碳中和背景下煤電轉型關鍵技術研究與展望

孫月巧， 鄭宏飛， 孔 慧,2

(1.北京理工大學 機械與車輛學院，北京 100081；2.清華大學 能源與動力工程系，電力系統及發電設備控制與仿真國家重點實驗室，北京 100084)

富煤貧油少氣的資源結構、燃煤發電平穩性及其較好的經濟性決定了短時間內煤電仍是我國的重要電力來源。隨著“碳達峰、碳中和”戰略目標的提出，高碳排放的電力行業脫碳行動迫在眉睫[1]。在綠色低碳發展趨勢下煤電將從發電主力軍過渡為調峰性電源，轉型升級的煤電需具有清潔、靈活、安全和高效等特點。在構建多元化清潔能源供應體系過程中，需科學規劃煤電低碳轉型路徑、穩妥規劃煤電轉型節奏。

筆者基于煤電存量大、占比高、碳排放量高、因煤價上漲市場競爭力下降的現狀與挑戰，圍繞高效靈活化、低碳化、多元化、智能化和區域協調控制化改造思路，從5項維度探究未來煤電轉型的典型技術清單。根據減碳路徑選取關鍵典型技術來計算其碳減排潛力，并利用技術成熟度、碳減排潛力、減排成本、技術潔凈貢獻程度、技術普及率和技術應用前景6項指標對技術發展進行研判，為未來電力行業實現“碳達峰、碳中和”目標提供參考依據。

1 現階段煤電現狀與挑戰

統計數據[2]顯示，2021年煤電裝機容量達到11.1億kW，占全國發電裝機總容量的46.7%，預計十四五期間用電增速保持5%～6%的中高速增長。

在電量需求持續增加的背景下，可再生能源發電技術的不穩定性和成本高昂等問題，使得近零排放的風光發電取代燃煤發電的主導地位仍存在技術過渡期。在相當長時間內繼續保有一定容量的煤電，同時推動煤電低碳轉型發展滿足電力行業減排目標[3]。

按照煤電機組30 a壽命正常退出以及2030年機組實現碳達峰等條件[4-6]，得出未來煤電裝機容量與年發電量預測(見圖1)。2030年煤電裝機容量為12.6億kW，后持續降低，至2060年預估裝機容量降至2.4億kW。短時間內電力供應主力仍是煤電機組，其碳減排形勢嚴峻，減排技術與轉型路徑受到極大關注。

綠色低碳發展是一項復雜且長期的任務，傳統能源逐步退出需建立在新能源安全可靠的基礎上。

圖1 煤電裝機容量與年發電量趨勢圖[4]Fig.1 Trend graph of coal power installed capacity and annual generation power[4]

為構建低碳、安全、高效的多元清潔能源體系，應結合中國富煤的基本國情，加快煤電綠色轉型腳步。筆者以“保障安全，綠色低碳；創新驅動，智能高效”作為煤電轉型的整體指導思想，從5個維度對煤電轉型路徑、子類技術與相應典型技術進行分類，詳細技術清單見表1。

2 煤電轉型路徑技術分類

2.1 高效靈活性改造技術

受能源結構轉型影響與政策激勵，新能源機組發電量快速增長。新能源發電波動性特點使得電力系統對氣溫變化日益敏感，峰谷差增大，尖峰負荷越來越高。高峰供電不足、低谷輸電過多，促使煤電機組頻繁變負荷，甚至被迫啟停。通過煤電機組深度調峰實現電力行業結構減碳，發揮存量機組應急調峰能力，有序推進支撐性、調節性電源建設，保障電網安全。

快速啟停、快速爬坡和深度調峰是新型電力系統對煤電機組靈活性提出的新要求，需綜合考慮汽輪機側、鍋爐側、系統側和儲能側進行技術思路和解決方案研究。

2.1.1 低負荷穩燃技術

為了保證鍋爐長期在低負荷或者超低負荷下穩定燃燒運行，避免跳閘、熄火等不良影響，對機組進行一系列改造，典型技術見表1。其中，小油槍點火助燃可靠性高，適用多類煤種，廣泛應用于新建電廠；磨煤機改造增加煤粉調節細度，在典型靈活性改造技術實際應用中占比約5%，有一定應用市場。

