管理，常态下停机备用，应急状态下启动，顶峰运行后停机，在发挥保供作用的同时为降低整体能耗和排放作出贡献。“十四五”期间，形成并保持1500 万千瓦的应急备用能力。
七、规范燃煤自备电厂运行
（一）全面清理违法违规燃煤自备电厂。对违规核准、未核先建、批建不符、擅自变更或超出自备机组配套项目转供电等违法违规问题进行严肃查处。禁止以各种名义将公用电厂转为燃煤自备电厂。健全机制，引导自备电厂与清洁能源开展替代发电。
（二）加大自备煤电机组节能减排力度。加强监管，确保自备电厂严格执行公用燃煤电厂的最新大气污染物排放标准和总量控制要求，污染物排放不符合环保要求的要限产或停产改造。严格按照国家能耗、环保政策和相关标准梳理不达标机组，对于符合淘汰条件的自备机组应限时实施淘汰关停，并做好电源热源衔接，排放和能耗水平偏高的自备机组要加快实施超低排放和节能改造。
八、优化煤电机组运行管理
结合中国电力系统现状，绿色和平国内低碳发展政策研究项目与中国能源网推出“电力绿色低碳转型路径专家谈”系列栏目，定期邀请电力行业专家分享新型电力系统的发展内核以及其在“十四五”期间面临的挑战。作为栏目的首期内容，绿色和平专访了中国工程院院士杜祥琬，探讨如何统筹优化我国新型电力系统的绿色发展。
绿色和平：不久前全国多地出现“拉闸限电”问题，社会各界密切关注煤价高企导致煤电出力减少的现象，我们是否应该重新审视煤电的角色定位？
杜祥琬：首先需要关注整个能源转型阶段的煤电角色和作用的变化。这个转型过程是逐步推进的，是必然的历史阶段。目前我国电力系统还是一个以煤电为主体、主力的结构，需要逐步增加可再生或者非化石能源的电力比重，同时稳步、逐步减少化石能源的电力。在这个阶段，煤电的历史角色还是非常重要的。具体来说，第一，它要继续作为发电出力的主力保障好国家的电力和能源安全。第二，为了支持非化石能源逐步上马，有一部分的煤电厂要做灵活性的调节，煤电需要起好调峰的作用。这可以说是煤电的一个全新的历史使命--既有供电价值，又有调峰价值。但总的来说，在国家的战略方针层面，煤电的定位还是很清楚的，就是要清洁、高效利用煤电。另外有一些属于不清洁、不高效的，比如说散烧煤，则应该被替代，这是清洁高效利用煤炭非常重要的一个方面。
至于拉闸限电，我觉得不应该有这个情况的出现，因为我国的发电能力是不弱的，煤电近几年平均利用小时数只有4000多小时/年。现在的问题不是有效发电装机容量不够，而是煤价太高，发电越发越亏。但这不是一个科学技术问题，纯粹是一个体制机制问题，是可以被解决的。煤、电应该是一家，煤和电才构成了煤电，所以体制机制问题要解决好，不应该打架，而是共同保障国家的能源安全和电力安全。
绿色和平：您觉得未来新建煤电的必要性主要体现在哪些方面？
杜祥琬：国家几次中央会议对煤炭未来的规划给出了比较明确的说法，一是“十四五”期间严控煤电，二是“十五五”开始有一定的存量替代。从严控到存量替代，可以理解为我们国家最晚到“十四五”末煤电应该达到峰值，这实际上对煤炭的利用提出要求。首先要解决煤炭问题，然后才是石油的问题，这样才能保证国家在2030年前实现碳达峰。所以煤电问题应该跟国家的战略目标保持一致。
绿色和平：各省在电力低碳转型上的表现不一，比如南方电网管辖下的五个省区，非化石能源的装机和电量占比额连续五年都超过了50%，光伏和风电几乎实现了全额消纳。如何在不断提升新能源接入比例的同时，保障区域电力安全的红线？先进省份的能源生产中，有哪些值得其他省份参考借鉴的地方？
