黄少中等：广东煤电清洁低碳转型思路及举措

广东煤电清洁低碳转型思路及举措

黄少中¹  汤泰¹  王浩浩²  张葵叶¹  于立东¹

（1.中国能源研究会双碳产业合作分会   2.广东电力交易中心）

在“双碳”战略目标指引下，我国经济社会绿色低碳转型已是大势所趋。2021年，党中央、国务院印发《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》指出，“2030年非化石能源占消费结构的比重达到25%，2060年提升至80%以上”，并在“加快构建清洁低碳安全高效能源体系”中明确了要“积极发展非化石能源”“深化能源体制机制改革”。2024年6月，国家发展改革委、国家能源局印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》，实施分领域分行业节能降碳专项行动，统筹推进煤电机组低碳化改造和新上煤电机组低碳化建设。

广东作为经济大省，也是能源生产和消费大省，用电量高且省内新能源占比低。作为电力受端省份，广东省内煤电建设运行在保障电力供应的同时也可能推高碳排放，其转型发展具有典型意义，受到社会广泛关注。随着广东新型电力系统建设的持续深化，以海上风电为重点的大量风、光等新能源渗透率持续提升，煤电和新能源协调发展问题凸显。为保障广东能源系统低碳转型的顺利推进，在满足广东省内负荷增长需求的同时推动由煤电向新能源等清洁能源转换，亟需厘清广东煤电发展的现状和规划，剖析未来转型的问题和挑战，并探讨煤电机组清洁低碳转型的思路及举措。

一、广东煤电发展现状和规划

（一）广东煤电发展现状

1.装机及发电情况

截至2024年6月底，广东本地电源统调装机容量2.054亿千瓦，其中煤电7217.9万千瓦，占比35.1%，气电4334.5万千瓦，占比21.1%，核电1613.6万千瓦，占比7.9%，水电936.9万千瓦，占比4.6%，风电1659.6万千瓦，占比8.1%，光伏3192.9万千瓦，占比15.5%，生物质455.8万千瓦，占比2.2%，蓄能（含储能）1004万千瓦，占比4.9%，其他127.1万千瓦，占比0.6%。

2023年，广东省发受电量8208亿千瓦时，其中外受西电电量1741亿千瓦时。省内机组发电量6467亿千瓦时，其中燃煤机组发电量3381亿千瓦时，占52.3%，仍然处于主力电源位置。燃气1055亿千瓦时，占16.3%，新能源（风电、光电、生物质）占11%，核电占16.4%，水电占4%。

2.负荷及系统调节情况

作为中国最大的省级电网，2023年广东电网统调最高负荷达1.475亿千瓦，同比增长2.1%。截至2024年8月底，广东电网系统最高负荷为1.567亿千瓦，稳居全国省级电网首位。2023年，广东全社会用电量8502亿千瓦时，同比增长8.0%；2024年1—6月广东全社会用电量累计4134.2亿千瓦时，同比增长8.1%。

从日内看，广东电力负荷整体呈现“三峰三谷”的特点。三峰：早峰（约11时）、午峰（15—17时）、晚峰（19—20时）；三谷：凌晨（4—6时）、中午（12—13时）、下午（18—19时）。长周期看，广东存在春节调峰调压困难、汛期调峰困难、特殊天气控制和调节困难等问题。

综上，广东的负荷特性和调节需要对于煤电机组的支撑和调节作用提出较高要求。

3.煤电参与电力市场情况

2023年，广东电力市场全年交易电量3141.4亿千瓦时。其中，年度交易量2499.90亿千瓦时，交易均价544.50厘/千瓦时，月度交易量350.40亿千瓦时，交易均价509.30厘/千瓦时，周交易量为-22.8亿千瓦时，交易均价589.40厘/千瓦时，多日交易量为-0.7亿千瓦时，交易均价为564.5厘/千瓦时，发电侧日前总成交电量4253.2亿千瓦时。日前市场加权均价438厘/千瓦时，每日的现货实时均价最高760厘/千瓦时，实时市场加权均价453厘/千瓦时。

煤电价格方面，广东省印发《关于我省煤电气电容量电价机制有关事项的通知》提出，在落实国家煤电容量电价机制的同时，结合广东省实际，参考煤电容量电价机制，同步实施广东省气电容量电价机制。2024年1月1日起，广东按国家规定（即每年每千瓦100元）实施煤电、气电容量电价，从实际执行效果看，大幅缓解了广东煤电企业的生产经营压力。

