關于西北地區煤電轉型的分析與研究

黃少中1  湯泰1  孫沛2  張葵葉1  于立東1

（1.中國能源研究會雙碳產業合作分會  2.西北電力設計院）

一、研究背景與意義

當前，世界能源結構已經進入油氣為主的發展階段，我國受資源稟賦和基礎設施慣性等因素影響，以煤為主的一次能源消費結構短期內難以發生根本改變，我國煤炭消費量占全球總消費量約50%。在“雙碳”目標背景下，電力部門作為我國最大的碳排放來源以及終端用能電氣化的重要支撐，需要從以煤電為主體轉向高比例可再生能源、多種能源形式互補的新型電力系統，轉型責任重大。

西北地區擁有豐富的煤炭資源和廣闊的地域空間，是我國傳統能源的重要基地。同時，在全國新型電力系統建設版圖中，西北地區亦是重要的新能源外送基地。西北地區新能源資源豐富，各?。▍^）新能源滲透率在全國省級電力系統中位于前列，因而最先遇到一些轉型問題。例如，西北地區系統調節性資源缺乏，電力系統保供和新能源消納問題突出，煤電電量需求減少與容量需求增加的背離趨勢愈加明顯，缺乏電價政策和市場機制有效支持等。因此，煤電在不同轉型時期的功能定位和轉型思路有待進一步明晰。

研究西北地區煤電轉型有助于推動西北能源結構向清潔、低碳方向轉變，進而服務西北經濟社會整體綠色轉型，既符合國家關于能源安全和可持續發展的戰略要求，也是推動西北實現“雙碳”目標的積極思考。以西北地區作為典型，探索其新能源高比例發展形勢下的煤電轉型之路，有助于西北能源行業把握發展節奏，并為我國其他地區的能源轉型提供借鑒參考。

二、西北地區煤電發展現狀、規劃與展望

（一）西北地區煤電發展現狀

西北電網包括陜甘青寧新五?。▍^）電網，是全國六大跨省電網之一，地域跨度位居全國之首。目前，電網已覆蓋五省（區）的大部分經濟較發達地區，電網最高交流電壓等級為750千伏。截至2023年底，西北電網全口徑裝機容量45443.6萬千瓦（含陜西點對網外送1024萬千瓦），其中水電3677.4萬千瓦、火電19109.7萬千瓦（含陜西點對網外送1024萬千瓦）、風電9806.3萬千瓦、光伏12537.1萬千瓦，所占比例分別為8.09%、42.05%、21.58%、27.59%?；痣娧b機以煤電裝機為主，占比約為98.7%，生物質、氣電規模很小，僅1.3%。[1]2023年西北全網火電裝機占全口徑裝機比重約為42.35%，2023年火電新增裝機占比約為15.56%。

表1  2023年西北電網各省火電現狀

注：數據來源于《2023年全國電力工業統計快報》。

從機組類型構成看，西北電網全口徑機組中30萬千瓦級及以上機組裝機容量15910萬千瓦，占比約83%。內用機組中，30萬千瓦級為主，裝機容量7721.5萬千瓦，占比約55%；外送直流配套火電中，全為60萬千瓦級及以上機組。另外，西北電網供熱機組7819萬千瓦，占比約41%。

表2  2023年西北電網火電裝機構成  （單位：萬千瓦）

（二）西北地區煤電發展規劃（2025—2035年）

對于內用火電，“十四五”期間規劃新增火電5539萬千瓦，目前已投產409萬千瓦；在建煤電3076萬千瓦；已核準煤電466萬千瓦；已納規煤電1588萬千瓦。疊加生物質發電與氣電裝機，僅考慮在建、已核準、已納規的項目，2025年火電裝機將達到1.66億千瓦，2030年為1.94億千瓦；在此基礎上，考慮1900萬待納規火電，2035年火電規模將達到2.13億千瓦。