杜祥琬：这个问题很好。中国地大物博，各个地方的情况有所差异是很正常的，所以转型速度的快慢、新能源和传统能源比例的变化都会存在差异。但总体来说，这个趋势应该是从目前的以化石能源为主，特别是煤炭为主体的电力系统，逐步稳步地向以非化石能源为主体转变，这是一个总体趋势。
南方地区和北方一些省份存在差异我认为主要有两个原因。一是各个地方的资源情况不大一样，有些地方非化石能源资源禀赋、或者基础条件比较优越；有些地方煤炭的比例本来就比较高，转型起来就要费点劲。另一个原因是不同地区的政策导向也存在差异。但是总体来说，是在稳步转变的大趋势下的。在这个转型阶段，化石能源和非化石能源的协调互补是十分关键的。各区域的能源比例可以有差异，但是总体要协调互补。
在保障国家能源电力安全的大前提下，我们要稳步做好能源的绿色低碳转型，坚持这个大的政策方向。许多煤炭基地都在北方，从历史发展角度来说，这些地区的煤炭发展对国家的历史贡献很大，但在目前这个绿色低碳转型的窗口，这些地区的任务很重，压力也很大。
例如山西、内蒙古、宁夏、陕西这个所谓的能源金三角地区，地方政府也在规划如何结合自己本地的情况，在处理好化石能源跟非化石能源协调互补的同时，促进非化石能源比例的逐步增加。不过这些能源金三角地区也有一个优势，就是除了丰富的煤炭资源，太阳能和风能资源也很丰富。只不过以前，国家没有太往这个方向进行战略引导。现在战略方向明确了，我们要逐渐地增加非化石能源，充分地调动这些资源。以内蒙古为例，它既有丰富的煤碳资源，也有丰富的太阳能、风能等可再生能源资源。但是，过去在发展意识以及政府投资政策上，并没有往这上面引导，如今往这个方向上引导了，它的能源转型也就有路可走了。尽管在道路的走法上要克服多一些困难，这跟南方地区存在差异，但是也要往这方向走。
在目前各种能源协调互补的阶段，各地方也要开始设计“双碳”目标的具体实现路径。如何在2030年前实现碳达峰和未来进一步的碳中和，如何向低碳绿色转型，向美丽中国转型，是各个地区目前都需要思考的。尽管各个地方存在差异，但是总体方向上是很清晰的。
绿色和平：我们也希望为中国的低碳转型提供好的解决方案。您觉得非化石能源和化石能源的协调发展，目前面临的比较大的问题，或者说接下来的关键发力点在哪？我们应该发展哪些配套系统，来支撑可再生能源发展和各能源的多元协调发展？
杜祥琬：这其实就是多能互补的概念，我们国家对于新能源给出的政策导向，就是鼓励新能源企业自己发展或者购买调峰能力 。最近也有相关文件的出台，企业自身也要考虑这个问题。在煤炭方面，煤电需要考虑自己的新贡献，发挥好双重价值--发电的价值和调峰价值，既要做好出力，又要做好调峰，两方向相向而行。这其中会有一些矛盾存在，所以需要政策引导好，让他们相向而行，为了国家整体能源战略目标。
在经历了“十三五”后半段的装机规模快速增长之后，中国煤电发展的重心正在向控制装机规模扩增、挖掘存量机组的容量价值转变。绿色和平发布的《2021年上半年中国煤电项目最新进展研究》发现，2021年上半年通过各省级发改委核准的燃煤发电机组装机容量共计5.2吉瓦，比去年同期减少78.8%。可以看出，目前我国对于新增煤电项目的审批整体趋于收紧 。在能源低碳转型的目标下，电网负荷的“新常态”意味着尖峰负荷不能再单纯依靠电源建设来满足，而应从综合资源规划的角度着手，优化当前的电力供应结构。
