2022.04碳达峰碳中和背景下山西煤电行业转型发展研究中国煤炭消费总量控制方案和政策研究(煤控研究项目)中国是世界煤炭生产和消费第一大国。以煤炭为主的能源结构支撑了中国经济的高速发展，但也对生态环境造成了严重的破坏。为了应对气候变化、保护环境和减少空气污染，国际环保组织自然资源保护协会(NRDC)作为课题协调单位，与政府智库、科研院所和行业协会等20多家有影响力的单位合作，于2013年10月共同启动了“中国煤炭消费总量控制方案和政策研究”项目（即“煤控研究项目”），为设定全国煤炭消费总量控制目标、实施路线图和行动计划提供政策建议和可操作措施，助力中国实现资源节约、环境保护、气候变化与经济可持续发展的多重目标。请访问网站了解更多详情http://coalcap.nrdc.cn/自然资源保护协会（NRDC）是一家国际公益环保组织，成立于1970年。NRDC拥有600多名员工，以科学、法律、政策方面的专家为主力。NRDC自上个世纪九十年代中起在中国开展环保工作，中国项目现有成员30多名。NRDC主要通过开展政策研究，介绍和展示最佳实践，以及提供专业支持等方式，促进中国的绿色发展、循环发展和低碳发展。请访问网站了解更多详情http://www.nrdc.cn/山西科城能源环境创新研究院于2017年1月获山西省民政厅批准成立，是一家独立的非营利绿色发展研究机构和协同创新平台。自成立以来，研究院围绕低碳及能源清洁化、污染源管理及治理、废物资源化与无害化、生态环境保护和修复以及公众环境教育等开展研究，从政策倡导、战略研究、技术建议及能力建设等角度为政府、企业和公众提供绿色转型解决方案。请访问网站了解更多详情http://e-coshare.com/煤控研究报告《“十四五”山西省非煤经济发展研究》《碳达峰碳中和背景下山西煤电行业转型发展研究》《碳达峰碳中和背景下山西焦化行业转型发展研究》《中国典型省份煤电转型优化潜力研究》《碳达峰碳中和目标约束下重点行业的煤炭消费总量控制路线图研究》《中国典型省份煤电转型优化潜力研究执行摘要》《碳达峰碳中和目标约束下重点行业的煤炭消费总量控制路线图研究执行摘要》《碳达峰碳中和目标约束下水泥行业的煤炭消费总量控制路线图研究》《碳达峰碳中和目标约束下电力行业的煤炭消费总量控制路线图研究》《碳达峰碳中和目标约束下钢铁行业的煤炭消费总量控制路线图研究》《碳达峰碳中和目标约束下煤化工行业煤炭消费总量控制路线图研究》《山西省“十四五”煤炭消费总量控制政策研究》《“十四五”电力行业煤炭消费控制政策研究》《新冠疫情后的中国电力战略路径抉择：煤电还是电力新基建》《中国散煤综合治理研究报告2020》《“十三五”时期重点部门煤控中期评估及后期展望》《“十三五”电力煤控中期评估与后期展望》《中国煤控项目“十三五”中期评估与后期展望研究报告》《中国实现全球1.5℃目标下的能源排放情景研究》《持续推进电力改革提高可再生能源消纳执行报告》《2012煤炭的真实成本》请访问网站了解更多详情http://www.nrdc.cn/封面图片：KirillShavlofromUnsplash碳达峰碳中和背景下山西煤电行业转型发展研究煤控研究项目系列报告碳达峰碳中和背景下山西煤电行业转型发展研究山西科城能源环境创新研究院自然资源保护协会（NRDC）2022年04月煤控研究项目i目录执行摘要1前言41.山西电力发展现状51.1需求现状1.2供给现状1.3能源消费与碳排放情况1.4煤电发展存在问题2.山西煤电碳排放预测162.1煤电发展趋势分析2.2情景设置2.3测算结果2.4峰值建议2.5中和展望3.山西煤电行业低碳转型路径233.1严格控制煤电发展规模3.2加快煤电节能降碳增效3.3逐步提高煤电适应能力ii碳达峰碳中和背景下山西煤电行业转型发展研究4.山西煤电行业低碳转型政策建议294.1严控煤电产能，制定煤电有序退出路线图4.2推进综合能源供应试点，探索高质量发展路径4.3制定相关标准规范，科学指导灵活性和延寿改造4.4完善电力市场顶层设计，纵深推进电力市场化改革4.5设立行业转型基金，加大企业转型帮扶力度结语32参考文献33附录34煤控研究项目1执行摘要山西是全国大型煤电基地之一，其煤电行业是全省煤炭消费和碳排放重点部门。如何与时俱进、因时而异地促进山西煤电行业低碳绿色转型，对于全省建立清洁低碳高效安全能源体系，实现双碳目标意义重大。本研究结合山西实际，基于电力供需平衡，综合考虑需求端和供给端关键影响因素，探讨山西煤电行业碳排放峰值目标、低碳转型路径及政策建议，主要结论如下：1.山西煤电行业可争取在2028-2030年左右实现碳达峰基准情景下，山西省煤电将于2031-2032年实现碳达峰，排放峰值约为3亿吨；低碳情景下，山西省煤电将于2030年实现碳达峰，峰值约为2.8亿吨；强化低碳情景下，山西煤电行业将于2028年左右实现碳达峰，峰值约为2.7亿吨。不同情景下，山西2060年均将保留部分煤电机组，需通过碳捕获与封存（CarbonCaptureandStorage，CCS）等去碳技术推动行业实现碳中和。综合考虑山西经济社会发展需求，报告折中选取低碳情景作为推荐情景。低碳情景下，根据电力平衡，2025-2035年存在电力装机缺额，需加快储能发展，2025年、2030年、2035年需配置储能分别为600万千瓦、1000万千瓦、2000万千瓦，以保障高峰负荷的电力供应。2060年，山西省煤电行业二氧化碳排放量将削减至0.64亿吨，较峰值排放量累计削减77%，剩余排放需通过CCS和生物能源与碳捕获和储存（Bio-EnergywithCarbonCaptureandStorage，BECCS）等技术实现碳中和。2碳达峰碳中和背景下山西煤电行业转型发展研究图1山西省碳达峰碳中和目标探讨2.合理确定山西煤电行业发展定位与规模是核心山西作为电力外送基地，在保障国家能源供应安全的前提下，需以统筹经济发展和保供调峰为原则，合理确定煤电外送规模，严控省内自用煤电建设，同时加速淘汰落后机组，合理延寿现有机组。综合考虑山西煤电机组在建、规划和落后机组情况，建议山西省煤电机组总装机容量于2030年前实现达峰，控制在8300万千瓦以内，2030年后不再新增煤电装机能力，确保全省煤电在继续发挥电力安全保障托底作用的同时，由传统提供电力、电量的主体性电源，向基础保障性和系统调节性电源并重转型。3.