表1 煤電轉型路徑與典型技術Tab.1 Coal power transformation paths and typical technologies

續表1

2.1.2 低負荷脫硝技術

煤電機組低負荷運行時若省煤器出口煙溫低于下游選擇性催化還原(SCR)脫硝系統中催化劑所需溫度(310～420 ℃)，脫硝裝置無法正常投運，影響NOx排放量。相應解決技術主要集中于省煤器結構的相關改造，其中省煤器分級技術較為成熟，可提高SCR脫硝裝置入口煙溫，在典型靈活性改造技術實際應用中占比約15%，應用廣泛。

2.1.3 調峰控制策略優化技術

當機組調峰偏離工況、在低負荷狀態運行時，多個特征參數發生漂移。設計安全、可靠的機組運行控制策略，應用智能控制、預測控制和自適應控制等先進控制技術以滿足機組深度調峰對負荷的快速響應需求，避免發生鍋爐熄火、爆管等安全事故。

調峰控制策略優化典型技術見表1，其中協調控制系統協調鍋爐、汽輪機響應電網調峰的需求指令，以適應深度調峰時提升的電力系統內部多機協調復雜度。引入新型算法可提高協調控制系統在深度調峰時的穩定性與抗干擾能力。如高耀巋[7]基于帶前饋階梯式廣義預測控制算法設計優化控制方案，并將其成功應用在330 MW級亞臨界汽包爐機組協調系統中，取得了良好的控制效果。

2.1.4 熱電解耦技術

在以熱定電運行模式下機組供熱能力與發電負荷成正比，供熱期間難以降低發電負荷。熱電解耦技術可以使電負荷與熱負荷互不干擾，提高機組靈活性。在典型靈活性改造技術中，熱電解耦技術占比近80%，其中常壓儲熱水罐儲能技術與電熱儲能技術因成熟度高、成本低受到推廣。改造成本從85元/kW(旁路供熱改造)到570元/kW(固體儲熱)不等，可增加10%～50%調峰容量。

我國煤電企業燃料和設備差異性大，不同類型機組靈活性改造成功經驗難以直接復制推廣。洪軍等[8]、劉文勝等[9]和智佳佳等[10]分別對660 MW超臨界、600 MW亞臨界和350 MW超臨界機組開展靈活性調峰技術試驗研究，為同類型機組的靈活性調峰運行提供有效參考。

2.2 低成本減污降碳技術

從減碳、替碳、埋碳和用碳4項降碳途徑對煤電機組低成本減污降碳技術進行分類闡述。

2.2.1 機組低碳節能改造技術

對存量機組進行節能改造以達到煤炭能源低碳高效利用的目的，促進電力行業清潔低碳轉型。煤電機組節能改造包含汽輪機、鍋爐、相應輔助設備和熱力系統等部分，涉及燃燒系統、輔機系統和控制系統等多項體系。

2.2.2 高效燃煤發電技術

煤電低碳轉型需存量機組改造與新增機組綠色清潔發展并舉轉變，近期新建煤電廠均為超超臨界機組。為實現新增煤電機組清潔高效發電，代表性高效燃煤發電技術有高參數超超臨界燃煤發電、高效超低排放循環流化床鍋爐發電、超臨界CO2發電、整體煤氣化蒸汽燃氣聯合循環發電(IGCC)及燃料電池發電(IGFC)系統集成優化技術。IGCC和IGFC是具有顛覆性的煤炭清潔發電技術，若未來技術取得突破，可大規模應用。