月以来，波及全国20省的停限电事件暴露了我国当前以煤电为主体的电力系统存在的诸多问题--在“源”端煤炭燃料短缺或价格过高的情况下，其他的“源-网-荷-储”方案未能发挥作用，包括现行电力市场交易和电价机制的不健全、区域间电网互济和需求侧响应机制的不完善、电力系统灵活性欠缺、储能技术亟待发展等问题。这不仅要求在电力规划层面需要重新审视传统的满足100%最大负荷供应平衡的规划思路，各类电源也需要重新明确定位、实现功能互补。同时，在系统规划层面协调优化各类型灵活性资源，在保证新型电力系统电力供应安全的大前提下，以电力部门的深度脱碳作为重要抓手推动“双碳”目标的尽快实现。
全国煤电机组改造升级实施方案
为贯彻落实《中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》精神，进一步降低煤电机组能耗，提升灵活性和调节能力，提高清洁高效水平，促进电力行业清洁低碳转型，助力全国碳达峰、碳中和目标如期实现，制定全国煤电机组改造升级实施方案如下。
一、充分认识煤电机组改造升级的重要意义
电力行业是煤炭消耗的主要行业之一，是国家节能减排工作重点管控行业。“十一五”“十二五”“十三五”期间，电力行业按照国家的要求和部署，深入实施煤电节能减排升级改造，火电供电煤耗持续下降。2020 年全国6000 千瓦及以上火电厂供电煤耗为305.5克标准煤/千瓦时，比2015 年下降9.9 克/千瓦时，比2010 年下降27.5 克/千瓦时，比2005 年下降64.5 克/千瓦时。以2005 年为基准年，2006-2020 年，供电煤耗降低累计减少电力二氧化碳排放66.7亿吨，对电力二氧化碳减排贡献率为36%，有效减缓了电力二氧化碳排放总量的增长。与此同时也要看到，目前我国发电和供热行业二氧化碳排放量占全国排放量的比重超过40%，是全国二氧化碳排放的重点行业。因此，进一步推进煤电机组节能降耗是提高能源利用效率的有效手段，对实现电力行业碳排放达峰，乃至全国碳达峰、碳中和目标具有重要意义。
二、总体要求
（一）指导思想。
以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的十九大和十九届二中、三中、四中、五中全会精神，深入贯彻习近平生态文明思想，完整、准确、全面贯彻新发展理念，处理好发展和减排、整体和局部、短期和中长期的关系，推行更严格能效环保标准，推动煤电行业实施节能降耗改造、供热改造和灵活性改造制造“三改联动”，严控煤电项目，持续优化能源电力结构和布局，深入推进煤电清洁、高效、灵活、低碳、智能化高质量发展，努力实现我国煤电行业碳达峰目标。
（二）基本原则。
坚持底线思维，确保电力安全。坚守能源电力安全稳定供应底线，统筹好发展和安全、增量和存量的关系，准确把握并科学发挥煤电的兜底保障作用和灵活调节能力，为加快构建以新能源为主体的新型电力系统做出积极贡献。
坚持统筹联动，实现降耗减碳。统筹推进节能改造、供热改造和灵活性改造，鼓励企业采取先进技术，持续降低碳排放、污染物排放和能耗水平，提供综合服务，实现角色转变，不断提升清洁低碳、高效灵活发展能力。
坚持政策引导，合理把握节奏。进一步完善鼓励企业改造的产业政策、市场机制和配套措施，合理保障煤电企业存续发展条件。
坚持分类施策、分企施策、一厂一策、一机一策，指导企业科学编制改造方案，并结合电力供需情况合理把握节奏、稳妥有序实施。
坚持市场导向，经济技术可行。优先推广使用成熟适用技术进行煤电节能减排改造，进一步加强新装备、新技术研发和试验示范工作，推动行业整体节能降耗。充分尊重企业市场主体地位，制定切实可行的改造目标和任务，统筹兼顾安全、技术和经济目标。
（三）主要目标。