加快推进煤电行业提质增效和强化适应能力是关键实施在建、拟建和现役机组分类处置，深入推进煤电清洁高效发展：开展项目建设必要性论证，确保必要建设机组达到国家或国际先进水平；审查在建煤电机组工艺装备水平，寻求节能降碳潜力，进一步提升能源和资源利用水平；以300MW、600MW级亚临界机组为重点，对存量机组实施综合性、系统性节能提效改造，同步优化燃料和原辅材料使用，挖掘供热、供汽潜力。加快300MW-600MW煤电机组的灵活性改造，提升煤电机组灵活性能力：推广应用燃煤耦合生物质发电，提升燃料灵活性水平；从燃料供应和锅炉侧入手提高纯凝机组低负荷运行稳定性，同时保证低负荷运行时脱硫脱硝、除尘系统的正常投运。实施汽轮机本体改造和增加电锅炉、储热罐等热电解耦设备提高供热机组热电解耦能力。0.00.51.01.52.02.53.03.520152017201920212023202520272029203120332035203720392041204320452047204920512053205520572059碳排放量（亿吨）低碳情景基准情景强化低碳情景低碳情景（考虑CCS+BECCS）基准情景（考虑CCS+BECCS）强化低碳情景（考虑CCS+BECCS）煤控研究项目3根据未来煤电行业低碳转型路径，提出以下政策建议：1.严控煤电规模，制定煤电有序退出路线图有序推动在建煤电产能投产，争取在2030年前，煤电装机控制在8300万千瓦以内。2030年后不再新增煤电产能，确有必要建设的煤电项目实施减量或等量产能替代。科学评估在役机组情况，合理确定煤电机组退出时间、退出路线及退出要求，制定相关配套政策。2.鼓励开展综合能源供应试点，探索高质量发展路径鼓励开展煤电机组综合能源服务试点，推动煤电企业由主业“发电”向“供热、供冷、供汽、发电、调峰、调频”等综合能源供应转变，强化企业的能源梯级利用；推动煤电企业利用现有资源建设光伏等清洁能源发电项目，探索利用退役火电机组既有厂址和输变电设施建设储能或风光储设施，促进煤电与可再生能源融合发展。3.制定相关标准规范，科学指导灵活性和延寿改造建议相关政府部门牵头研究制定灵活性改造相关标准与规范，确保企业选择适合的技术路线和工作方式；研究制定延寿机组评价办法，配套延寿运行的改造、评估、监管等技术规范及标准体系。4.完善电力市场顶层设计，纵深推进电力市场化改革推进中长期市场与现货市场相结合，深化调峰、调频、备用等辅助服务市场建设，加快容量市场、合约市场等配套市场建设；完善储能设施成本疏导机制，理顺储能设施运行管理体制和电价形成机制。健全适应新型电力系统构建的市场体系标准规范和政策机制。加快形成并完善电力现货市场运营体制机制，推动电力市场的不断完善。5.设立行业转型基金，加大企业转型帮扶力度重点支持煤电行业低碳、零碳和负碳技术的研发、示范及推广应用；推进燃煤机组节能降碳减污综合改造，为提前退役的燃煤机组提供合理关停补偿；引导并协助企业提升全过程碳排放管理能力，做好下岗职工的再培训再就业，确保平稳过渡。4碳达峰碳中和背景下山西煤电行业转型发展研究前言2020年，随着“碳达峰、碳中和”概念被反复提及，双碳目标已上升至国家战略目标并纳入“十四五”规划中，“碳中和”元年也正式开启。2021年10月国家连续出台《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》和《2030年前碳达峰行动方案》，明确碳达峰碳中和具体目标与阶段任务，引导碳达峰碳中和工作的开展，提出“十四五”时期严格合理控制煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少，严控煤电装机规模。2021年11月14日，COP26峰会上，全球197个国家达成加强气候行动的《格拉斯哥气候公约》，提交应对气候变化国家自主贡献目标，其中84%的国家进一步提高目标要求，全球应对气候变化行动进一步强化，减少使用煤炭成为全球应对气候变化的共同认识。山西是全国大型煤电基地之一，2020年全省发电装机容量突破1亿千瓦，其中煤电装机占比约60%。煤电行业二氧化碳排放量约占全省47%，煤炭消费量约占全省的40%，其营业收入、财税贡献、就业贡献均位居全省前列，是全省传统优势能源产业，也是碳排放和煤炭消费的重点行业。在国际“去煤化”背景和我国双碳战略要求下，山西煤电在发挥电力安全保障托底作用的同时，也将加快由传统主体性电源，向基础保障性和系统调节性电源并重转型。因此课题组于2021年在自然资源保护协会（NRDC）的支持下启动了“碳达峰、碳中和背景下山西煤电行业转型发展研究”课题，力求从供需平衡角度，兼顾安全、发展与减排，探讨山西省煤电行业合理的碳达峰目标及低碳转型路径。课题负责人：1山西电力发展现状6碳达峰碳中和背景下山西煤电行业转型发展研究1.1需求现状（1）全社会用电量逐年增加2015-2020年山西省全社会用电量呈逐年增长趋势，由2015年1737.2亿千瓦时增长至2020年2341.7亿千瓦时，五年间平均用电量增速为6.2%。随着全省经济复苏，用电量增速自2015年探底（-4.7%）后稳步回升，2017年达到峰值10.8%，高出全国4.2个百分点，2018-2020年逐渐放缓，略高于全国用电增速[1]。图1-12015-2020年山西省用电情况数据来源：2015-2020年山西省全社会用电量来自山西统计年鉴2021；全国用电增速来自国家能源局官网（2）人均用电量高于全国平均水平2015-2020年山西省人均用电量呈逐年增长趋势，五年间平均增速为6.3%，比全国人均用电量年均增速（4.9%）高1.4个百分点。2020年，山西省人均用电量为6708.9千瓦时/人，较全国人均用电量高出1389.9千瓦时/人1。1人均用电量为课题组根据统计年鉴中全社会用电量数据与年末人口数据计算所得-6%-4%-2%0%2%4%6%8%10%12%05001000150020002500201520162017201820192020年用电增速全社会用电量（亿千瓦时）山西全社会用电量山西用电增速全国用电增速煤控研究项目图1-22015-2020年山西省与全国人均用电量对比数据来源：人均用电量为课题组根据全社会用电量数据与年末人口数据计算所得，全社会用电量及人口数据来自中国统计年鉴2016-2021、国家能源局官网、山西省统计年鉴2016-2021等（3）五大行业为用电主体2020年，全省全社会用电总量2341.7亿千瓦小时，其中工业用电占比为77.10%。2015-2020年，电力、热力生产和供应业、黑色金属冶炼和压延加工业、煤炭开采和洗选业、有色金属冶炼和压延加工业、化学原料和化学制品制造业五大行业用电量占全社会用电总量比重均超过55.0%，其中电力、热力生产和供应业占比最大。