本節思維導圖見文末，整個系列更新完成有一個總的思維導圖。前面我們講了石油、天然氣這些“老選手”的新發展，在賽道模塊不得不提最

本節思維導圖見文末，整個系列更新完成有一個總的思維導圖。

前面我們講了石油、天然氣這些“老選手”的新發展，在賽道模塊不得不提最傳統的能源——煤炭。要知道，煤電，目前它在中國電力結構中，以70%的比例持續占據絕對地位。這次它的一個變化，甚至會影響新能源普及的成敗。

2022年4月，內蒙古包頭市發改委公示了一個項目的競標結果，項目名稱有點長，叫做“包頭市2021年火電靈活性改造配套新能源項目競爭性配置”。中標方是中國華能，同時拿下了兩個標段，合計有38萬千瓦，包括風電和光伏。

你可能已經注意到了，這個項目特殊地方在于，它把煤電廠改造和風光項目打包在一起了。

為什么煤電廠改造和風光項目要打包起來招標呢？

內蒙古有很多煤電廠，多是華電、大唐、國電等“國字號”的發電企業。再加上當地的風光資源也很好，這些發電企業同時還開發了風光發電項目。但有個問題一直困擾當地，生產了大量的風光電后，調峰能力卻跟不上了。

調峰指的是，為了保持電網穩定，發電端要提高或者降低發電量，來適應用電端的負載要求。也就是用戶多用你就多發，一種靈活性。儲能是一種調峰設備，煤電廠也可以調峰。

內蒙古創新的這個方案的創新點，就是要求想干新能源項目的投資方，把自己的煤電廠給改造了，讓煤電廠達到調峰要求。這樣一來，你拿到新能源項目開發權的籌碼，就是得有煤電廠，這就叫做“競爭性配置”。

在我看來，這種打包模式，很可能進行全國推廣，還會推動煤電在我國電力結構中的角色發生重要變化。

為什么這么說呢？首先，這種模式，可以讓新增的風光電項目產生的調峰需求，在項目內部就解決了，不會給電網增加額外負擔，有利于新能源消納。

我再給你看組數據。2022年3月，國家能源局在《“十四五”現代能源體系規劃》中對各項能源的發展做出了具體要求，我算了一下，新能源裝機量到2025年要達到12億千瓦。按國際標準來算，平均調峰比例要達到裝機量的15%，12億千瓦的新能源裝機量，需要的調峰能力大約是1.8億千瓦。

1.8億千瓦的調峰需求，究竟該如何實現呢？

此前，我國主要靠抽水蓄能和煤電。

抽水蓄能現在的裝機量是3000萬千瓦，到2025年要增加到6000萬千瓦。但抽水蓄能受地形限制很大，很難再大規模增加了。

新加入的新型儲能，裝機量是400萬千瓦，2025年要增加到3000萬千瓦。新型儲能主要靠電池，儲量有限，成本又高，市場機制還沒成熟，所以3000萬千瓦這項數據已經比較樂觀了。

理論上，儲能的裝機功率可以百分之百拿來調峰使用。除了儲能之外，核能、水電、氣電等能源的調峰能力大約有2000萬千瓦。

剩下約7000萬千瓦的調峰缺口，只能靠煤電來解決了。【一般大型煤電機組，是300MW，1M=10^6，而這里的單位萬千瓦，也就是10^7瓦（W）），也就是7000萬千瓦=70000MW】

2021年10月，國家發改委和能源局聯合發布了《全國煤電機組改造升級實施方案》。里面重點提到，要對正在運行的煤電機組進行靈活化改造，功率體量大約是2億千瓦；同時，還要新增1.5億千瓦靈活化制造機組，這類機組在出廠時就自帶強大的調峰能力。（《全國煤電機組改造升級實施方案》——對供電煤耗在 300 克標準煤/千瓦時以上的煤電機組，應加快創造條件實施節能改造，對無法改造的機組逐步淘汰關停，并視情況將具備條件的轉為應急備用電源。）

根據行業數據，這兩部分能帶來大約7000萬千瓦的調峰能力，基本能解決我剛才算下來的調峰缺口。（也就是深度調峰7000萬/3.5億=20%，也就是負荷率80%左右，意思就是滿功率開動的80%營業，當然這是初步，至于調峰能力要求高了，正好反過來）

你可能會擔心，煤電機組改造要有成本，經濟上可行嗎？

我們比較著來看。抽水蓄能的成本主要在設備，投資規模比較大，初始投資最少要占60%。煤電機組改造的成本主要在技術和設備上，資金是逐步投入的。綜合計算，抽水蓄能的建造成本每年每千瓦是120元，新型儲能是400元，而煤電機組靈活性改造的成本是50元。

不難看出，煤電機組改造的成本最低，加上我國煤電廠的基數比較大，所以會有更大的改造潛力。而且我前面也講了，實際情況中，煤電機組得完成剩下的調峰任務。

所以，煤電在我國電力結構中的角色會發生重要變化。國家在《“十四五”現代能源體系規劃》里有明確的說法，我給你念念原文：“由主體性電源向提供可靠性容量、調峰調頻等輔助服務的基礎保障性和系統調節性電源轉型”。意思就是：煤電未來的任務，會從發電為主轉到輔助服務上，要幫助新能源，進行電力上的調峰調頻。

