火电在中国能源版图中的现状
截至2023年底，全国煤电装机约11.4亿千瓦，占发电总装机的46%，却贡献了接近六成的发电量。虽然风光装机增速更快，但**“压舱石”角色并未动摇**。在迎峰度夏、迎峰度冬的关键时段，火电机组仍以**最短爬坡时间、最强顶峰能力**保障电网安全。
（图片来源网络，侵删）
“双碳”目标下，火电会被一刀切淘汰吗？
答案是否定的。政策层面多次强调“先立后破”，2024年新版《新型电力系统发展蓝皮书》提出：**“十四五”期间将新增约2亿千瓦清洁高效煤电**，主要用于：
- **灵活性改造**：为新能源让出发电空间，日内启停调峰能力由50%提升至100%。
- **支撑性电源**：在华中、川渝等水电大省，新建煤电机组作为枯水期“兜底电源”。
- **战略备用**：在长三角、珠三角负荷中心，预留黑启动、孤岛运行能力。
未来五年，哪些地区还会上马煤电？
根据各省2024—2028年重点项目清单，可归纳出三大热点区域：
- **新疆准东—皖南特高压配套**：±1100千伏直流输电需要1200万千瓦配套火电，保障华东晚高峰。
- **蒙西—天津南通道**：利用坑口低热值煤，建设4×100万千瓦超超临界机组，年利用小时锁定4000以内。
- **广东沿海**：在惠州、汕尾布局600万千瓦9H级燃气—蒸汽联合循环，兼顾供热与调峰。
技术路线：煤电如何变得更“绿色”？
新建机组全面采用**二次再热、超低排放、CCUS预留接口**三大技术包：
- **二次再热**：主蒸汽参数提至35MPa/615℃，供电煤耗降至263克标煤/千瓦时，较现役平均低30克。
- **超低排放**：SO₂≤25mg/m³、NOx≤35mg/m³、烟尘≤5mg/m³，达到燃气机组水平。
- **CCUS预留**：在鄂尔多斯、陕北等封存条件优越区域，同步建设百万吨级碳捕集管道接口。
经济性测算：煤电还赚钱吗？
以2024年5500大卡动力煤长协价710元/吨测算：
- **基准情景**：年利用小时4500，度电边际成本0.332元，高于风光平价但低于气电。
- **容量电价补偿**：2024年起山东、广东等八省试行100—165元/千瓦·年容量电费，**可覆盖固定成本60%以上**。
- **辅助服务市场**：华北调峰报价上限1元/千瓦时，灵活性改造机组深调至20%负荷时，**单日调峰收益可达200万元**。
投资主体：谁在逆势加码？
与上一轮“五大四小”跑马圈地不同，本轮呈现**“三足鼎立”**：
（图片来源网络，侵删）
- **国家能源集团**：2024—2026年计划投产2600万千瓦，全部配套新能源大基地。
- **地方能源国企**：如浙能、粤电，通过“煤电+储能”捆绑获取沿海厂址资源。
- **民营联合体**：以信发、魏桥为代表，在自备电厂基础上扩建，锁定电解铝等高耗能产业直供电。
国际对比：中国火电路径的独特性
欧美普遍进入“退役潮”，2023年美国退役煤电1200万千瓦，德国关闭最后一家硬煤电厂。但**中国国情决定不能简单复制**：
- **负荷中心远离能源基地**：特高压虽强，仍需千万千瓦级火电作为输电“稳定器”。
- **制造业用电占比高**：钢铁、有色、化工三大行业用电量占全社会27%，需要连续稳定电源。
- **天然气对外依存度43%**：气电发展受地缘政治与价格双重制约。
普通人需要关注的三件事
1. **电价波动**：容量电价全面推广后，居民阶梯电价第二档可能上调0.02—0.03元/千瓦时。
2. **空气质量**：新建机组全部执行超低排放，但**存量机组改造进度决定区域PM2.5改善幅度**。
3. **就业机会**：灵活性改造催生大量热控、汽轮机调试岗位，**未来五年行业需新增技术工人3—4万人**。
（图片来源网络，侵删）
评论列表