图1-32015-2020年山西省主要工业行业用电量占全省全社会用电量的比重数据来源：山西省统计年鉴2016-2021-6%-4%-2%0%2%4%6%8%10%12%010002000300040005000600070008000201520162017201820192020增长率山西人均用电量山西人均用电年增长率全国人均用电量全国人均用电年增长率人均用电量（千瓦时/人）0%10%20%30%40%50%60%70%201520162017201820192020电力、热力生产和供应业黑色金属冶炼和压延加工业煤炭开采和洗选业有色金属冶炼和压延加工业化学原料和化学制品制造业8碳达峰碳中和背景下山西煤电行业转型发展研究（4）外送电量保持增长2020年，山西电网形成三交一直特高压+12回500千伏外送通道，连接华北、华东、华中三大区域电网，成为国家“西电东送”“北电南送”和特高压“三交四直”输电通道重要汇集点，外送输电能力3830万千瓦。2015-2020年，全省外送电量逐年增加，五年间平均增速为12.9%。2020年全省外送电量高达1366.0亿千瓦小时，占全省全社会用电量58.3%，占全省发电量39.0%。外送电力以煤电为主。图1-42015-2020年山西省外送电量情况数据来源：山西省统计年鉴2016-20211.2供给现状（1）总装机容量突破1亿千瓦2015-2020年，全省发电装机容量呈逐年增加趋势，年均增长率为8.3%；全省电力装机占全国的比重由2015年的4.6%小幅增长至2020年4.7%。2020年，全省发电装机容量达10383.1万千瓦[2]，比上年末增长12.3%，较2015年增长49.1%。0%10%20%30%40%50%60%70%02004006008001000120014001600201520162017201820192020外送电量占比外送电量（亿千瓦时）外送电量外送电量占全省用电量比重外送电量占全省发电量比重煤控研究项目9图1-5山西省装机容量及增长率数据来源：山西省2015-2020年国民经济和社会发展统计公报（2）发电量逐年增加2015-2020年，全省发电量稳步增加，年均增长率为7.4%。2020年，全省发电量为3503.5亿千瓦时，比上年增长4.2%，比2015年增长42.6%。图1-6山西省发电量水平及增长率数据来源：山西省统计年鉴2016-20210%2%4%6%8%10%12%14%020004000600080001000012000201520162017201820192020增长率装机容量（万千瓦）装机容量增长率-10%-5%0%5%10%15%05001000150020002500300035004000201520162017201820192020年增长率发电量（亿千瓦时）发电量年增长率10碳达峰碳中和背景下山西煤电行业转型发展研究（3）火电仍是主体电源2020年，全省火电、风电、光伏和水电装机比重分别为66.2%、19.0%、12.6%和2.1%。与2015年相比，全省火电装机比重下降19.0个百分点，约为全国下降幅度的2倍；非水可再生能源增长幅度较大，其中光伏装机比重增加11.0个百分点，风电装机比重增加9.4个百分点；水电装机占比略有下降。与全国装机结构相比，2020年山西火电装机比重超出全国约9.6个百分点。图1-72015年、2020年山西省和全国装机规模结构对比数据来源：2015、2020年中华人民共和国国民经济和社会发展统计公报；2015、2020年山西省国民经济和社会发展统计公报；山西统计年鉴2016、2021；中国统计年鉴202185.3%9.6%1.6%3.5%66.2%19.0%12.6%2.1%0.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%70.0%80.0%90.0%火电风电光伏水电2020年山西省2015年山西省65.9%8.6%2.8%20.9%1.8%56.6%12.8%11.5%16.8%2.3%0.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%70.0%火电风电光伏水电核电及其他2020年全国2015年全国煤控研究项目112020年，全省火电、风电、水电、光伏发电量比重分别为86.5%、7.6%、1.3%和4.6%。与2015年相比，火电发电量比重下降近8个百分点，风电、光伏发电量比重分别增加3.5、4.3个百分点，水电发电量变化幅度不大。全省火电包括煤电、气电等，其中煤电占比最大，约占火电90%以上，因此，煤电是山西主体电源。图1-82015、2020年山西省发电量结构数据来源：山西统计年鉴2016、2021；2015年、2020年山西省国民经济统计公报；全国新能源消纳监测预警中心http://www.solarpwr.cn/bencandy-52-55308.html；2020年1-12月山西省水力发电量统计数据表-国际电力网(in-en.com)；国家能源局山西监管办公室官网1.3能源消费与碳排放现状（1）能源消费总量持续增长2015-2019年，全省电力、热力生产和供应业（以下简称电力热力行业）2能源消费总量逐年增加，占全省能源消费总量的比重由5.3%增长至8.4%；2020年有所降2此处电力热力行业能源消费量是行业本身的用能量，不包括上网电量所需的能源消耗。94.4%4.1%0.3%1.3%86.5%7.6%4.6%1.3%0.00%10.00%20.00%30.00%40.00%50.00%60.00%70.00%80.00%90.00%100.00%火电风电光伏水电2020年2015年12碳达峰碳中和背景下山西煤电行业转型发展研究低，为1357.1万吨标准煤，同比减少22.6%。2015-2018年，能源消费总量上升幅度较小；2019年因清洁取暖工作的深入推动，全省集中供热面积同比增加23%[3]，从而导致行业能源消费增幅较大。图1-9山西省电力热力生产与供应行业能源消费量及变化趋势数据来源：山西省统计年鉴2016-2020中分行业能源消费，电力、热力生产和供应业（2）碳排放贡献比重增加经核算，2015-2020年，山西省电力热力行业二氧化碳排放量从1.6亿吨增加至2.5亿吨，累计增长47.1%，占全省能源消费二氧化碳排放总量的比重从2015年的34.7%增加至2020年的47.4%3。3依据《山西统计年鉴》“分行业能源消费总量”核算，仅包含化石能源消费产生的直接排放。