（二）广东煤电发展规划

1.全社会用电量及最大负荷

“十四五”期间，随着经济活动的活跃与产业升级，广东省内的用电需求将持续呈现刚性增长态势。预计“十四五”至“十六五”期间，用电量及负荷较“十三五”将持续上扬，“十五五”后增速预期可能放缓。根据《南方电网“十四五”发展规划》，基础方案如下，2025年、2030年、2035年全社会用电量分别为8800亿千瓦时、10000亿千瓦时、10700亿千瓦时，“十四五”“十五五”“十六五”年均增长率分别为4.9%、2.6%、1.4%。2025年、2030年、2035年最大负荷分别为16500亿千瓦、19000亿千瓦、20500亿千瓦，“十四五”“十五五”“十六五”年均增长率分别为5.2%、2.9%、1.5%。目前看，此数据较为保守，未来用电量和负荷均可能超过原有估算值。

2.供需形势分析

“十四五”期间，广东新增用电负荷3700万千瓦，较为明确的是新增电源约4960万千瓦。结合广东省内气电、核电建设的实际进度，根据广东电力平衡原则，如不采取措施，2025年广东预计存在电力缺口970万千瓦，采取措施后将处于紧平衡状态，盈余约100万千瓦，仍面临一定风险。如纳规电源均如期建设，“十五五”末期及“十六五”期间，预计盈余增加，风险降低。

3.电源发展规划

为解决广东2025年前后电力供应缺口，广东在前期已明确新增煤电908万千瓦基础上再规划新增部分清洁调节性、保障性煤电、气电。考虑广东新能源资源禀赋、电力市场空间、电网消纳能力和能源低碳发展要求，建议再新增一定规模新能源，并结合电力系统调节能力需求配套相应规模储能。“十四五”期间，广东新增海上风电主要分布在粤东、粤西近海浅水区域，并逐步向近海深水区拓展。新增光伏主要分布在粤西和粤北地区。根据供需平衡需要，近期广东将集中建设一批清洁高效大型煤电机组，“十五五”后期及中长期，广东可不再新增煤电，增量电源以非化石能源为主（天然气发电规模适度增加），以支撑广东省实现2030年碳达峰目标。

4.煤电利用小时测算

“十四五”期间，广东煤电机组利用小时数保持在4000～4400小时。随着2024—2026年大量煤电机组投产，兼顾考虑新能源建设和燃料价格变化，煤电利用小时数迅速下降，预计在“十五五”末期将降至3000～3300小时，将推动煤电逐步向保障性电源和调节性电源转变。“十六五”期间，预计广东煤电机组利用小时数将进一步下降。

二、广东煤电转型面临的问题与挑战

（一）广东煤电转型面临的问题

1.煤炭资源价格波动，动力煤价格走势不定

2023年伴随基本面继续过剩并收窄，动力煤现货价格呈现“V”字形走势，2024年供需相对平衡。根据预测，2025年供需或存在较小缺口。广东省作为进口煤占比相对较高的省份，省内火电厂盈利压力仍较大。由于长协煤监管偏宽松、上游供给量低，导致燃煤成本控制存在较大不确定因素。

2.煤电发电外部性成本上升，碳履约成本持续增加

随着“双碳”进程推进，碳配额价不断提高，价格从2024年1月初的76.81元/吨上升到2024年8月30日的92.27元/吨，且监管越来越严，缺口增加，碳履约成本占总成本的比例逐年增加，煤电企业发电成本提升。

3.煤电利用小时数下降，影响投资建设意愿

新建煤电项目可行性研究报告对项目经济效益估算整体乐观，部分甚至建立在5000及以上的高利用小时数假设之上。而实际上，根据中电联公布的数据，我国煤电利用小时数已经呈明显下降趋势，近期少量机组已降至4000小时以下。“双碳”目标下，随着可再生能源装机规模的增加，未来煤电利用小时数进一步下降将不可避免，甚至可能面临提前关停，煤电投资回报的长期前景黯淡。

4.煤电机组收益受西电东送影响

在“西电东送”工程中，云南、广东分别是南方电网体系中最大的送电方和用电方。广东省煤电机组收益情况会受到西电出力水平的影响。首先，广东电力现货市场双轨制运行，受西电超计划增送、省内非市场化机组发电出力增加和省内优先购电、代理购电需求下降等多重因素叠加影响，省内市场化机组出现负代购电量以及相应不平衡资金的问题。其次，西电电量在弥补广东省电力供需缺口的同时也会影响省内煤电机组开机水平。在西电大发期间，省内机组竞价空间较低，机组开机数减少；在西电干旱欠发期间，煤电机组开机数量会增加以满足省内的负荷需求。

（二）广东煤电转型面临的挑战

1.煤电灵活性改造动力不足，缺少相关的投资回收机制

2024年1月，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》指出，深入开展煤电机组灵活性改造，到2027年存量煤电机组实现“应改尽改”。广东推进煤电灵活性改造至今，现在改造条件优越的机组通常已优先安排改造，后续改造的机组在技术难度上越来越大，且改造费用也将显著上升，灵活性改造面临挑战。随着调节深度和次数不断增加，灵活性改造对机组运行安全性的影响逐步凸显，运维成本显著增加，导致各电厂推进改造的积极性减弱；此外，灵活性改造导致更低负荷运行时长增加，在一定程度上拉高了机组运行煤耗，对企业节能考核、盈利能力都带来负面影响，改造投资不能有效回收。