2.2.3 低碳燃料摻燒技術

替代燃料摻燒相較于其他轉型技術無需進行大規模的改造工作，是一種從根源上減少CO2的解決方案。替代燃料選用原則為低碳、具有高能量密度、安全可靠、技術可行，氫在此方面表現出強大優勢，在氧化過程中不產生CO2。摻燒燃料來源于可再生能源制備的氫氣，可以有效降低碳排放，增加可再生能源的利用途徑。但氣態氫氣在運輸與儲存上存在成本過高、大規模儲存需注意安全等問題，因而氫載體燃料開始受到關注。

氨作為一種無碳燃料，具有高氫氣容量、高沸點、高體積能量密度和運輸方便等優點。將可再生能源制備氫轉換為氨進行運輸，可極大地解決氫能運輸瓶頸，降低成本。綜合來看，氨與鍋爐煤粉共燃是有效降低CO2排放的一種可行方法。表2給出了近期關于煤粉摻氨燃燒所進行的示范項目與研究，氨煤共燃受到越來越多的重視。

表2 關于煤粉鍋爐摻氨燃燒的研究與示范項目列表Tab.2 List of research and demonstration projects on ammonia co-firing in a pulverized coal combustion facility

現階段燃煤混氨摻燒技術處于實驗研究與小規模示范階段，大規模應用經濟性有待進一步工業示范驗證。本課題組以某600 MW燃煤機組為例，計算煤價600元/t、摻氨比例30%下摻煤制氨(灰氨)與摻可再生能源制氨(綠氨)2種情景系統的總效率與度電成本等關鍵參數，計算結果見表3。考慮到全生命周期下機組排放，實際應用應選取來源于可再生能源生產供應的氨燃料進行摻燒，但此方案度電成本偏高。隨著技術的進步，可再生能源發展帶來低成本綠電，可大幅度降低混氨摻燒的成本。短期內將以摻氨比例30%作為應用目標，中長期可將摻氨比例提高至50%及以上。

表3 混氨摻燒(比例30%)情景與純煤燃燒情景主要指標對比Tab.3 Comparison of key indicators between ammonia blending (30%) and pure coal combustion scenarios

2.2.4 城市垃圾與廢棄物摻燒污染控制技術

燃煤電廠耦合城市垃圾與廢棄物摻燒發電技術可按摻燒物來源不同分為污泥摻燒、固廢摻燒與農林生物質摻燒。

生物質摻燒發電技術投資運維成本高，受生物質原材料價格影響大，若無相應補貼政策支持難以實現經濟效益。在生物質氣化過程中產生的焦油會引起燃燒器堵塞，若將氣化與制取木醋液和木焦油等產品結合，收益可提高90%[13]。我國有充足的生物質資源，可利用的生物質資源預計可達9億t標準煤。2021年實際生物質資源化利用率為13.4%，與期望目標仍存在一定差距。未來煤電向多能互補綜合系統發展，燃煤電廠逐漸摻燒生物質并不斷擴大摻燒比例。應大力發展生物質燃料產業，建立穩定可靠的生物質燃料的供給市場。

2.2.5 CO2捕集、利用與封存技術

CCUS技術從埋碳、用碳的角度實現燃煤機組低碳清潔發電，全流程分為捕集、輸送、利用或封存多個過程。運輸方式分為罐車運輸、管道運輸和航海運輸；捕集后CO2處理類型可分為地質封存與生物、化工、地質利用。

CCUS成本按流程分為捕集、運輸、封存與利用3部分成本，其中捕集過程成本占比最高，可達60%及以上。煤電廠主要采取燃燒后化學吸收法捕集煙氣中的CO2，具有捕集率高的優點，但吸收劑降解損失嚴重，整體投資運維成本高。受電耗、熱耗高和吸收劑成本高等因素影響，CO2捕集過程成本高，可達270元/t。隨著少水胺、胺基兩相吸收劑等新型吸收劑的發展，以及能耗的降低，預期到2050年CO2捕集成本可降至170元/t。運輸過程成本受距離影響，一般管道運輸0.8元/(t·km)，罐車運輸1元/(t·km)，未來大規模建立CCUS項目可布置管道運輸網絡以減少運輸成本。CO2封存與利用過程根據CO2不同應用場景成本在-300～50元/t變化，受環境因素、市場條件和技術成熟度等條件影響[14]。