-30%-20%-10%0%10%20%30%40%0200400600800100012001400160018002000201520162017201820192020增长率、比重电力热力行业能源消费量能源消费量（万吨标准煤）年增长率占全省能源消费总量比重煤控研究项目13图1-10山西省电力热力行业碳排放情况数据来源：课题组测算（3）煤炭消费碳排放占比最大山西电力热力行业能源消费主要包括煤炭、油品和天然气（包括煤层气和瓦斯）。2020年，煤炭消费产生的二氧化碳排放占比为98.3%，较2015年占比减少了1.7个百分点；油品消费产生的碳排放占比为0.03%，与2015年相比变化幅度较小；天然气消费产生的碳排放占比为1.69%，较2015年占比增加了1.69个百分点4。4碳排放量为课题组测算所得，由于课题组主要基于山西省统计年鉴中分行业能源消费量作为活动水平数据，鉴于2015年、2016年统计年鉴缺乏天然气消费量数据，故2015年、2016年中天然气消费的碳排放结果为零，计算结果仅作为研究用，仅供参考。0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%50%050001000015000200002500030000201520162017201820192020增长率、占比二氧化碳排放量（万吨）电力热力行业二氧化碳排放量年增长率占全省二氧化碳排放比重14碳达峰碳中和背景下山西煤电行业转型发展研究图1-11山西省电力热力行业能源消费碳排放结构数据来源：课题组测算1.4煤电发展存在问题（1）高效大机组比例小全省煤电机组集中分布在600MW等级及以下，1000MW超超临界高效机组规划建设落后于全国水平。据相关报道[4]，截至2020年底仅有1台1000MW超超临界高效机组并网成功。经咨询专家，全省300MW及以下机组数量占比约50%，超临界以上机组不足30%，整体装备水平偏低。（2）煤耗水平仍然偏高全省供电煤耗远高于全国平均水平，整体能效水平亟待提高。2020年，全省6000千瓦及以上电厂煤电机组平均供电煤耗315.7克/千瓦时[5]，比2015年下降10.3克/千瓦时，但与全国平均水平305.5克/千瓦时[6]相比仍高10.2克/千瓦时。且据中央环保督察反馈，山西省30万千瓦以下火电机组中有60%能耗不达标[7]。0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%201520162017201820192020占比（%）煤炭占比油品占比天然气占比煤控研究项目15图1-122015-2020年山西省和全国6000千瓦及以上电厂供电煤耗对比数据来源：中国电力企业联合会历年《电力工业统计资料汇编》；2020年全国电力工业统计快报一览表（3）企业盈利能力偏低受政策性降电价、燃料价格上涨、负荷压低等因素影响，煤电企业盈利能力下降，部分企业“十三五”期间主要通过调整运行方式，实现深度调峰，获取部分利润，减少亏损。盈利不足的前提下，企业资金投入紧张，给未来期间电力系统节能降碳带来一定的不确定性。295300305310315320325330201520162017201820192020山西6000千瓦及以上电厂供电煤耗（克/千瓦时）全国2山西煤电碳排放预测煤控研究项目172.1煤电发展趋势分析（1）仍将发挥兜底保障作用在全球应对气候变化的背景下，能源体系正由化石能源为支撑的高碳能源体系向以新能源和可再生能源为主体的新型低碳能源体系过渡，能源清洁、低碳、高效发展呈现不可逆转之势，新能源将持续高速增长。为应对新能源电力可信容量不足、现有储能发展不充分的问题，煤电需继续发挥电力安全保障托底作用，以提高电力安全保障的能力。（2）功能主体定位正在转变在国家双碳战略新要求下，全省煤电在继续发挥电力安全保障托底作用的同时，需由传统提供电力、电量的主体性电源，向基础保障性和系统调节性电源并重转型，积极参与调峰、调频、调压、备用等辅助服务，为新型电力系统构建提供强有力的支撑保障。（3）清洁高效仍是发展重点山西现有煤电机组整体水平偏低，必须在提高发电效率、提升灵活性、减少污染排放、控制碳排放等方面进行自我革命和技术创新，承担“基荷保供、灵活调节、辅助备用”的多角色重任的同时实现行业清洁、低碳和高效发展。2.2情景设置基于电力供需平衡，本研究构建了煤电行业碳排放预测模型。需求端重点考虑山西省经济增长、产业结构、终端用能电气化等驱动因素；供给端重点考虑可再生能源、煤电发展规模以及煤电发展水平等影响因素。具体测算思路如下：18碳达峰碳中和背景下山西煤电行业转型发展研究图2-1煤电碳排放达峰测算思路测算方法为：TCO2,年=C煤电×H×Q×EF×10-6其中，TCO2,年为CO2年排放量，单位为万吨；C煤电为煤电装机规模，单位为万千瓦；H为煤电利用小时数，单位为小时；Q为发电煤耗，单位为克标准煤/千瓦时；EF为标煤二氧化碳的排放系数，单位为吨CO2/吨标煤。在满足经济发展目标，考虑电力需求以及相关约束条件设置基准情景、低碳情景和强化低碳情景。关键参数设置见下表：经济社会发展产业结构终端用能电气化电力总量消纳权重现有外送通道外送通道建设外送通道利用小时数外送通道可再生能源电量比例要求外送通道配套新能源建设省内省外全社会用电量新能源用电量能耗水平排放因子山西电力行业碳排放外送电量外送新能源××化石能源电量（暂按煤电类型）需求侧供给侧电力装机装备水平减排潜力可再生能源发电火电在役在建退役煤控研究项目19表2-1煤电行业碳达峰情景设置指标现状基准情景低碳情景强化低碳情景2020202520302035202520302035202520302035GDP增速（%）5同比3.68.007.006.008.007.006.008.007.006.00全社会用电量增速（%）同比3.55.504.503.005.004.002.805.004.002.80总装机规模（万千瓦）10383.1151831984324203152831954323303156332114324803煤电装机规模（万千瓦）62006830090009000780083008100750083008000利用小时数423943284223433344024351436841154119气电装机规模（万千瓦）150580700800580700800580700800利用小时数350035003500350035003500350035003500风电装