對于外送火電，按照發展規劃，2025年西北外送直流規模將達到9531萬千瓦，2030年西北外送直流規模為15131萬千瓦，2035年西北外送直流規模為18331萬千瓦。2025年西北外送直流配套火電裝機為6312萬千瓦、2030年為8840萬千瓦、2035年為9440萬千瓦。[2]綜合考慮內用和外送火電裝機，2025年火電裝機總規模為2.29億千瓦，2030年為2.83億千瓦，2035年為3.08億千瓦。

表3  2025—2035年西北電網火電裝機規模  （單位：萬千瓦）

（三）西北地區煤電發展展望（2035—2060年）

伴隨著經濟發展水平的不斷提升和工業化的進一步深化、終端用能電氣化率的不斷提升、高技術及裝備制造業和現代服務業的進一步發展等，我國的電力需求仍將持續攀升。大量電力轉型研究對我國電力需求增長進行了估計，從當前到2060年，我國的電力需求整體呈現“先穩定增長，后維持平衡”的發展態勢?？紤]未來社會經濟行為發展不確定性對終端產品需求、能源技術進步等存在較大影響，電力需求預測值存在較大分歧，到2060年全國電力需求將達到12.16萬億～21.55萬億千瓦時，中間值約17萬億千瓦時。近五年，西北電網全社會用電量占全國比重約為11%，考慮到全國產業向西北轉移與經濟發展階段，預計2060年西北電網全社會用電量占全國比重約為15%，達到2.55萬億千瓦時。

根據相關機構預測，2060年全國一次能源消費總量預測在56億～58億噸標準煤左右。同時，非化石能源占一次能源消費比重達80%左右。可再生能源裝機容量約為60億～90億千瓦。風電、太陽能總裝機在45億～80億千瓦左右。煤電裝機預測值分歧較大，有研究認為至2060年，煤電將完全退出運行；其余研究認為部署CCUS后的煤電裝機在0～6億千瓦范圍內。

考慮到儲能技術進步，倘若可以解決日間、日內電量搬移問題，保守估計跨月儲能未能取得突破，季節性缺電需靠清潔煤電解決（不考慮內陸核電）。2060年，預計全國風電裝機21億千瓦，太陽能裝機39億千瓦。目前，西北風電、太陽能裝機規模占全國的比重不足25%，預計至2060年，西北風電、太陽能裝機規模占比將達到25%，即風電5.25億千瓦、太陽能9.75億千瓦。根據平衡分析，2060年西北電網仍需要火電裝機1億千瓦?？紤]到部分氣電、生物質發電機組，西北電網需要部署CCUS的煤電裝機約在0.8億千瓦以上。需要說明的是，此火電規模預測僅從系統中電量平衡的角度出發，若考慮系統安全穩定、慣量支撐等其他需求，如不發生重大的科技進步，所需火電規?？赡苓€會略有增加。

三、新發展形勢下西北煤電定位與作用

（一）西北地區煤電定位與作用分析方法

在預測的負荷情況和規劃的電源建設情景下，盡量充分發揮水電作用，分析電力供需平衡，再結合新能源消納和需求側響應需要，分析煤電發展定位。

1.用電負荷情況

2025年、2030年、2035年西北電網全社會最大負荷分別為1.7億千瓦，2.2億千瓦和2.6億千瓦，“十四五”“十五五”“十六五”期間年均增速分別為7.3%、5.4%和4.0%。2025年、2030年、2035年全社會用電量分別為1.2萬億千瓦時，1.5萬億千瓦時和1.8萬億千瓦時，“十四五”“十五五”“十六五”期間年均增速分別為7.5%、5.0%和3.7%。

表4  西北五?。▍^）電力需求預測  

2.電源建設規劃

（1）水電：陜西、新疆水電少量增長，青海新增水電按外送配套考慮，預計2025年水電裝機將達到3764萬千瓦。

（2）火電：僅考慮在建、已核準、已納規項目，預計2025年火電裝機將達到1.66億千瓦，2030年1.94億千瓦，2035年2.13億千瓦（1900萬待納規）。

（3）新能源：根據初步規劃測算，至2035年，西北電網新能源總規模約9.7億千瓦，其中直流外送配套約2.5億千瓦。按前述發展規模測算和各省、區規劃情況，2025年內用新能源裝機規模約3.2億千瓦，2030年約5.1億千瓦，2035年約7.2億千瓦。