2.3 能源系統集成優化技術

2.3.1 多能互補綜合能源系統集成與優化

多能互補綜合能源系統集成多種能源輸入輸出以及多種能源轉換設備，借用信息技術將電力系統與其他輸出端建立耦合關系[15]，有利于提高能源供需協調能力，促進可再生能源就近消納。按照能源系統能源輸入端與利用端的不同可將多能互補綜合能源系統分為：終端一體化集成供能系統，面向終端用戶需求的電、熱、冷、氣多聯產一體化集成供能系統；風光水火儲多能互補系統，利用大型綜合能源基地多種能源建設而成。能源輸入主要形式包括購電、化石能源發電和可再生能源發電等，電能生產中的熱能和蒸汽可用以供給冷/熱負荷需求或工業蒸汽需求。

多能互補綜合能源系統運行策略主要分為以熱定電(首先滿足熱負荷需求)、以電定熱(滿足電力需求)、持續運行和調峰運行等，詳細系統運行控制策略優化技術見第2.5節描述。目前，在建或投運的煤電多能互補綜合能源系統集成示范項目有華電烏魯木齊100萬kW風光電基地、韓城龍門開發區的多能互補集成項目、六枝特區風光水火儲一體化綜合能源基地和華能隴東多能互補綜合能源基地等。

2.3.2 煤電機組與儲能設備等協同控制技術

儲能系統具有快速響應的特點，當煤電與儲能聯合調頻時，煤電機組調節速率及精度提高，可顯著提升調頻綜合性能。火儲聯合技術早期建設投資回報率好，各類型儲能電站在50 MW附近具有最優的產出投入比。李峻等[16]對350 MW機組配置高溫熔鹽儲熱系統(其功率為105 MW)，通過計算驗證了項目的經濟性，年收益高達4 310萬元，增加系統靈活調峰電源，使老舊電廠資產繼續發揮效益。

根據儲能過程涉及的用能形式、儲能方式等對儲能技術進行分類，不同類型儲能系統引入均會改善系統運行經濟性。目前，國內與煤電機組耦合且投入商業化應用的儲能技術有抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能、鋰電池儲能、鉛酸電池儲能和蓄熱儲能等。鋰電池儲能技術機組改造投資高，具有較高的能量循環效率和較寬的功率調節范圍。壓縮空氣儲能技術具有較寬調節范圍，可快速滿足系統調節要求，促進風電消納，具有大規模儲能的發展潛力。

2.4 智能運行控制維護技術

2.4.1 機組設備運行優化技術

通過智能系統的應用可提高設備運行可靠性，降低生產故障率，具體機組運行優化技術可分為節能優化技術和燃料管理優化技術等。健全的燃料管理體系根據煤場現有情況及發電需求等信息通過存量均衡、煤質相近相鄰堆放等原則給出相應燃燒方案，實現輸煤系統從卸煤到配煤的無人值守。若燃料管理優化技術能減少輸煤系統的運行檢修人員10人，年節約人員費用超100萬元。

2.4.2 機組運行監測維護技術

機組運行監測維護技術可實現機組監測到問題診斷外加提前預警功能。當設備發生故障時可通過數據分析自動提供診斷意見，在線監管，減少人為因素影響。如對汽輪機組、風機和磨煤制粉等核心機械設備的關鍵部件展開全程溫度檢測。當溫度升高至報警閾值后，發出警報。通過實時檢測溫度狀態，保證設備穩定運行，避免溫度過高停機后才察覺機組異常[17]。機組運行監測維護技術主要分為機組檢修維護、能效分析和故障診斷、安全防護等技術。基于數據尋找設備特性及規律，實現故障預測與相關要素分析的超前預測，提高生產安全性，大幅提高人工檢修工作的效率。