2.容量电价不足以覆盖固定成本，煤电企业经营仍然困难

2023年11月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》提出建立煤电容量电价机制。当前容量实行固定补贴方式，补贴单价较低，补贴费用仅涵盖固定发电成本的30%左右，难以覆盖煤电固定发电成本。容量电价政策出台后，煤电收益有了一定保障，但仍面临上游煤价波动、未来发电小时数不断降低等因素带来的风险，煤电容量电价机制无法保障煤电企业持续运行相关资产。

3.转型金融发展缓慢，煤电转型融资困难

未来煤电低碳转型需要数万亿元规模的资金投入，然而金融资本更多流向绿色领域，煤电保供企业难以获得充足的转型融资，尤其是近年煤电企业经营情况不善，更加大了融资难度。以行业关注度较高的“三改联动”为例，煤电“三改联动”的经济效益主要源于参与深度调峰的辅助服务市场收益，以及因煤耗降低而节省的燃料成本和碳市场配额。有电厂测算，其静态回收期约为7～8年。但在2021—2022年间，煤电行业普遍出现亏损，2023年仍有部分电厂未能扭亏。此背景下，煤电企业“三改联动”融资也遭遇重重困难，影响了行业“三改联动”整体进展。

4.辅助服务市场建设不完备，品种单一、收益不高

当前，广东辅助服务市场定价机制以及市场交易品种无法为煤电机组的灵活性及高容量服务提供合理补偿。广东辅助服务市场品种较少，火电机组辅助服务市场收益不足，机组辅助服务价值未充分体现。广东火电机组辅助服务市场收益不足1%，低于美国PJM电力市场的2.5％和英国的8%，机组辅助服务价值未充分体现。随着转型的深入，煤电承担了超出自身额度的电力系统调峰作用，没有得到合理回报，不利于煤电灵活性资源潜力挖掘和创新。

三、广东煤电清洁低碳转型发展思路和举措

为应对上述问题和挑战，广东将按照严格控制煤电总量、合理布局优化结构、以及有序规划分阶段实施的思路，多措并举实现煤电行业的安全、可持续转型。

（一）广东煤电清洁低碳转型思路

1.严控总量，低碳发展

在保证省内电力安全稳定供应的基础上，广东在开展煤电转型工作时应充分考虑国家总体煤电及煤炭能源规划目标，根据分解到地方的关键能源规划指标和任务制定省内具体煤电转型计划，控制省内煤电总量以保证按时完成碳达峰、碳中和目标。

2.合理布局，优化结构

根据经济发展需求及新能源发展规划，研究广东省内煤电合理装机容量，多类电源统筹协调规划；结合省内用电负荷区位，合理规划支撑性、调节性煤电布局建设；优化煤电结构，发展大容量、高参数、少排放的先进机组，实现煤电清洁高效发展。

3.有序规划，安全转型

结合本地能源资源禀赋及外部清洁电力供应形势，明确不同时期煤电的功能定位和价值，在保障电网用电需求、维护电网稳定供应的前提下，充分考虑现有煤电机组的运营状况、预期寿命、锁定碳排放等实际情况，稳妥设计煤电转型路径和政策措施，提高煤电低碳转型的稳健性，降低不当转型带来的风险。

（二）广东煤电清洁低碳转型举措

1.推动煤电升级改造，挖掘系统调节能力

为实现煤电机组成功转型，一方面，可以直接对煤电机组进行技术升级和改造；另一方面，通过挖掘源、网、荷、储等诸多环节的系统调节能力，间接为煤电机组的转型提供支持。

在煤电机组优化升级方面，一是通过降低煤耗、争取深度调峰补贴收益、开发现有机组的剩余价值等方式提升煤电机组经济性。二是通过淘汰高耗能以及落后机组、等/减量替代部分不可取消机组，对煤电进行“三改联动”等方式推动煤电机组有序转型。三是通过生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存等煤电低碳发电技术推动煤电清洁高效发展。

在挖掘系统调节能力方面，一是综合考虑调峰需求、建设条件、天然气资源保障情况，在负荷中心合理规划布局建设调峰气电。二是重点布局建设对系统安全保障作用强、对新能源规模化发展促进作用大、经济指标相对优越的抽水蓄能电站，因地制宜开展中小抽水蓄能电站建设。三是积极拓展新型储能多元化应用场景，完善新型储能参与电力市场机制和电网调度运行机制，建立健全储能标准规范，积极推动新型储能技术创新。四是加快新型电力负荷管理系统建设和应用，健全电力需求响应市场化机制，提升需求响应能力，支持虚拟电厂等参与市场化需求响应，打造实时可观、可测、可控的需求响应系统平台。