值得注意的是，這可是煤電在中國歷史上的一次重要轉變。當然，這個過程也充滿挑戰。

咱們就拿最關鍵的“技術關”來說。煤電機組要實現調峰，就需要在新能源供電低谷的時候，高功率運行增加發電，填補缺口；還要在新能源供電高峰的時候，能夠低功率運行，減少電力輸出。

這樣一來，煤電機組穩定運行的額定功率越低，它能提供的調峰能力就越強。以前煤電機組只能實現額定功率50%的狀態下穩定運行，現在要求達到20%，技術難度很高。

我簡單介紹一下工作原理。煤電機組主要由三個部分構成，也就是鍋爐、汽輪機、發電機。鍋爐提供蒸汽，汽輪機把蒸汽的熱能轉變為旋轉機械能，發電機再把汽輪機的機械能轉化為電能。

讓煤電機組以低功率運行，就要減少進入鍋爐的煤。但鍋爐燃燒室的空間不會變，煤粉減少了，空間溫度就會降低，溫度降低，那煤粉就無法充分燃燒。無法充分燃燒的煤粉，可能會在內壁結焦，或者產生過多的硫化氫產物，對設備造成腐蝕。

煤粉減少還會導致燃燒室內發熱不均勻，溫度太高的地方，容易燒壞用來產生蒸汽的水冷壁，溫度太低的地方，蒸汽質量又不夠好，會對汽輪機葉片造成沖擊和損傷。

鍋爐燃燒室的溫度降低了，排放的廢氣溫度也會跟著降低，但處理這些廢氣的催化劑都是提前設計好的，溫度變化會導致催化劑失效，造成排放不達標。

當然了，有挑戰就有機遇。很多設備廠家和煤電廠運營方，已經加入到設備改造的市場中了。

比如上海外高橋第三電廠的運營方申能電力，是這個新興領域的頭部企業。它們研發了很多深度調峰技術，比如彈性回熱技術、安全經濟熱電解耦技術等。

其中有一項廣義回熱技術體系，能把產生的蒸汽再次利用，比如從汽輪機的位置抽出一部分蒸汽，用來加熱進入鍋爐的煤粉、空氣、冷水。燃燒室的溫度被提高后，投放的煤粉量即使遠低于設計值，也能充分燃燒。

目前，這些技術已經在第三電廠的機組上運營了，功率降低到20%也能穩定運行。

技術實現了還不夠，企業成本還會增加。比如改造會導致設備損傷，需要額外的運維成本；再比如，煤電機組低功率運行，發電量少了，盈利也就降低了。輔助服務的補貼機制不完善，煤電廠就沒有改造的動力。

實際上，“十三五”期間，國家發改委和能源局就推動過煤電機組的靈活化改造，當時只完成了目標的25%。目標沒完成的原因，不只是技術不成熟，更主要的是補貼機制不合理。

為什么這么說呢？2016年到2017年，只有少數企業進行了機組改造，所以調峰資源比較稀缺，企業能拿到一個很高的輔助服務價格。在東北地區，1度電的服務價格就能達到4毛到1塊，比發電獲益都大。到2018年和2019年，參與企業越來越多，競爭變得激烈了，價格就越來越低。這是發電側的零和博弈，沒有新增價值，企業就沒有了參與動力。

煤電廠的改造是為了消納更多新能源電力，但是新能源并沒有為這個價值付費。這在經濟學里叫“正外部性”，意思就是生產和消費給他人帶來了收益，但受益者并不用為此支付和補償。就像養蜂人的蜜蜂會給果農帶來好處，果農卻不用為此付錢一樣。

那怎么解決呢？經濟學給出的答案是“外部性的內在化”，意思就是通過改變激勵，讓做出貢獻的人成為受益者。內蒙古這次做出了表率，讓能做煤電靈活化改造的企業優先拿到新能源項目，讓新能源自己來負責調峰的費用，相當于讓果農自己去養蜜蜂了。

項目實施到現在，效果非常好，其實安徽、吉林在2021年也開始這么做了。安徽專門給煤電靈活改造配置了1GW新能源項目。吉林雖然沒有明確具體配置的數量，但明確表示，會給調峰能力在100萬千瓦以上，同時供熱能力在200萬千瓦以上的企業，直接配置一部分風光電項目。

我有個預測，隨著新能源項目的推進，調峰需求會越來越強烈，有調峰潛力的煤電廠甚至會成為搶手資源。比如三北地區，不僅在火電裝機量上占到全國的40%，還是國家大型風光發電基地的主戰場。

但需要注意的是，目前參與改造的都是中型煤電機組，大型低耗能的機組主要任務還是發電，小型機組的調峰能力不夠。（按發電廠裝機容量分小容量發電廠（100MW以下），中容量發電廠（100—250MW），大中容量發電廠（250—1000MW），大容量發電廠（1000MW以上）。）那些服役超過20年的機組，不管功率多大，原則上都不具備改造價值了?？梢灶A見，后期很多小型煤電廠，尤其是那些既不能低耗能發電，又不具備調峰能力的，基本要被淘汰。

你看，內蒙這個風光項目打包煤電廠的新模式，不僅合理解決了新能源消納問題，催生出增量市場；還促使煤電廠迭代升級，在能源轉型中找到了自己的新機會、新定位。

思維導圖：