山东省30万千瓦级煤电机组政策建议和保障措施分析

积极发展需求侧资源。

1.科学制定30万千瓦级煤电的发展路径

到2025年，山东省有4台35万千瓦级（总装机140万千瓦）的在建机组投运，同时还有 14台30万千瓦级煤电机组（总计459万千瓦）服役期将达到或者超过30年，因此为了满足山 东省能源保供需求（所需容量4815万千瓦），应做好这14台机组的延寿工作和采用“上大压 小”的方式对这些机组实现容量替代。 到2030年，山东省将有13台煤电机组达到服役年龄，总计418万千瓦。考虑到山东省在 2030年仅需要3946万千瓦（较2025年削减869万千瓦）的煤电机组保障能源安全（调峰、供 电、供热），应着手推动这27台亚临界煤电机组（总计877万千瓦）中的大部分有序退出。 到2030年前，暂不考虑服役期未满30年煤电机组的提前退出。

在2030年之后，随着清洁能源的规模化发展以及“碳中和”愿景下削减碳排放量的强 约束，山东省应进一步加快30万千瓦级煤电机组的退出步伐。在2035年和2040年，山东省 30万千瓦级煤电机组的需求进一步下降至2833万千瓦和2148万千瓦。除了着手推动到2035 年服役期满的8台（总计253万千瓦）和到2040年服役期满的26台（总计844.5万千瓦）煤电 机组的有序退出，还应该考虑少量服役期未满30年的亚临界机组的提前退出，转为安全备用 机组。

对于近中期服役期满的30万千瓦级机组，在机组能耗水平符合国家要求的前提下且确 有必要延寿的，应当予以延寿以避免重复投资，降低社会整体用电成本。延寿机组一方面尽 量燃烧设计煤种或较优质煤，减少结焦，控制灰量，提高制粉系统、锅炉炉管及布袋等设备 寿命。另一方面应提高设备检修频次，通过缩短防磨防爆检查周期等方式，提高设备运行寿 命。通过技术改造让延寿机组的供电标准煤耗不高于300克/千瓦时。建议对延寿机组可以通 过竞价方式形成容量补偿价格或执行统一容量电价，实现社会利益最大化。

2.加强灵活性改造方面的政策支持力度

一是建议因设备安全导致非计划停机情况下应免除考核。例如：由于机组低负荷下燃烧 稳定性较差，试验期间如果出现风机、给水泵等重要辅机突发故障，机组有跳闸风险；机组 在超深调低负荷下运行存在不稳定，应尽量减少电网一次调频对其扰动；在高、低负荷段对 燃烧稳定有一定影响；对于中储式制粉系统非供热季如遇到连续长时间低负荷时段运行，则 无法满足上层排粉机的启动需求等情况。 二是建议明确储能项目用电按照厂用电测算，促进其在热电解耦中的应用。以开展熔盐 储能改造为例，目前项目充电按照厂用电管理，但统计上不计入厂用电，导致熔盐项目难以 推进。若电熔盐储能耗电按照厂用电进行测算，减少充电成本，项目能够满足投资回收期的 相关要求。

三是建议在现货系统中建立单列切缸机组，合理给予切缸机组容量补偿。目前现货系统 中将切缸机组视为高背压机组，认为其因为供热约束达不到额定出力能力。实际上切缸机组 可以达到机组额定出力能力。 四是在制定煤耗标准时，建议增加前置条件，考虑机组不同调峰深度对供电标准煤耗的 影响。对于灵活性改造后的机组，参与调峰时，特别是参与深度调峰的机组，深调后机组出 力小，煤耗显著增加，另外在深调和顶峰的过程中煤耗也会增加，满足不了标准要求，应增 加前置条件，比如正常运行机组、不参与调峰机组或者调峰在多少以内的机组等。

3.加强供热改造和系统优化

一是科学改造存量机组。结合煤电行业转型升级，重点对集中关停小煤电机组区域周边 的中大型煤电机组实施切缸或高背压改造，实现热力接续替代。支持新增热负荷需求相对较 小的煤电机组因地制宜实施连通管改造或低真空供热改造。鼓励供热量较大的煤电机组充分 回收利用电厂余热，满足新增热负荷需求。 二是大力推广长输供热。打破区域限制，整合热力资源，大力推广大温差、长距离供热 技术，着力整合供热资源，推动配套热网建设和老旧管网改造，加快实现热网互联互通、各 类热源联网运行。