表5  西北地區新能源發展規劃  （單位：億千瓦）

（4）抽水蓄能及儲能：截至2023年底，西北地區已建成儲能電站1093萬千瓦，已核準抽水蓄能裝機2810萬千瓦，后續計算中抽水蓄能、電化學儲能等靈活性調峰電源根據系統需求配置。

圖1  2025—2035年西北電源裝機進展預測

3.需求側響應規模

按照國家相關政策，西北區域及各省電網需求側響應規模，2025年按照3%考慮，2030年按照5%考慮，2035年按照7%考慮，2025年、2030年、2035年需求側響應規模分別為500萬千瓦、1000萬千瓦、1800萬千瓦。

表6  2025年西北地區需求側響應能力情況  （單位：萬千瓦）

（二）西北地區煤電在新型電力系統中的作用和定位

以電力保供為約束邊界，綜合考慮新能源消納措施后，結合全年8760小時生產模擬計算，各規劃水平年主要指標計算結果如下：

2025年西北電網新能源裝機占比達到61%，新能源發電量占比超過39%，已具備新型電力系統的基本形態。

2030年新能源規模進一步增長，電力和電量向供應主體轉變，新能源裝機占比超過68%，發電量占比超過53%。

2030年敏感方案下，新能源裝機占比達到66%，發電量占比超過48%。

2035年新能源繼續發展壯大，逐步成為裝機和電量的“雙主體”，新能源裝機占比達到72%，發電量占比接近59%。

“十四五”和“十五五”期間西北地區電力行業碳排放仍保持剛性增長，年均增長率分別為2.8%和0.9%（敏感方案1.5%），“十五五”期間年均增速較“十四五”期間下降1.9個百分點（敏感方案1.3個百分點）。2030年前后電力行業碳排放達到峰值，“十六五”以后電力行業碳排放開始負增長，2035年排放總量降低至6.01億噸。

圖2  西北地區電力行業碳排放測算

2025年，西北地區新型電力系統已具備初步雛形，新能源電量占比達到40%，新能源利用率仍按95%控制。在電力保供方面，煤電主要起頂峰作用，滿足尖峰負荷的需要。在新能源消納方面，充分挖掘常規煤電的靈活性，通過靈活性改造提升煤電機組的調峰能力。此階段，煤電裝機/負荷約為1.0，煤電機組的利用小時數約為4000小時，最小技術出力達到35%。

2030年，新能源規模進一步增長，新能源電量占比達到50%，新能源利用率應有所下降，可按90%考慮。2030年，煤電裝機/負荷約為0.9，煤電機組的利用小時數約為3000小時，最小技術出力達到30%。

2035年，新型電力系統基本建成，新能源電量占比達到60%，新能源利用率應進一步下降，可按80%考慮。2035年，煤電裝機/負荷約為0.8，煤電機組的利用小時數約為2500小時，最小技術出力達到20%。在這一階段，在電力保供方面，煤電主要滿足極端天氣的日電量平衡；在新能源消納方面，煤電起跨日調峰電源的作用。

2060年，新能源規模繼續壯大，“雙碳”目標實現，新能源電量占比達到90%～120%以上（考慮儲能損耗等因素）。在電力保供方面，煤電主要滿足極端天氣的月電量平衡。在新能源消納方面，煤電起跨季調峰電源的作用。此階段，煤電裝機/負荷約為0～0.2，煤電機組的利用小時數小于2000小時，最小技術出力小于20%（可為負值）。

圖3  火電在不同發展階段的定位

四、西北地區煤電轉型思路

西北地區煤電轉型思路可按照增容控量（當前至2030年）、控容減量（2030—2035年）和減容減量（2035—2060年）三個發展階段考慮。

（一）增容控量階段（當前至2030年）

當前至2030年，新能源將逐步成為發電量增量的主體，但煤電仍然是電力安全保障的“壓艙石”。煤電轉型的首要目標是滿足基礎負荷的同時最大程度為系統安全穩定運行提供靈活性支撐，因此需適當增加煤電裝機，同時嚴控煤電電量增長，在2030年實現煤電發電量和碳排放量的“雙達峰”。