2.5 區域協同調控信息技術

為了統籌生態保護和電力低碳發展，需加強區域能源供需銜接，優化能源開發利用布局。按照協同調控的對象不同，區域協同調控信息技術分為機組間運行策略管理優化與區域機組調度信息技術。

2.5.1 機組間運行策略管理優化技術

在大數據分析、物聯網發展等信息技術背景下，依靠傳感與執行、自動控制與優化、智能管理與決策等技術，科學、合理地制定生產計劃。減少人工操作干預，實現電力生產自動化、智能化與機組一體化控制，以便電力生產與社會資源相互協調。本節側重于機組間運行策略管理智能化，典型技術有機組靈活性與深度調峰運行優化、發電系統實時控制與智能快速響應、智能巡檢、自啟停控制及集散控制系統(DCS)升級改造技術等。

隨著大數據技術的應用，智能算法得到演化，各種新型技術百花齊放，被應用于生產過程中，可節省資源、提高控制性能與生產安全性。基于機組重要參數測量、主汽壓定值等功能建立工藝系統模型，根據控制目標來優化運行操作和調整系統設備，以達到電廠在不同工況下穩定生產的效果。

王海燕[18]在DCS控制系統一體自動化控制的基礎上融合鍋爐CT技術和智能監測預警維護等新型技術，建立了自動學習下的智能發電系統運行和監控管理的模式，達到安全、清潔、低排碳、靈活高效的綠色發電目標。趙東[19]采取神經網絡、貝葉斯概率和模糊控制系統等算法實現系統的自動化控制，使系統達到理想運行效果。

2.5.2 區域機組調度信息技術

在新能源大比例接入和運行的情況下，網頻產生波動，需優化多能互補情景下供能方案以及區域能源規劃，確保電網安全穩定運行，實現煤電機組和電網的精度調度與優化控制。

多能互補綜合能源運行策略是在保證該系統正常運行的情況下，通過一體化管理技術對能源進行管理的。在確定的約束條件(如負荷、能源、碳排放和經濟要求等條件)下，綜合利用多種不同類型的能源供能，以盡可能地優化目標參數為目標，制定系統運行策略，對系統進行優化。如根據熱、電、冷、氣等能源供應需求，以分布式能源系統成本等性能參數作為調配策略的目標函數，將系統中的多種技術以及運行設備作為調配策略的運行約束，建立模型并進行求解，得出優化結果，選擇最合適的能源互補耦合方案，協同優化流程主要步驟如圖2所示。

圖2 多能互補綜合能源系統協同優化流程Fig.2 Synergistic optimization process of multi-energy complementary integrated energy system

當涉及區域能源規劃技術時，應綜合考慮各技術的選址、選型、技術組合、管網分布與能源輸送供應鏈等因素。運行優化方案與多能互補情景下供能方案優化技術流程一致。首先根據空間和負荷分布等條件將區域劃分為若干個片區，每個片區內可配置不同輸入參數的能源技術，鄰近片區間通過管網連接進行能量輸送，實現片區間峰谷負荷及時分流轉換。設立約束條件，根據實際情況在評價指標的參考下引入智能算法求解區域能源配置、容量配置和實時運行策略等。提高控制性能，獲得強隨機擾動環境下的多區域協同最優解。

3 典型技術碳減排潛力計算與評估

燃煤電廠系統集成化、多元化、運行控制智能化與綠色低碳化是未來發展的重要方向。其中，系統集成化、多元化與智能化是清潔發電的關鍵支撐技術，不直接參與減排，但是是煤電轉型必要技術。

針對低碳化發展目標，綜合評估煤電低碳轉型技術減排效果。從高效靈活性改造與低成本減污降碳分類中選擇6項關鍵典型技術，結合未來煤電機組發電量、技術減排率與普及率等計算2030—2060年各項典型技術的碳減排潛力，計算結果如圖3所示。其中，以2021年作為對比的基準年份，2021年煤電度電CO2排放量作為碳減排計算參照值。