全面梳理煤电机组供电煤耗水平，结合不同煤耗水平煤电机组实际情况，探索多种技术改造方式，分类提出改造实施方案。统筹考虑大型风电光伏基地项目外送和就近消纳调峰需要，以区域电网为基本单元，在相关地区妥善安排配套煤电调峰电源改造升级，提升煤电机组运行水平和调峰能力。按特定要求新建的煤电机组，除特定需求外，原则上采用超超临界、且供电煤耗低于270 克标准煤/千瓦时的机组。设计工况下供电煤耗高于285 克标准煤/千瓦时的湿冷煤电机组和高于300 克标准煤/千瓦时的空冷煤电机组不允许新建。到2025 年，全国火电平均供电煤耗降至300 克标准煤/千瓦时以下。
节煤降耗改造。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。“十四五”期间改造规模不低于3.5 亿千瓦。
供热改造。鼓励现有燃煤发电机组替代供热，积极关停采暖和工业供汽小锅炉，对具备供热条件的纯凝机组开展供热改造，在落实热负荷需求的前提下，“十四五”期间改造规模力争达到5000 万千瓦。
灵活性改造制造。存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成2 亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000 万千瓦，促进清洁能源消纳。“十四五”期间，实现煤电机组灵活制造规模1.5 亿千瓦。
三、推动煤电机组节能提效升级和清洁化利用
（一）开展汽轮机通流改造。进一步提升煤电机组能效水平，重点针对服役时间较长、通流效率低、热耗高的60 万千瓦及以下等级亚临界、超临界机组，推广采用汽轮机通流部分改造技术，因厂制宜开展综合性、系统性节能改造，改造后供电煤耗力争达到同类型机组先进水平。
（二）开展锅炉和汽轮机冷端余热深度利用改造。大力推广煤电机组冷端优化和烟气余热深度利用技术。鼓励采取成熟适用的改造措施，提高机组运行真空，提升节能提效水平。鼓励现役机组应用烟气余热深度利用技术。
（三）开展煤电机组能量梯级利用改造。鼓励有条件的机组结实际情况对锅炉尾部烟气余热利用系统与锅炉本体烟风系统、汽机热力系统等进行综合集成优化。
（四）探索高温亚临界综合升级改造。探索创新煤电机组节能改造技术，及时总结高温亚临界综合升级改造示范项目先进经验，适时向全国推广应用。梳理排查具备改造条件的亚临界煤电机组，统筹衔接上下游设备供应能力和电力电量供需平衡，科学制定改造实施方案，有序推进高温亚临界综合升级改造。
（五）推动煤电机组清洁化利用。新建燃煤发电机组应同步建设先进高效的脱硫、脱硝和除尘设施，确保满足最低技术出力以上全负荷范围达到超低排放要求。支持有条件的发电企业同步开展大气污染物协同脱除，减少三氧化硫、汞、砷等污染物排放。对于环保约束条件较严格的区域，鼓励新建机组实现适度优于超低排放限值的水平。
四、开展煤电机组供热改造
（一）全力拓展集中式供热需求。着力整合供热资源，支持配套热网工程建设和老旧管网改造工程，加快推进供热区域热网互联互通，尽早实现各类热源联网运行，充分发挥热电联产机组供热能力。鼓励热电联产机组在技术经济合理的前提下，适当发展长输供热项目，吸引工业热负荷企业向存量煤电企业周边发展，扩大供热范围。同步推进小热电机组科学整合，鼓励有条件的地区通过替代建设高效清洁供热热源等方式，逐步淘汰单机容量小、能耗高、污染重的燃煤小热电机组。
（二）推动具备条件的纯凝机组开展热电联产改造。优先对城市或工业园区周边具备改造条件且运行未满15 年的在役纯凝发电机组实施采暖供热改造。因厂制宜采用打孔抽气、低真空供热、循环水余热利用等成熟适用技术，鼓励具备条件的机组改造为背压热电联产机组，加大力度推广应用工业余热供热、热泵供热等先进供热技术。