對于增量煤電機組，應主要發揮高峰電力平衡和應急保障作用并提供轉動慣量，保障電力系統安全穩定運行，其設計定位應為靈活性機組，嚴格控制新增煤電機組節能降耗標準。一方面嚴格設定能效準入門檻，加強對新增煤電項目設計煤耗水平的管控，鼓勵提高煤電項目的前期論證、設備選擇、工藝設計等各個環節的標準。另一方面，提高機組參數水平，原則上新建非熱電聯產燃煤發電項目采用60萬千瓦及以上超超臨界機組。此外，需重點圍繞西北地區“風光火儲”一體化能源基地、主要負荷中心，兼顧調節性需求，電網重要節點等區域統籌優化布局。

對于存量煤電機組，應開展“三改聯動”，有序淘汰煤電落后產能，加快現役機組節能升級和靈活性改造，積極推進供熱改造，推動煤電從主體性電源向系統調節性電源發展。

（二）控容減量階段（2030—2035年）

2030—2035年，煤電發電量、耗煤量穩步下降，仍需新增一部分煤電裝機，更多承擔系統調節、高峰電力平衡的功能。煤電轉型首要目標是完成新增電力需求主要由新能源滿足，并開始逐步替代煤電發電存量，縮短峰值平臺期，深入推動煤電靈活性改造。

在開展“三改聯動”的同時，需系統性推進煤電行業淘汰落后產能。針對小容量、高能耗、老舊機組，基于環保、能效、供熱需求、區域布局、投資與經濟性等多維度評估，實施超30年機組的規范化退役，并對10萬千瓦以下、環保不合規、缺乏改造潛力的機組予以淘汰。對于市內部分老舊煤電機組，可考慮優化土地利用，提升經濟價值。同時，統籌在建與緩建煤電機組與落后機組的替代進程，實現“上大壓小”的產能置換，探索對30萬千瓦及以上、運行良好的老舊機組進行改造延壽的可能性。

1.兩棲電廠

對于存量煤電機組，可在常規燃煤電廠基礎上配套建設電加熱模塊、熔鹽儲能模塊和蒸汽發生模塊，將熔鹽儲熱系統和燃煤發電系統耦合起來成為發電和儲能兩棲電廠。建設包含燃煤發電和熔鹽儲熱的兩棲電廠為新型電力系統中新能源消納和電力供應保障提供了新的解決途徑，既可解決季節性缺電省份煤電利用小時數不高、發電設備長期閑置問題，為新型煤電建設模式提供參考，還可最大化提高新能源利用率，降低燃煤消耗，對于新型電力系統中煤電轉型發展具有一定的指導意義。

2.應急備用電源

煤電機組具有快速響應和調峰的能力，對于存量煤電機組，可將其轉為應急備用電源，在電力供應出現緊張或中斷時，迅速投入運行，確保電力系統的穩定運行。具體實施時，應優先選擇20萬千瓦及以上大容量、服役期滿不延壽、應急備用條件較好的機組，對機組的安全、環保、能效等技術條件開展詳細的評估，確保轉為應急備用電源的機組符合相關標準和要求。此外，應對選定的煤電機組進行技術改造，引入先進的控制系統和調節技術，提高機組的靈活性和調節能力，使機組能夠更快速地響應電力系統的需求變化。

3.調相機改造

在電力系統中，發電機的調相功能主要指的是發電機在不發電或發出有功功率很小的情況下，向系統提供或吸收無功功率，以調節電網電壓。對于退役煤電機組，可以開展調相功能改造，使煤電機組能夠在低負荷或空載狀態下，更有效地提供或吸收無功功率，從而幫助維持電網電壓的穩定。

（三）減容減量階段（2035—2060年）

2035—2060年，在此前轉型基礎上，煤電轉型的遠期展望目標是推進煤電機組應退盡退，向調峰煤電、應急備用和安全穩定電源轉變；同時通過部署生物質能-碳捕集與封存（BECCS）技術，實現加速減排。