三是优化热力供需布局。重点在工业热负荷集中和居民供暖需求大的区域，布局新建大 型热电联产机组，替代周边小煤电机组和供热锅炉。支持有工业热负荷需求的企业，向大型 煤电机组周边发展，降低对小煤电机组供热依赖。鼓励“项目跟着汽源走”，新上用汽需求大的工业园区和企业，支持依托现有大型煤电机组规划布局。 四是优化供热方式。通过合理利用热网的蓄热能力等多种方式，保证机组负荷在合理的 区间内，高峰顶得上，低谷降得下，适应现货方式下的运行方式。坚持错峰供热供汽。建立 热力用户沟通机制，协调用户根据计划安排生产，努力扩大机组可调出力范围。 五是加快热力价格改革。热价定价需充分考虑电力市场改革后产生的热电矛盾，供热业 务影响机组灵活性和机组可用容量，在电力现货市场损失机会成本，采暖供热业务持续处于 巨额亏损状态，严重影响企业经营效益，应对这部分损失提出可行的计算指导方案，在热价 调整中给予支持或出台煤热联动机制，缩减热源企业亏损额。 六是区分机组功能。建议热电比在50%以上的机组可以定义为热电联产机组，在参与调 峰过程中考虑供热的影响，不管是深调还是顶峰都有一定的限制，在容量补偿和煤耗考核方 面都应该放宽要求；对于热电比小于50%的煤电机组，可以定义为兼顾供热机组，它们的主 要任务是调峰，可以按照现有政策执行。

4.大力发展非煤灵活性资源和非煤供热资源

随着山东省风、光等新能源装机容量持续增多，电力系统平衡、清洁能源消纳的问题日 益凸显。除建设煤电对清洁能源消纳能力外，还应大力建设非煤电力调节资源。通过报告前 文的敏感性分析可以看出，发展新型储能、抽水蓄能、燃气发电、核电等灵活性资源和清洁 供热资源，30万千瓦级煤电的装机规模可以大幅下降。 一是在供应侧加快布局抽水蓄能、气电、新型储能等作为灵活电源，发挥抽水蓄能安全 稳定、大容量系统级储能和气电建设时间较短、爬坡和深调能力强的特点，从供应侧提高电 力系统灵活性，最大限度避免煤电机组的调峰需求。

二是积极发展需求侧资源。通过设计有效的电价机制和反映资源稀缺性的电力市场，促 进分布式光伏与风电、新型储能、电动汽车，以及可中断、可调节负荷等各类需求侧灵活性 资源的有效整合和系统管理，平抑电网峰谷差，满足尖峰负荷缺口，提升电力系统灵活调节 水平和安全保障水平。 三是大力发展新型储能设施。新型储能在维护电力系统的安全稳定以及支撑可再生能源 消纳方面发挥着重要作用，除了迅速响应负荷变化，还可以帮助电网维持频率和电压稳定， 平滑可再生能源输出等。要从全局规划出发，统筹考虑可再生能源消纳目标、不同储能技术 类型特点和电力系统安全可靠性等因素，采用市场化的手段合理有序引导储能发展，推动形成包括锂离子电池、压缩空气储能、液流电池储能和飞轮储能等在内的多元化发展格局。

四是增加风光发电出力预测精度，从源头减少电力系统灵活调节需求。通过聘请气象学 家、开发基于神经网络预测分析算法和软件、打造小地域空间、多时间尺度的精细化预报系 统、定期评估和调整预测机制等措施，实现对风光出力的精准预测，从源头上减少电力系统 灵活性的需求。这不仅包括集中式可再生能源，还包括分布式可再生能源。 五是适度降低新能源的利用率，保持一定的出力余量不仅能够大幅降低电力系统灵活性 资源的投资成本，还能保持新能源为电力系统提供一定程度的向上爬坡能力。 六是提升风光储和煤电的融合发展水平。目前在新能源强制配储政策下储能利用率不 高，加装储能仅为满足并网的前置条件，电网调度频率低，造成大量资源浪费。未来应该加 强储能与风光的融合发展，并通过30万千瓦级煤电机组提供基本支撑，整体作为综合能源基 地实现自我平衡。在实现新能源高比例的情况下，减少对大电网安全稳定运行的冲击。建议 这一方面进一步拓展相关技术路径，并给予政策支持。