（三）优化已投产热电联产机组运行。鼓励对热电联产机组实施技术改造，充分回收利用电厂余热，进一步提高供热能力，满足新增热负荷需求。继续实施煤电机组灵活性制造和灵活性改造，综合考虑技术可行性、经济性和运行安全性，现役机组灵活性改造后，最小发电出力达到30%左右额定负荷。
五、加快实施煤电机组灵活性制造灵活性改造
（一）新建机组全部实现灵活性制造。新建煤电机组纯凝工况调峰能力的一般化要求为最小发电出力达到35%额定负荷，采暖热电机组在供热期运行时要通过热电解耦力争实现单日6h 最小发电出力达到40%额定负荷的调峰能力，其他类型机组应采取措施尽量降低最小发电出力。鼓励通过技术创新示范，探索进一步降低机组最小发电出力的可靠措施。
（二）现役机组灵活性改造应改尽改。纯凝工况调峰能力的一般要求为最小发电出力达到35%额定负荷，采暖热电机组在供热期运行时要通过热电解耦力争实现单日6h 最小发电出力达到40%额定负荷的调峰能力。
六、淘汰关停低参数小火电
（一）加快淘汰煤电落后产能。落实《国家发展改革委 国家能源局关于深入推进供给侧结构性改革 进一步淘汰煤电落后产能促进煤电行业优化升级的意见》（发改能源〔2019〕431 号）等相关文件要求，加大淘汰煤电落后产能工作力度，倒逼煤电产业结构优化调整。淘汰关停的煤电机组“关而不拆”，原则上全部创造条件转为应急备用和调峰电源，确有必要进行拆除的，需报国家发展改革委和国家能源局同意。淘汰关停的煤电机组，可用于容量替代新建清洁高效煤电机组。
（二）合理安排关停机组纳入应急备用。符合能效、环保、安全等政策和标准要求的机组，在无需原址重建、“退城进郊”异地建设等情况下，可“关而不拆”，作为应急备用电源发挥作用。科学认定和退出应急备用机组，严格应急备用电源运行调度管理，常态下停机备用，应急状态下启动，顶峰运行后停机，在发挥保供作用的同时为降低整体能耗和排放作出贡献。“十四五”期间，形成并保持1500 万千瓦的应急备用能力。
七、规范燃煤自备电厂运行
（一）全面清理违法违规燃煤自备电厂。对违规核准、未核先建、批建不符、擅自变更或超出自备机组配套项目转供电等违法违规问题进行严肃查处。禁止以各种名义将公用电厂转为燃煤自备电厂。健全机制，引导自备电厂与清洁能源开展替代发电。
（二）加大自备煤电机组节能减排力度。加强监管，确保自备电厂严格执行公用燃煤电厂的最新大气污染物排放标准和总量控制要求，污染物排放不符合环保要求的要限产或停产改造。严格按照国家能耗、环保政策和相关标准梳理不达标机组，对于符合淘汰条件的自备机组应限时实施淘汰关停，并做好电源热源衔接，排放和能耗水平偏高的自备机组要加快实施超低排放和节能改造。
八、优化煤电机组运行管理
（一）提升大容量高参数机组负荷利用率。提高电网调度的灵活性和智能化水平，优化机组运行和开机方式，合理利用系统内各类调峰资源，充分发挥60 万千瓦及以上大容量高参数机组承担基本负荷时的清洁高效优势。充分发挥负荷侧调节能力，发展各类灵活性用电负荷，通过完善市场机制和价格机制引导用户错峰用电，实现快速灵活的需求侧响应。通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，依托“云大物移智”等技术，进一步加强源网荷储多项互动和高度融合。