國網能源研究院發布的《中國電源發展分析報告2023》提出，我國煤電機組將于2036年出現第一次退役尖峰，當年退役規模達8700萬千瓦，2039年出現第二次退役尖峰，當年退役規模達6200萬千瓦。由此可見，2035年后，隨著風光發電技術的創新應用及成本不斷下降，疊加煤電達到甚至超過30年的壽命期進入自然淘汰階段，電力系統具備加速轉型的基礎和條件。2050年之后，隨著氫能的技術經濟進步，對煤電將實行應退盡退。

2023年，國家能源局發布的《新型電力系統發展藍皮書》提出，我國用電需求在2045年前后達到飽和，新能源逐步成為發電量結構主體電源。屆時，煤電已完全轉變為系統調節性電源，服務于高比例可再生能源消納，并提供應急保障和備用容量。因此，到2050年前應保留適量煤電機組提供調峰及其他調節服務。2050年以后隨著大量燃煤機組退役，應將退役機組分為應急備用和戰略備用兩類，應急備用機組每年開機數次保障用電負荷尖峰時期緊急電力缺口，利用小時在1000小時以內；戰略備用機組廠房平時停水停電不備煤，機組處于封存狀態，作為應急安保電源僅在必要時開啟。

此外，通過對存量燃煤機組采用燃煤耦合生物質發電結合CCS/CCUS改造，加大燃煤耦合生物質發電摻燒比例，推動煤電機組向低碳甚至零碳電源轉變，盡快將BECCS納入碳中和關鍵技術體系，為煤電資產在碳中和時代綠色轉型發展之路提供支撐。

五、西北地區煤電轉型舉措

“碳達峰碳中和”目標的落實將重構發電行業產業結構，對煤電行業產生深刻影響。從電力市場建設、煤電科技創新和煤電轉型方式三方面提出以下轉型舉措。

（一）深化電力市場建設

1.建立三部制煤電電價

建立新的煤電市場機制，將目前現有煤電電價分解為容量電價、靈活性市場電價及電能量市場電價，形成三部制電價機制，使電價構成更加清晰合理，充分體現煤電提供電力安全保障的電力容量、提供靈活調節能力的輔助服務和提供能量保障的發電量等功能。

2.完善傳統電源的容量成本回收機制

傳統煤電機組的成本主要集中在固定投資費用、檢修改造費用、日常維護費用、較高的啟停費用以及低負荷運行帶來的額外成本方面。為促進煤電機組固定成本補償的全覆蓋，應推動容量電價回收固定成本的比例提升至100%，并建立與機組情況相適應的容量補償電價機制，定期進行核算更新。同時，隨著新能源發電占比提升，應擴大容量電價范圍至新型儲能，以體現其容量價值，促進健康發展。中遠期應推動建設容量市場機制，通過市場競爭形成容量價格，優化發電資源配置，并為靈活性改造和戰略備用機組提供容量支付，保障電力系統長期容量充裕性。此外，在煤電功能定位轉變中，引入發電容量成本回收機制，解決煤電擱淺資產補償問題，保障發電企業積極性，同時鼓勵靈活電源進入市場，滿足電力安全可靠供應。

3.完善輔助服務市場機制

調峰輔助服務是指并網發電機組能夠根據電網的調峰需求而有計劃地、按照一定調節速度調節發電出力、改變機組運行狀態所提供的調節服務，包括深度調峰和啟停調峰。在高可再生能源滲透率的新型電力系統中，煤電正由基荷電源向調節型電源轉變，低利用小時數將成為新常態。為適應這一變化，輔助服務市場需引入多樣化交易品種，如靈活性爬坡、轉動慣量等，以及多元化資源，包括自備機組，以增強系統調節能力。同時，應精細化輔助服務費用的分攤機制，確保費用來源和方式的多樣化，合理疏導至新能源和用戶側。此外，需求側輔助服務市場的完善將有助于進一步挖掘工業用戶調峰潛力，減少煤電出力，促進新能源消納。