机规模（万千瓦）1974.0300040005500300042005500325045006000利用小时数190019001900190019001900190019001900光伏发电装机规模（万千瓦）1308.7300058008500360060008500400073009600利用小时数140014001400140014001400140014001400水电装机规模（万千瓦）222.8223223223223223223223223223利用小时数200020002000200020002000200020002000生物质发电装机规模（万千瓦）64.0801201808012018080120180利用小时数500050005000500050005000500050005000可再生能源总规模（万千瓦）3506630310143144036903105431440375531214316003可再生能源装机占比(%)33.7641.5151.1259.5145.1753.9561.8148.3157.4364.52可再生能源消纳权重（%）27.0037.0047.0029.2040.0050.0032.0046.0055.00发电煤耗（克标准煤/千瓦时）293.7291290290290289289289288288外送通道能力（万千瓦）38302025年新增1170万千瓦，达到5000万千瓦，2025年后维持通道能力不再增加5情景设置GDP增速参考：《山西省国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》，2021-2025年GDP年均增长大于8%，2035年与全国同步基本实现社会主义现代化,2050年与全国同步实现社会主义现代化。若山西2035年与全国同步基本实现社会主义现代化，参照目前山西人均GDP与全国人均GDP的差距来设置山西省未来的GDP增速6课题组调研所得数据，仅供参考20碳达峰碳中和背景下山西煤电行业转型发展研究2.3测算结果基准情景下，山西省煤电行业将于2031-2032年实现碳排放达峰，峰值为3.02亿吨。2025年、2030年、2035年煤电装机分别控制在8300、9000、9000万千瓦，煤电利用小时数平均为4235小时；可再生能源消纳权重分别为27%、37%、47%。低碳情景下，山西省煤电行业将于2030年实现碳排放达峰，峰值为2.81亿吨。2025年、2030年、2035年煤电装机分别控制在7800、8300、8100万千瓦，煤电利用小时数平均为4290小时；可再生能源消纳权重分别为29%、40%、50%。强化低碳情景下，山西省煤电行业将于2028年左右实现碳排放达峰，峰值为2.65亿吨。2025、2030、2035年煤电装机分别控制在7500、8300、8000万千瓦，煤电利用小时数平均为4200小时；可再生能源消纳权重分别为32%、46%、55%。图2-2不同情景下的煤电行业碳达峰预判（单位：亿吨）数据来源：课题组测算0.00.51.01.52.02.53.03.5201520162017201820192020202120222023202420252026202720282029203020312032203320342035碳排放量（亿吨）低碳情景基准情景强化低碳情景煤控研究项目212.4峰值建议综合考虑山西省经济发展状况，本研究建议折中选取低碳情景，即山西省煤电行业在2030年实现碳排放达峰，峰值约为2.81亿吨。低碳情景下，随着“十四五”后新能源等不稳定电源的快速增长，煤电机组逐渐持平不再新增，山西现有电源规划规模不足以支撑电力负荷发展，根据电力平衡，2025-2035年存在电力装机缺额，2025年需配置约600万千瓦，2030年需配置约1000万千瓦，2035年储能规模约2000万千瓦，以保障高峰负荷的电力供应。表2-2低碳情景下的山西电网装机平衡（单位：万千瓦）年份202020212022202320242025203020351需要发电负荷6387659568157049729684629742110231.1本省自用36433862409443404600487662237571削峰负荷346136693889412343704632591271931.2外送电力292629262926292629263830383038302备用容量(11%)3814044284544815106507913系统需要装机容量67686998724375037777897210392118144年末装机容量1038311347127311359414494155832009322593其中：水电（含抽蓄）223223223223223223493813煤电61796480720074007600780083008100生物质、垃圾64646464100100120180燃气及余热余压余气6346346346346348609801080风电19742179238425902795300042005000光伏130917672225268431423600600085005受阻容量77267267267267267507626006可参加平衡容量8647267847514772479708383934198237电力装机平衡9-215271222194-588-1051-1991数据来源：课题组测算7受阻容量：受阻容量是指由于发电设备存在缺陷不配套，使机组出力达不到额定的容量。在电力平衡中应将受阻容量扣除。受阻容量包括：（1）供热机组冬季采暖期减少的出力，煤电供热减出力按机组额定容量的13%考虑，燃气供热机组减出力按机组额定容量的10%考虑；（2）小火电减出力按机组额定容量的60%考虑8可参加平衡容量：用来反映电力系统各发电机组满足系统负荷的情况9电力装机平衡：数值上等于系统需要装机容量与可参加平衡容量之间的差值，负值表示可参加的平衡容量不能满足所需要的装机容量22碳达峰碳中和背景下山西煤电行业转型发展研究2.5中和展望基准情景下：若2035-2060年年均用电增速保持在1.4%，2050年、2060年可再生能源电量占比分别达到70%、80%，山西省煤电行业2060年碳排放将削减至1亿吨，较峰值排放累计削减67%。低碳情景下：若2035-2060年年均用电增速为1.1%，2050年、2060年可再生能源电量占比分别达到75%、85%，则山西省煤电行业2060年碳排放将削减至0.64亿吨，较峰值排放量需累计削减77%。