圖3 煤電減碳典型技術碳減排潛力Fig.3 Potential of typical technologies for coal power carbon reduction

采用排放因子法計算煤電機組年CO2排放量。典型技術碳減排潛力計算見式(1)。

Ciy=Ey×Piy×Riy×C

(1)

式中：Ciy為第i項技術在第y年相對于基準年的碳減排潛力，t；Ey為第y年的煤電年發電量，MW·h；Piy為第i項技術在第y年的普及率，%；Riy為第i項技術在第y年的碳減排率，%；C為煤電機組2021年度平均度電CO2排放強度，kg/(kW·h)。

按供電煤耗取2021年機組平均值305 g/(kW·h)得出C為0.76 kg/(kW·h)。碳減排率Riy為某技術應用于煤電機組時單位發電量的CO2減排比，其中2030年Riy取當前技術先進減排技術水平；2040—2060年Riy綜合文獻數據取值。

結合相應參考文獻預測靈活高效燃煤發電、節能低碳改造、超高參數燃煤發電、燃煤耦合生物質發電、燃煤混氨摻燒和CCUS技術在2030—2060年的技術普及率、碳減排率和單位CO2減排成本等參數。以技術減排成本、技術碳減排潛力、技術普及率、技術潔凈貢獻程度、技術應用前景和技術成熟度6項指標作為遴選標準對2030年、2060年煤電轉型典型技術發展進行評估[20]。綜合得出2030年和2060年典型技術性能評估，如圖4和圖5所示。其中，技術潔凈貢獻程度參考碳減排率與減少污染物比率等參數進行評價；技術應用前景按照技術產業化競爭力進行評價。

對技術減排成本指標進行分析時，結合煤電行業發展報告、劉惠等[21]對各項技術的成本預測、中國CCUS技術評估報告和中國碳中和技術平臺數據庫等數據來源對靈活性改造、節能提效改造、超超臨界發電以及CCUS技術CO2減排成本進行整理分析。燃煤耦合生物質發電技術減排成本指標來源于文獻[22]～文獻[24]。技術減排成本小于100元/t時對應減排成本參數評價指標為10，大于等于1 000元/t時指標為1。當減排成本處于某個區間時，取區間中值或常用情景減排成本值作為評判標準，以此類推對典型技術的減排成本指標進行研判。

圖4 2030年煤電轉型典型技術性能評估Fig.4 Typical technology performance assessment for coal power carbon reduction in 2030

圖5 2060年煤電轉型典型技術性能評估Fig.5 Typical technology performance assessment for coal power carbon reduction in 2060

對技術碳減排潛力指標進行分析時，碳減排潛力參數閾值為2.7億t。當碳減排潛力大于等于2.7億t時，碳減排潛力指標為10；當碳減排潛力在0～0.3億t內時、碳減排潛力指標為1。

能源基金會報告提出，在2050—2055年全面淘汰未配置CCUS的基礎燃煤電廠，以達到2 K的溫控目標，對2030—2060年CCUS技術應用于煤電機組的碳減排潛力進行計算[25-27]。

中短期內國內大中型燃煤機組耦合生物質發電的比例一般在20%以內，長期可在此基礎上提高至更高比例(如英國Drax電廠為100%,荷蘭Amer電廠為50%)[28-29]。燃煤耦合生物質規模預測參考文獻[30]和文獻[31]進行取值。

通過上述數據整理與分析，得出表4所示不同技術應用于煤電機組的規模。

表4 不同技術應用于煤電機組的規模比較Tab.4 Comparison of different technology applications on installed capacity 單位：億kW