2.深化电力市场建设，优化电力资源配置

随着新型电力系统的发展，广东省需平衡能源安全与清洁低碳转型，同时确保经济性。这就需要加快推进电能量市场、辅助服务市场、容量市场等多个市场建设。另外，还需要发挥南方区域市场作用。

在电能量市场方面，一是扩大价格浮动上下限，通过现货市场反映电力资源的实时价值，确保发电设备在供需紧张时获得合理收益。二是对电力市场进行重新设计以适应高比例可再生能源的大规模发展。

在辅助服务市场方面，一是丰富辅助服务品种，推动备用辅助服务市场化交易的同时探索建立灵活性爬坡、转动惯量等新型辅助服务市场，为转型煤电的调节服务提供相应的收入渠道。二是推动自备机组参与辅助服务市场，进一步扩大辅助服务提供者范围、提高全网辅助服务能力。使电力辅助服务的范围不断扩大，形成公正透明、竞争有序的市场化辅助服务共享和分担机制。三是需要在借鉴国外辅助服务费用分摊机制的基础上，结合广东省内经济发展的实际需要，拓宽辅助服务费用来源和方式，按照各类辅助服务品种功能特点，详细分析服务的引致方及受益方，细化向新能源及用户侧疏导分摊系统平衡调节费用相关机制。

在容量市场方面，一是分阶段逐步提高容量电价以覆盖火电在辅助服务、容量市场等其他市场中无法完全覆盖的固定成本。二是建立与广东本省机组情况相适应的容量补偿电价机制并定期进行核算更新，使补偿价格更精准地贴合本地煤电机组特点。三是中远期推动建设容量市场机制，通过市场竞争的方式形成容量价格，运用市场化手段促进发电资源优化配置，引导发电投资，对进行灵活性改造和战略备用的机组，通过容量支付的方式来弥补一部分的成本或经济损失。

在区域市场方面，一是加快南方区域电力市场建设，通过区域整体协调调度，提升电网运行效率，充分发挥市场发现价格的作用，推动电力资源在更大范围优化配置和共享互济。二是依托区域电网建设区域电力市场，使区域内各类电源机组在电力市场集中优化配置，扩大竞争范围，实现充分竞争，发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，通过市场自主选择，引导电力长期规划和投资。

3.完善配套举措，推动多领域协同发展

为应对煤电转型的多重挑战，需要完善配套措施并促进多领域协同，包括推动新能源与煤电的协同发展，加强金融政策支持，以及实现电力与碳市场的耦合发展。

在推动新能源与煤电协同发展方面，一是推动“三改联动”和“两个联营”以及风光火储一体化，传统能源企业也要加快布局新能源业务，推动煤电与新能源优化组合。二积极推进“风火储一体化”项目，充分利用常规电源调节能力平抑风、光波动性，统筹风电、光伏、水电、煤电等各类电源以及储能的规划建设，强化电源侧灵活调节作用，优化各类电源规模配比，确保电源基地送电可持续性。三是推动建设“煤电+新能源”联营示范项目，将煤电与新能源的发展矛盾内部化，通过企业内部或企业间的资源优化配置，推动构建多类型能源一体化发展格局。做好煤电与海上风电、陆上风电、集中式/分布式光伏等多种新能源技术耦合。

在金融政策方面，一是根据现有政策，对纳入国家煤电低碳化改造建设清单的项目给予阶段性支持。二是加大政策优惠，研究多样化金融优惠举措，落实煤电转型资金优惠。

在电碳耦合方面，一是借助相关电碳耦合技术的前瞻性研究成果，推动电、能、碳各领域技术充分衔接，形成整体协同提升效应，为实现碳达峰碳中和目标提供有力支撑。二是夯实广东电碳市场协同发展、同向发力的政策基础，促进电市场、碳排放权交易市场的有效衔接、协同联动，合并两个市场中功能相似的监管机构，以降低碳市场运行成本。

四、广东煤电清洁低碳转型的建议

煤电作为广东当前和未来一段时间电力的主体来源，短期仍缺乏可行替代。考虑“双碳”目标的长期性和系统性，应以保障能源安全和经济发展为底线，积极稳妥推进广东煤电清洁高效转型。提出如下建议：一是明确分阶段的煤电定位，有序推动煤电转型；二是抑制地方煤电依赖，建立竞争性煤电退出机制；三是以新能源发展支持煤电转型，加快电力系统低碳化建设，实现多能互补；四是建立适宜煤电转型的电力市场，疏导转型成本；五是推进电力市场与碳市场、绿证市场耦合；六是借助转型金融的资金支持和风险管理职能支撑煤电转型。