强化低碳情景下：若2035-2060年年均用电增速为1.1%，2050年、2060年可再生能源电量占比分别达到80%、90%，则山西省煤电行业2060年碳排放将削减至0.38亿吨，较峰值排放量需累计削减86%。据有关研究[8][9][10][11]，煤电行业将于2035年开始规模使用CCS技术，2040年开始规模使用BECCS技术；2050年85%以上的煤电装机将配备CCS；2050年以后煤电机组通过BECCS进一步降低碳排放量。因此不同情景下，山西煤电行业均需通过CCS和BECCS技术推动行业最终实现碳中和。图2-3不同情景下的煤电行业碳中和预判（单位：亿吨）数据来源：课题组测算0.00.51.01.52.02.53.03.520152017201920212023202520272029203120332035203720392041204320452047204920512053205520572059碳排放量（亿吨）低碳情景基准情景强化低碳情景低碳情景（考虑CCS+BECCS）基准情景（考虑CCS+BECCS）强化低碳情景（考虑CCS+BECCS）3山西煤电行业低碳转型路径24碳达峰碳中和背景下山西煤电行业转型发展研究3.1严格控制煤电发展规模（1）有序淘汰落后机组严格按照国家要求，按照“一机一策”的原则，制定年度关停淘汰计划，分类推进落后机组淘汰关停，倒逼能耗、水耗、环保安全等不达标的落后燃煤小火电机组退出市场。表3-1“十四五”期间淘汰机组类型建议序号机组类型优先级1单机5万千瓦及以下的纯凝煤电机组√√√2大电网覆盖范围内，单机10万千瓦及以下的纯凝煤电机组√√√3大电网覆盖范围内，单机20万千瓦及以下设计寿命期满的纯凝煤电机组√√√4大电网覆盖范围内，解决供热后的单机10万千瓦及以下的热电机组√√√5设计寿命期满且不具备延寿条件的现役30万千瓦纯凝煤电机组√√√6不实施改造或改造后环保、能耗、安全等不达标燃煤机组√√√7大电网覆盖范围内，不具备供热改造的20万千瓦以下纯凝发电机组√√8运行期达到20年，且单机容量小于20万千瓦，且没有采用效率较高的超临界或超超临界技术的煤电机组√√9有关法律、法规及标准等要求应予关停或国务院有关部门明确要求关停的机组√√√煤控研究项目25表3-2“十五五”期间淘汰机组类型建议序号机组类型优先级1设计期满不具备延寿条件的机组√√√2不实施改造或改造后环保、能耗、安全等不达标的燃煤机组√√√3大电网覆盖范围内，单机20万千瓦及以下的纯凝煤电机组√√√4运行期达到20年，且单机容量30万千瓦及以下，且没有采用效率较高的超临界或超超临界技术的煤电机组√√5有关法律、法规及标准等要求应予关停或国务院有关部门明确要求关停的机组√√√（2）合理延寿现有机组双碳目标下煤电将主要发挥辅助服务作用，其中300MW级以下机组主要承担供热功能，300MW-600MW级机组可作为灵活调峰电源，600MW级以上机组可作为基础负荷电源。建议出台煤电机组寿命评价办法，制定煤电机组延寿运行的改造、评估、监管等技术规范及标准体系，对已经完成节能优化、超低排放和供热改造，且具备续运行能力的300MW-600MW的机组实施延寿改造。表3-3延寿机组案例机组名称机组容量（万千瓦）改造情况延寿时间（年）华电国际邹县发电厂1号机组30自投产后，先后对机组进行了增容改造、供热改造和机组整体优化等重大升级，相继完成了脱硫、脱硝、除尘和超低排放环保改造11国电电力大同发电公司4-6号机组20自投产后，先后对机组进行了供热改造和机组整体优化等重大升级改造3华电能源公司哈尔滨第三发电厂1、2号机组20自投产后，先后对机组进行了增容改造、供热改造等“升级”，相继完成了脱硫、脱硝等一系列环保改造10国电靖远发电有限公司1、2号机组22自投产后，先后对机组进行增容改造、供热改造和环保超低排放改造等重大升级改造10汉川一发1、2号机组33自投产后，先后对机组进行增容改造、供热改造和环保超低排放改造等重大升级改造10资料来源：北极星电力网综合；国家能源局华中监管局26碳达峰碳中和背景下山西煤电行业转型发展研究（3）严控煤电新增能力有序推动在建煤电项目投产，对已核准和纳入省市重点工程的拟建煤电项目开展建设必要性论证，严控省内自用煤电建设规模；保障国家能源供应安全的前提下，统筹外送受端供需状况，重点加强对现有“煤电+特高压”资源的利用，合理优化煤电外送，提高外送通道可再生能源比重。建议山西省煤电机组总装机容量于2030年前实现达峰，控制在8300万千瓦以内，2030年后不再新增煤电装机能力。3.2加快煤电节能降碳增效（1）提升在建、拟建机组水平对在建煤电机组开展节能审查和环评批复复核，从厂区布置、设备选用、资源综合利用、能源计量等方面寻求节能降碳潜力，力争达到国内或国际先进水平。对于目前已核准和纳入重点工程名单的拟建项目开展项目建设必要性论证，对于必须建设的项目，确保污染物、能耗、煤耗和碳排放水平达到国际先进水平。案例：申能安徽平山电厂二期工程项目2020年12月并网发电的申能安徽平山电厂二期工程是“国家示范工程”，为目前全球单机容量最大（1350MW）燃煤机组，采用国际首创高低位布置方式的双轴二次中间再热技术以及弹性回热、广义回热、广义变频等一系列创新技术，设计供电煤耗251克标准煤/千瓦时，厂用电率按5%考虑，发电煤耗仅为238.45克标准煤/千瓦时，折算单位发电量的CO2排放量为643.8克/千瓦时，介于IPCC公布的油电与气电CO2排放强度之间。成为世界燃煤发电新标杆。煤控研究项目27（2）深化存量机组节能降碳改造山西现有煤电机组整体能效水平亟待提高，建议“十四五”、“十五五”以300MW、600MW级亚临界机组为重点，实施综合性、系统性节能改造。重点突出锅炉系统、汽轮机系统、厂用电系统和冷却系统等节能提质增效改造。推进空冷尖峰冷却系统、变频优化控制系统、制粉系统综合性优化改造、双机回热、低温省煤器、空预器综合优化、烟气余热深度利用等节能减煤降碳技术应用，确保到2030年，全省燃煤机组发电煤耗下降至289克标准煤/千瓦时。案例：华润徐州电厂高温亚临界综合升级改造项目华润徐州电厂于2019年7月完成对32万千瓦亚临界燃煤机组的改造，额定负荷下的供电煤耗从改造前的318克标准煤/千瓦时降低到282克标准煤/千瓦时，每度电降低标准煤耗36克,按年利用小时4500h计，相当于每年节约标煤5.2万吨，减少CO2排放约14万吨。改造后机组不但具有稳定的100%～20%范围内的调峰调频性能，而且在19.39%的低负荷下仍然实现超低排放，达到了大幅降低煤耗，显著提高灵活性的目标。