（二）提升煤电企业管理水平。各发电企业应采用专业化运营模式，提高煤电项目的专业化运行管理水平，确保项目安全高效运行。加强燃煤发电机组综合诊断，积极开展运行优化试验，科学制定优化运行方案，合理确定运行方式和参数，使机组在各种负荷范围内保持最佳运行状态。扎实做好燃煤发电机组设备运行维护，提高机组安全健康水平和设备可用率。鼓励有条件的发电企业积极探索节能降耗路径，提高机组的生产效率和经济效益，进一步提升电厂清洁高效发展水平。
（三）提升电煤煤质。通过优先释放煤矿项目优质产能、保障煤炭跨区运输铁路运力等措施，提高电煤产运需保障水平。同等条件下，优先保障能效水平先进的燃煤发电机组的燃料供应。充分发挥市场作用，平抑电煤价格大幅波动，确保电厂燃用设计煤种，最大限度避免因燃料品质波动造成的机组实际运行能耗增加。
九、严格新增煤电机组节能降耗标准
（一）严格能效准入门槛。加强对新增煤电项目设计煤耗水平的管控，鼓励煤电项目的前期论证、设备选择、工艺设计等各个环节提高标准，设计工况下供电煤耗高于285 克标准煤/千瓦时的湿冷煤电机组和高于300 克标准煤/千瓦时的空冷煤电机组不允许建设投产。
（二）提高机组参数水平。新建非热电联产燃煤发电项目原则上采用60 万千瓦及以上超超临界机组。机组设计供电煤耗结合出力系数、深度调峰、煤质等因素进行修正后，应不高于《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》（GB21258）、《热电联产单位产品能源消耗限额》（GB35574）中新（改、扩）建机组能耗准入值，并根据国家标准的最新要求实时调整。
十、加大对节能降耗改造机组政策支持
（一）加强煤电技术攻关。实行揭榜挂帅制度，结合行业技术成熟度和应用需求，进一步加大对煤电节能减排重大关键技术和设备研发支持力度，提升技术装备自主化水平。稳步推进650°C等级超超临界燃煤发电技术、低成本超低排放循环流化床锅炉发电技术、智能电厂技术、燃煤电厂大规模二氧化碳捕集利用与封存技术、整体煤气化燃料电池发电集成优化技术、综合能源基地一体化集成技术，以及亚临界机组升级改造等节能减排突出技术的集中攻关和试点示范，条件成熟的适时推广应用。建立发电企业、电网企业、设备制造企业、设计单位和研究机构多方参与的技术创新应用体系，推动产学研联合，鼓励各发电企业充分发挥主观能动性积极提高节能减排水平，加强低碳发展意识和能力建设，积极推进煤电节能减排和绿色低碳转型先进技术集成应用示范项目建设和科研创新成果产业化。积极开展先进技术经验交流，实现技术共享。
（二）加大财政、金融等方面支持力度。统筹运用相关资金，对煤电节能减排综合升级改造重大技术研发和示范项目建设适当给予资金支持。鼓励各地因地制宜制定背压式热电机组支持政策以及燃煤耦合生物质发电项目电量奖补政策等。鼓励社会资本等各类投资主体以多种投融资模式进入煤电节能减排综合升级改造领域。
引导金融机构加大对煤电节能减排综合升级改造项目给予优惠信贷等投融资支持力度。拓宽煤电节能减排综合升级改造投融资渠道，为煤电节能减排综合升级改造提供资金支持。支持符合条件的企业发行企业债券，募集资金用于煤电节能减排综合升级改造等领域。鼓励发电企业与有关技术服务机构合作，通过合同能源管理等第三方投资模式推进煤电节能减排综合升级改造。
（三）健全市场化交易机制。在交易组织、合同签订、合同分解执行等环节中，充分考虑煤电机组煤耗水平，引导节能减排指标好的煤电机组多签市场化合同。加强优化运行调度，建立机组发电量与能耗水平挂钩机制，促进供电煤耗低的煤电机组多发电。加快健全完善辅助服务市场机制，使参与灵活性改造制造的调峰机组获得相应收益。
来源：国内低碳发展研究