2021—2030年，對存量機組應改盡改，大規模采用靈活性改造技術、節能提效改造技術。增加新能源消納能力，提高新能源發電量來減少碳排放，降低存量機組煤耗以減少碳排放。同時發展高效發電技術，隨著超高參數燃煤發電技術的突破，機組效率提升，新建電廠相較于基準年份具有大規模的碳減排潛力。預計在2030—2040年，集中攻關超高參數燃煤發電等高效發電技術，并逐漸推廣應用。隨著高效發電技術的普及，低煤耗新建電廠替代改造后的存量機組。經過改造的機組逐漸退出，2050年后超高參數燃煤發電等其他高效發電技術基本覆蓋燃煤機組。對存量機組進行改造利用是近中期高質量煤電降碳解決方案；高效發電技術(包括但不限于超高參數燃煤發電技術)逐漸發展直至基本覆蓋燃煤機組，持續性發揮減排作用。

2040—2060年耦合生物質發電技術高速發展，生物質摻燒機組容量從2030年的0.6億kW增加至2060年的1.6億kW，普及率從5%上升到67%[31]。耦合生物質發電技術充分利用現有煤電機組，無需針對生物質發電新建特定機組，避免了高昂初始投資。混氨摻燒機組在未來與耦合生物質技術存在競爭關系，綠電成本的降低使得氨可能作為一種清潔燃料與煤粉共燃，從而延長燃煤發電機組的壽命。與耦合生物質相比，混氨摻燒減排成本高，受資源條件影響小，適用于特定地區，如生物質分布零散、產業鏈不成熟且光照條件良好的地區。

2030后CCUS技術快速發展，在2040年后可大規模利用，加強碳的循環和封存、利用能力，推進CCUS技術商業化。其碳減排潛力大，技術成熟度高，應用前景良好。目前，CCUS技術大規模應用仍處于示范階段，以小規模的捕集驅油示范為主。配置CCUS使得煤電機組度電成本翻倍，隨著能耗的降低，未來CCUS成本降低。近中期可先在煤電裝機容量大且具有良好封存與驅油條件的地區應用CCUS，如內蒙古和新疆等地區。此外，CCUS技術與燃煤耦合生物質發電機組配合可以大幅度減少碳排放，2050—2060年大規模推廣CCUS技術，直至覆蓋全部煤電機組，2060年燃煤耦合生物質發電并加裝CCUS的機組容量達1.6億kW。

綜上所述，煤電轉型關鍵階段改造建議如下，2021—2030年：靈活調峰、節能提效改造為主，推進高效發電技術；2031—2050年：高效發電技術支撐減排、燃料替代技術有序發展、2040年后推進CCUS技術；2051—2060年：燃料替代與CCUS技術相輔相成，實現燃煤機組近零乃至負碳排放。2021—2060年，煤電持續性向系統集成化、多元化、智慧化、低碳清潔化發展，逐漸從基礎能源過渡為備用應急型能源。

4 結 語

(1) 2021—2040年存量機組改造與高效發電技術兩者依次發展，共同構建清潔燃煤發電體系。靈活性改造與節能提效改造是2021—2030年電力脫碳過渡時期的重要措施、現階段的主抓方向；2040年后應用高效發電技術的機組有序替代存量機組。

(2) 燃煤摻燒技術是中長期煤電減排關鍵手段，支撐構建煤電機組低碳發電體系。其中生物質摻燒占主導，逐步提高摻燒比例。混氨摻燒局部應用于生物質零散產業鏈不成熟且光照條件良好的地區。

(3) CCUS技術是中長期煤電減排支撐手段，與高效發電、燃料摻燒技術配合實現機組近零排放乃至負碳排放。2040年CCUS技術商業應用達到一定規模，2060年技術幾乎覆蓋全國燃煤機組。

(4) 能源系統集成化與多元化是煤電綠色轉型的全局解決方案，目前處于發展初期。隨著靈活性改造、新能源發電等技術的發展，逐步建設多能協同互補綜合能源系統，在保障能源安全的同時，助力實現碳中和目標。

(5) 燃煤機組運行控制智能化是煤電發展大趨勢，不直接減排，但是助力電廠低碳、高效運行的必要手段。推動能源基礎設施數字化建設與用能需求智能調控，可為中長期電力行業顛覆性創新做好準備。