（3）优化用煤品质与燃料结构强化入炉煤控制，提高入炉煤品质；推广智慧化、精细化掺烧，有效降低煤耗。推广污泥、生活垃圾及固体废弃物、生物质及农林废弃物、气体废弃燃料等非煤燃料掺烧，减少煤炭消费比例，降低煤电碳排放强度。鼓励电石渣等替代含碳脱硫剂使用，减少环保治理过程产生的碳排放。（4）充分挖掘机组供热供汽潜力随着城镇化和工业园区发展，山西省热力、用汽需求将不断增加，建议开展用热、用汽需求调研，统筹协调热源、汽源和需求端，确保以最小装机容量满足供热、供汽需求，避免纯热电机组建设。对现役具备供热改造潜力的中小型煤电机组实施改造，提升供热能力；对大型超临界、超超临界机组热电联供，加快推广高背压供热、切缸供热、乏汽供热、热泵供热等多种方式，合理发展大温差吸收式热泵、长距离、高落差供热。28碳达峰碳中和背景下山西煤电行业转型发展研究3.3逐步提高煤电适应能力（1）提升在建和拟建煤电灵活性能力煤电机组作为调节型电源，在中低负荷下运行将成为常态。新建机组需吸收现役机组深度调峰改造的经验，采用创新技术，确保设计的深度调峰目标达到具备20%负荷的调峰能力及热电解耦的适应性能力，并在20%负荷时实现超低排放。（2）加快推进存量机组灵活性改造山西省煤电机组集中分布在600MW等级及以下，其中小机组主要承担供热的作用，可不考虑灵活性改造，重点推进300MW-600MW煤电机组的灵活性改造。改造路径为：提升燃料灵活性水平：推广应用燃煤耦合生物质发电，即用固体生物质燃料部分或全部代替煤炭，主要包括直接混燃耦合、分烧耦合及生物质气化与煤混燃耦合等发电技术[12]。针对山西亚临界机组，建议进行生物质气化混燃“更多的蒸汽耦合系统”的改造。提高低负荷运行稳定性：针对纯凝机组，改造路线主要从燃料供应和锅炉侧入手，重点推进炉膛温度场监测、富氧燃烧和等离子燃烧等技术。同时为保证低负荷运行时脱硫脱硝、除尘系统的正常投运，煤粉锅炉重点推进省煤器分级布置、烟气旁路、水旁路改造等技术；循环流化床(CirculatingFluidizedBed,CFB)锅炉重点推进分离器提效、烟气再循环、二次风深度分级燃烧改造、布风板结构改造等技术。提高热电解耦能力：供热机组调峰能力主要与热电解耦能力有关，建议从电厂汽轮机系统，蒸汽、水循环及储热系统入手。重点推进的改造技术包括两类：一类是汽轮机本体改造，包括汽轮机旁路供热、切除低压缸供热；另一类是增加电锅炉、储热罐等热电解耦设备。4山西煤电行业低碳转型政策建议30碳达峰碳中和背景下山西煤电行业转型发展研究4.1严控煤电产能，制定煤电有序退出路线图有序推动在建煤电产能投产，争取2030年前煤电装机总量控制在8300万千万以内。2030年后不再新增煤电产能，确有必要建设的煤电项目实施减量或等量产能替代。科学评估在役机组情况，合理确定煤电机组退出时间、退出路线及退出要求，制定相关配套政策。4.2推进综合能源供应试点，探索高质量发展路径鼓励电厂开展煤电机组综合能源服务试点，推动煤电企业由主业“发电”向“供热、供冷、供汽、发电、调峰、调频”等综合能源供应转变，强化企业的能源梯级利用；推动煤电企业利用现有资源建设光伏等清洁能源发电项目，探索利用退役火电机组既有厂址和输变电设施建设储能或风光储设施，促进煤电与可再生能源融合发展。4.3制定相关标准规范，科学指导灵活性和延寿改造建议由相关政府部门依据现役机组深度调峰改造的经验，牵头制定标准与规范，确保企业结合设备基础、燃料状况和资金等条件，选择适合的技术路线和工作方式。结合山西现役机组情况，研究制定延寿机组评价办法，配套延寿运行的改造、评估、监管等技术规范及标准体系。煤控研究项目314.4完善电力市场顶层设计，纵深推进电力市场化改革推进中长期市场与现货市场相结合，深化调峰、调频、备用等辅助服务市场建设，加快容量市场、合约市场等配套市场建设；完善储能设施成本疏导机制，理顺储能设施运行管理体制和电价形成机制。健全适应新型电力系统构建的市场体系标准规范和政策机制。加快形成并完善电力现货市场运营体制机制，推动电力市场的不断完善。4.5设立行业转型基金，加大企业转型帮扶力度重点支持煤电行业低碳、零碳和负碳技术的研发、示范及推广应用；推进燃煤机组节能降碳减污综合改造，为提前退役的燃煤机组提供合理关停补偿；引导并协助企业提升全过程碳排放管理能力，做好下岗职工的再培训再就业，确保平稳过渡。32碳达峰碳中和背景下山西煤电行业转型发展研究结语为客观认识山西省煤电行业发展现状，识别行业实现“30·60”目标面临的问题及瓶颈，探讨行业高质量达峰、平稳转型的实现路径和政策建议，课题组深入实施调研、开展专家咨询，完成本课题研究。在此特别感谢山西省电力行业协会等专家对本课题的重要支撑与指导。研究过程力求客观公正，但难免有疏漏之处，敬请批评指正。报告内容为课题组独立观点，仅供参考，不代表其他方的任何观点或立场。期待本课题研究成果能够为政府、企业和研究机构提供参考，也希望未来我们能够汇聚更多专业的力量，开展持续性、基础性的研究工作，为山西省全方位推动高质量发展，有序推动碳达峰碳中和工作提供更多研究成果。煤控研究项目33参考文献[1]山西省统计局.2020年全省全社会用电量增长3.5%[EB/OL].2021,1,29.[2]山西省人民政府.山西省发电装机容量突破1亿千瓦[EB/OL].新华网.2021,1,15.[3]中华人民共和国住房和城乡建设部.2019年城市建设统计年鉴[M].2020,12,31.[4]搜狐网.山西首台！2×1000MW1号机组首次并网一次成功[EB/OL].2020.12.23[5]中国电力企业联合会.https://www.cec.org.cn/[6]国家发展改革委、国家能源局.全面梳理煤电机组供电煤耗水平,促进清洁能源消纳[EB/OL].2021.11.4.[7]全国能源信息平台.中央生态环保督察:山西省30万千瓦以下火电机组中有60%能耗不达标[EB/OL].2021.7.21.[8]项目综合报告编写组,何建坤,解振华,等.《中国长期低碳发展战略与转型路径研究》综合报告[J].2021:1-25.[9]中国石油经济技术研究院.2050年世界与中国能源展望（2020版）[R].2020,12,17.[10]国网能源研究院.中国能源电力发展展望2020[R].2020,11,28.[11]生态环境部环境规划院碳达峰碳中和研究中心.中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告[R].2021,7,23.