在供热领域，山东省应加强新能源供热、生物质供热、核能供热、热泵技术、燃气供热 的设备攻关与技术攻关，明确不同技术路线的适用条件、技术要求、运维服务标准等，根据 不同经济条件的用户，提供梯级技术清单、多能互补或技术组合型方案，并比较经济成本、 运行费用、功能特点、环保性能等，以满足不同用户需求，确保不降低供热质量的情况下终 端用户费用可承受。 此外，推动供热产业积极融入智慧城市的建设，加快推进智能供热系统建设，以采暖用 户为中心，构建多能互补清洁热源供给、源网站户一体化智能调控、按需智能供热、优质便 民服务的现代供热体系，实现供热节能降耗由“量”的变化转变为“质”的提升。

5.进一步完善电力市场建设

当前电力系统高比例新能源接入电网，煤电机组“大容量挂网、低负荷运行、高频率调 峰”成为常态，电厂面临经济性和安全性双重风险。30万千瓦级煤电机组应侧重电力市场， 积极参与辅助服务市场。在非供热季参与启停调峰；调频辅助服务市场“应投尽投”，获取 调频辅助服务费用，减少分摊费用；积极参与爬坡辅助服务市场。 一是优化煤电容量电价机制。一方面多数30万千瓦级煤电机组担任居民供暖供热任务， 在供暖煤热联动机制建立前，建议保民生供热机组在供热季期间提报的降出力不进行扣除， 享受全容量容量电价。另一方面煤电容量电价应考虑机组调峰所带来运维成本增加。目前煤电机组调峰能力开发已经接近极限，再增强调峰能力需要较多的设备改造，改造成本增加较 多，且目前尚缺乏论证成熟的调峰技术。同时由于机组长期深度调峰和频繁启停导致设备损 耗增加，机组检修成本增加，在市场化容量补偿核定电厂固定成本时需考虑设备损耗和检修 费用增加等灵活性改造投入的回收。

二是不断完善电力现货市场建设。受政府限价的政策影响，现货价格上行空间受到限 制，现货出清价格频繁触发监管限值，进而使得电力现货市场不能准确反映在实际销售中电 力的具体价格范围，发电成本难以向用户侧传导。建议逐步放开现货市场价格管制，让现货 市场成为反映市场供需变化的电能量价格，发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。允许 煤电机组在电力市场中通过调整其发电策略，以应对电价的波动来优化其经济收益。 具体来说，这种策略包括在电力市场电价较高时增加发电量，以此提高销售电力的收 入。这种做法不仅可以增加煤电机组的直接收益，还有助于平衡市场供需关系，提高整体市 场效率。通过这种灵活的发电调度，煤电机组能够更有效地参与市场竞争，增强其市场适应 性和经济可持续性。现货市场价差的放松管制也有利于储能、储热设施、需求响应、虚拟电 厂的大力发展，进一步挖掘其灵活性发展潜力。

三是完善辅助服务市场建设，科学确定辅助服务需求，合理设置有偿辅助服务品种， 规范辅助服务计价等市场规则。按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的总体原则，不 断完善辅助服务价格形成机制，推动辅助服务费用规范有序传导分担，充分调动灵活调节资 源主动参与系统调节积极性。目前，山东省已建立起包括调频、备用、爬坡、黑启动等辅助 服务品种，但辅助服务仍采用固定补偿机制，较为依赖人为设定，没有通过市场化竞价机制 实现资源的优化配置，发现各辅助服务费用真正的成本。辅助费用的分摊也主要以发电侧为 主，且存在分摊费用不公平不透明的问题，并未真正的向终端用户传导。由于当前电网企业 按月度对并网主体辅助费用进行结算，有偿辅助服务补偿费用由接受该项有偿辅助服务的同 类型并网主体按上网电量的比例分摊，因而煤电企业成为有偿辅助费用的主要承担者。此 外，山东省还应允许和鼓励储热设施参与容量市场和辅助服务市场，获得合理收益，提高其 经济性。