文章核心观点 随着新能源发电装机规模超过煤电成为常态，传统煤电行业面临生存挑战，转型升级迫在眉睫[1] 行业正通过技术创新与商业模式革新，从单一发电向综合能源服务商转型，以在新型电力系统中发挥关键的调峰调频和托底保障作用[1][5][12] 行业转型背景与挑战 - 新能源装机规模已超过煤电，煤电行业面临严峻运营挑战[1][4] 2024年煤电装机占比已降至35.7%，但绝对量仍超12亿千瓦[12] 2024年上半年新能源发电装机规模占总装机容量的38.4%，首次超过煤电[12] - 在电力现货市场，日间新能源大发时段，火电交易电价常跌至零值甚至负电价，企业经营压力显著攀升[4] 煤电企业转型路径：综合能源服务与“以废代煤” - 国能江苏常州电厂通过掺烧城市污泥、回收废热等举措，实现生态与经济效益双赢[1][2] 该厂每年通过掺烧污泥减少的标煤消耗相当于种植9.5万棵冷杉，利用汽轮机低压蒸汽干化污泥比传统技术节能30%，回收温排水每年为城市节约天然气320万立方米[4] - 该模式带动常州市单位GDP能耗下降4.2%，固废综合利用产业年产值突破12亿元[4] - 多地电厂跟进尝试“以废代煤”模式[5] 例如华能玉环电厂固废和污泥日处置能力均超300吨，每年可节约标煤约6万吨[5] 中节能环境肥西公司项目累计消纳生活垃圾和餐厨垃圾超410万吨，实现上网电量13.4亿度[5] - 火电企业需拓展综合能源业务、强化成本管控，从单一发电向综合能源服务商转型[5] 煤电企业转型路径：技术创新与能效提升 - 技术创新是煤电转型升级的“降碳密码”[6] 国能常州电厂二期3号机组创新集成行业先进技术，首次运用“耦合热泵回收闭冷水废热”技术，可降低供电煤耗3.0克/千瓦时以上[9] - 该机组供电煤耗低至256.86克/千瓦时，较行业平均水平每年可节约标煤1.5万吨、减少二氧化碳排放4万吨[9] - 国家层面出台《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025-2027年）》，明确要求度电碳排放水平较2024年同类型机组降低10%-20%，超超临界湿冷机组设计工况供电煤耗不高于270克/千瓦时[9] - 其他技术突破案例包括：国家电投五彩湾发电公司攻克“全烧准东煤”难题，累计节省成本约2.3亿元[10] 国家电投内蒙古白音华坑口电厂运用烟气提水等技术，年提水量达163万吨实现“零补水”，年节水效益1000-1200万元[10][11] 煤电在新型电力系统中的新定位与价值 - 煤电正从电量“主力军”转向电力系统稳定的“调节器”和“兜底保障”[12] 其核心功能已转向调峰调频[5] - 未来煤电运行排序或为“调峰第一、备用第二、供热第三、发电第四”[13] - “十五五”期间新一代煤电升级核心目标是灵活低碳，即提升深度调峰、快速爬坡的调节能力与清洁低碳发电能力[13] - 以国能常州电厂3号机组为例，其动态投资近80亿元，按5000小时利用小时计算，回本周期约8-10年，仍优于多数光伏风电项目6.5%左右的投资回报率[11] 其核心价值在于巨大的调节余量，可适配以新能源为主的能源系统[11] 转型面临的挑战与配套机制需求 - 现阶段煤电灵活性改造多为局部性深度调峰改造，尚未形成系统方案，可能带来设备寿命缩减、安全风险增加、单位能耗上升等问题[13] - 行业对机组深调运行与管理经验不足，变负荷速率提升加剧设备疲劳损伤[13] - 煤电转型需配套深层次机制革新，例如通过构建辅助服务市场、推行容量电价等制度设计，让煤电的调峰价值实现量化核算，确保其在低负荷时段也能稳定生存[14]