[12]高金锴,佟瑶,王树才,等.生物质燃煤耦合发电技术应用现状及未来趋势[J].可再生能源,2019,37(04):31-36.34碳达峰碳中和背景下山西煤电行业转型发展研究附录附表1煤电行业典型企业调研案例分析电厂类型基本情况十三五已采取的节能降碳措施面临问题双碳应对建议低热值煤电厂A2台350MW机组，机组类型为超临界、热电联产机组，分别于2017年、2018年投产运行；主体燃料为煤矸石，直接空冷，已完成灵活性改造，调峰能力为30%。1.高背压改造。对1号机组进行高背压改造，以汽轮机乏汽供热替代部分抽汽供热，2019年供热季高背压供热量76.5万吉焦，节约标煤6390吨，发电煤耗降低3.9克标准煤/千瓦时。2.输煤、给煤系统改造。更换输煤系统二级筛筛板、细碎机锤头、破碎板，安装疏通犁煤器、加装振动给料机。3.更换高耗能电机。对50台入国家淘汰目录的高耗能电机进行更换。4.推进智慧化管理。完善SIS（厂级监控信息系统）系统，实现自动统计、比对、分析，指导生产节能降耗。5.加强碳排放管理能力建设。成立碳资产管理工作领导组，印发相关管理办法等1.技术创新困难。煤耗水平与国家及省级的限定值还有一定差距，技术突破较难。2.能源梯级利用不充分。目前企业的锅炉烟气余热回收、灰渣余热回收等节能措施还未完全实施3.面临能耗、碳排放等多重压力。随着配额基准值越来越严格，企业排放配额盈余可能性逐渐减小，面临能耗指标、碳排放指标的多重压力。4.碳排放管理机制体制有待加强。现有数据未成体系，各级管理人员的节能意识、数据管理水平等还需进一步提升。1.开展多元化燃料替代；2.持续推动技术改造；3.积极探索余热利用项目；4.推进智慧化电厂建设；5.加快碳排放管理体系建设常规燃煤电厂B2台500MW机组，设计服务年限30年，2005年投入运行，亚临界普通煤粉锅炉，主体燃料为烟煤，同时掺烧3500千卡/千克的低热值煤；湿冷；该机组为热电联产机组，已完成灵活性改造，调峰能力为50%。1.凝汽器改造。改造后单台机组年节约标煤约1.2万吨，两台机组节约标煤2.4万吨。2.汽轮机汽封改造。改造后热耗降低约135.43千焦/千瓦时，降低煤耗约5.4克标准煤/千瓦时，全年节约标煤约1.28万吨。3.水塔改造。改造后单台机组年节约标煤约1486.4吨。4.一次风机、送风机变频器改造。单台机组全年节约电能1473.35万千瓦时，厂用电率降低0.47%。5.机组“等离子”改造。改造后，机组每次启动可节约燃油25.6吨。考虑机组在低负荷稳燃时也会节省燃油，预计年节省燃油约200吨。6.强化运行管理。单台机组年节约厂用电37.3万千瓦时，折算年节约标煤约118吨，同时年节约水量约5.8万吨。7.开展能力建设。节能技术监督工作实行三级管理。1.机组先天性设计不足。一些机组设备硬件上存在先天不足难以克服。2.大规模技改投入面临困难。企业资金紧张，设备更新和技术改造大规模投入面临困境。3.2019-2020年度碳配额短缺。企业排放配额与排放量存在一定差距，增加企业碳排放履约压力。1.继续加强节能改造；2.实施EMC合同能源管理；3.加快企业转型煤控研究项目35附表2燃煤耦合生物质发电技术路线对比技术名称原理优点缺点直接混燃耦合生物质直接磨粉后送入锅炉混烧生物质发电效率高生物质电量检测和监管程度难，对燃煤机组影响大分烧耦合生物质直燃产生蒸汽送入汽轮机生物质电量检测和监管程度简单，对燃煤机组影响小单独增加生物质燃烧系统，系统改造复杂，投资高。生物质气化与煤混燃耦合生物质气化后送入锅炉与煤混燃生物质发电效率高，生物质电量检测和监管程度简单，对燃煤机组影响小经济成本较高数据来源：课题组根据调研整理附表3纯凝机组灵活性改造技术路线对比技术名称原理优点缺点低负荷稳燃技术炉膛温度场监测能够检测燃烧器着火温度、着火强度和稳定性避免锅炉灭火、保持燃烧稳定、指导运行人员配风调整投资大富氧燃烧以高于空气氧气含量（20.947%）的含氧气体进行燃烧节能效果显著，有效延长炉龄烟气再循环量太大、功耗大、经济性不好等离子燃烧采用直流空气等离子体作为点火源，实现锅炉的冷态启动不用一滴油的无油点火经济实用、适用广泛、结构紧凑、调节范围大、安全环保对设备运行可靠性要求高36碳达峰碳中和背景下山西煤电行业转型发展研究技术名称原理优点缺点煤粉锅炉脱硝技术省煤器烟气旁路在省煤器入口前增加旁路烟道将高温烟气引出送至SCR入口烟道烟温提升大于20℃所需场地大；挡板门容易卡涩；锅炉效率降低0.1-0.3%省煤器水旁路省煤器给水入口处分为主流水量和旁路水量，通过调整旁路水量和主流水量的比例来调节SCR反应器人口烟温烟温提升不大于15℃；所需场地小；安全可靠性大锅炉效率降低0.1-0.3%省煤器热水再循环指汽包底部与省煤器进口管装设再循环管可提高烟气温度0～60℃；所需场地小；安全可靠性大锅炉效率降低0-0.65%增加零号高加增加零号高加烟温提升5～8℃；所需场地小；提高低负荷稳燃排烟温度每提高10℃，降低0.5个锅炉效率省煤器分级布置SCR与空预器之间布置一级省煤器可大幅度提升SCR入口烟温；所需场地小加工复杂，造价高CFB锅炉脱硝技术分离器提效对分离器本体进行改造提高循环灰量，减少温度差工作不稳定烟气再循环将氧气从空气中分离出来，分离出来的纯氧与锅炉燃烧的部分烟气混合成新的混合气进入炉膛容易分离收集CO2，减少NOX排放能量消耗大二次风深度分级燃烧改造在布风板以上几米高的地方引入二次风安全可靠性大，减少NOX排放发生卡涩现象布风板结构改造缩小布风板有效截面积提高二次风率，减少NOX排放运行时不稳定数据来源：课题组根据调研整理煤控研究项目37附表4供热机组灵活性改造技术路线对比技术名称原理优点缺点电锅炉供热在热源侧设置电热锅炉，利用电作为供热热源实现热电解耦对原系统改造小；热电解耦能力强投资高；供热经济性差储热供热在热网侧设置储罐系统，削弱热-电负荷的时间耦合程度对原系统改造小；供热经济性较好投资高；占地面积大；对电网长期低负荷调峰的适应性较差汽轮机旁路供热利用汽轮机旁路将高参数蒸汽减温减压后对外供热投资小；热电解耦能力强经济性较差；对设备运行可靠性要求高切除低压缸供热切除低压缸进汽用于供热，实现低压缸零出力供热投资小；供热经济性好；运行方式灵活需要对末两级叶片动强度进行校核，无长时间运行经验数据来源：课题组根据调研整理联系我们地址：中国北京市朝阳区东三环北路38号泰康金融大厦1706邮编：100026电话：+86(10)5927-0688传真：+86(10)5927-0699nrdc.cn再生纸印刷2022.04