4.完善峰谷分時電價機制

為充分發揮可平移的調節潛力，應拉大峰谷電價價差，盡快推動尖峰電價機制的完善，適時建立深谷電價機制，強化價格信號引導作用；銜接電力市場建設，鼓勵電力中長期合同分時段簽約分時價格設置，已開展現貨試點地區，根據市場歷史價格數據及時調整分時方式與系數，推進政府定價與市場定價協調發展；擴大實施范圍，覆蓋工商業用戶，并鼓勵農業生產用電、居民用電自愿執行，促進電力資源在更大范圍優化配置。

5.建立全國或區域統一電力市場，解決省間煤電交易障礙，優化資源配置

研究制定全國或區域統一的電力市場交易規則，包括準入、交易、結算、監管等方面的具體規定，鼓勵煤電企業積極參與電力市場交易，通過市場競爭優化資源配置。加大投入，建設和完善電網基礎設施，提高電網的傳輸能力和穩定性，推動省際電網互聯互通，實現電力資源的跨省跨區優化配置。

（二）鼓勵科技創新驅動轉型

1.研發煤電機組適用的低碳技術

通過發展CCUS（碳捕集、利用與封存）技術減少二氧化碳排放，創新推動低碳和零碳排放技術，降低燃煤機組的碳排放量，使燃煤機組能夠實現超低碳排放。

2.提高煤電機組的運行能效

通過研發燃氣-蒸汽聯合循環技術、汽輪機高背壓改造等先進技術提高燃煤機組的效率。同時，可通過汽輪機通流改造、鍋爐和汽輪機冷端余熱深度利用改造等節能改造項目提升機組的能效水平。此外，還可通過燃煤耦合農林廢棄物、市政污泥等多元化燃料利用提高煤電的效率。

3.提升煤電機組的靈活調峰能力

研發新一代超凈超靈活智能煤電機組及其配套控制系統，通過研發先進的燃燒技術和控制系統，如富氧燃燒、智能控制等，以提高機組的響應速度和負荷調節能力。通過實施汽輪機抽汽、高壓電極鍋爐、儲熱罐等技術改造，增強機組在供熱季和非供熱季的調峰能力。

4.研發節水型清潔煤電技術

西北地區煤炭資源豐富，但水資源相對匱乏。建議西北地區煤電行業優先發展節水型清潔煤電技術，如干式冷卻系統，減少水資源消耗。此外，西北地區煤電行業還可以通過提高用水效率、探索非常規水資源利用進一步促進節水和清潔轉型。

（三）完善煤電轉型方式

1.燃煤機組摻燒生物質和綠氨

利用農林廢棄物、沙生植物、能源植物等生物質資源，實施煤電機組耦合生物質發電，以降低燃煤消耗和碳排放水平。此外，可以使用風電、太陽能發電等可再生能源制備的綠氫、綠氨，替代一定比例燃煤進行清潔高效耦合燃燒，有效降低煤電碳排放水平。

2.鼓勵煤電與煤炭、可再生能源聯營

煤電與煤炭聯營可通過整合煤炭開采和電力生產，形成穩定的供應鏈，降低成本并提高能源利用效率，有助于構建長期穩定的合作關系，減少市場煤價波動對電力成本的影響，實現資源的優化配置和利益共享、風險共擔。煤電與新能源聯營能夠實現能源結構的優化和互補，提高能源利用效率和系統穩定性。煤電企業可以利用新能源的清潔特性，降低自身的碳排放和環境影響，同時新能源的不穩定性和間歇性可以通過煤電的調峰能力得到有效補充。

3.新能源指標置換實現煤電替代

新能源指標置換通過賦予煤電廠等比例的新能源項目開發權益，替代其既有煤電產能的容量指標。在促進煤電機組有序替代、縮減傳統煤電產能的同時，實現了對煤電廠既有資源與人力資源的高效再利用。新能源指標置換不僅可提升資源利用效率，還有助于緩解煤電行業轉型對員工群體的潛在沖擊，為能源結構轉型提供更為平穩的過渡路徑。

注釋：

[1] 考慮火電部分數據難以拆分，本文有部分內容以火電代替煤電進行分析。

[2] 未計入點對網交流送電配套火電。