本报讯 记者赵琼报道 由中电联、国家能源集团联合主办的2024年燃煤电站生产运营管理第五十三届年会暨能效管理对标发布会日前在宁夏银川召开。此次会议集中发布了2023年度电力行业300MW、600MW、1000MW级煤电机组能效对标结果。2023年度，共有132台1000MW级、540台600MW级、695台300MW级、45台200MW级燃煤机组共计1412台、装机容量70372.2万千瓦煤电机组参加2023年度电力行业煤电机组能效水平对标活动。按照《全国火电燃煤机组竞赛评比管理办法》（2020版）规定，共评选出39台1000MW级、130台600MW级、159台300MW级优胜机组。

　　《中国能源报》记者从会上获悉，截至今年一季度，全国全口径发电装机容量29.9亿千瓦，非化石能源发电装机容量16.4亿千瓦，火电14亿千瓦，其中煤电11.7亿千瓦。目前，“三改联动”加快推进，2021—2023年已累计完成7.37亿千瓦，其中灵活性和供热改造完成率超过75%，促进我国新能源消纳能力和电力低碳转型发展。

　　煤电清洁高效低碳转型成效显著。截至2023年底，我国95%以上煤电机组实现超低排放，煤电机组供电标准煤耗从2014年的319克/千瓦时降至2023年的301.6克/千瓦时，煤电机组技术领先世界。以2005年为基准年，2006—2023年，通过发展非化石能源、降低供电煤耗和线损率等措施，电力行业累计降低二氧化碳排放约282.2亿吨。其中，非化石能源发展贡献率为57.9%，降低供电煤耗对电力行业二氧化碳减排贡献率为39.7%。

　　不过，当前煤电发展面临着新形势和挑战。中电联党委委员、专职副理事长安洪光指出，目前煤电企业参与碳市场面临新挑战，机组频繁深度调峰造成的问题凸显，企业仍面临较大经营压力。

　　根据中电联调研发电企业得到的反馈，煤价长期高位运行，新能源占比逐渐提高，火电机组面临更高的调节要求，减排压力增大。配额不足且交易不活跃，给企业带来一定的不确定性。碳价无法通过煤电上网电价有效传导至用户，长期看，煤电企业普遍面临减排和经营双重压力。

　　在容量电价实际执行中，全额获取容量电费目前还面临诸多问题，如部分省份核算容量电价后，导致“电量电价+容量电价”超过基准价上浮20%限制，地方政府要求压控电量电价；煤质、设备等原因导致出力受限以及未达最大申报出力上限被考核；跨省跨区送电煤电机组送受两端容量电费分摊细则不确定，部分省份容量电费仍未结算。

　　中国工程院院士吕俊复在会议主旨发言中指出，“双碳”目标和可持续发展的理念逐渐被更多人接受，随着我国产业结构不断升级，煤电发展将由峰值逐步下行，由主力电源向基础后备电源过渡。短期内，我国以煤为主的能源格局不变，需进一步提升煤炭利用效率和灵活性。“长期来看，煤电比例将降低，如何在复杂能源体系下发挥煤电的快速调节作用和保障作用，将是持续关注的议题。”

　　吕俊复还强调，煤电的低碳、高效、灵活、智能发展方向日渐明确，燃煤电厂需要布局相应的技术方向。

　　对此，安洪光提出三点建议：一是要科学有序引导煤电清洁低碳转型发展。深刻把握煤电在转型升级过程中的重要作用，坚持先立后破、科学规划。电力系统应优化电煤的调度运行，在保证系统安全、平衡新能源消纳的同时，最大限度地提高煤电设备的利用率；二是要进一步推动建立煤电健康发展的市场机制。落实好煤电“两部制”电价政策，进一步规范煤电容量电价政策执行和电费结算。积极探讨供热机组容量成本回收机制，研究供热机组灵活性调节能力与煤电容量电价机制的合理衔接。进一步完善电力市场和碳市场的市场机制建设，建立两个市场的协调耦合机制；三是要不断完善优化煤电机组能效对标工作。坚持问题导向、典型引路，及时修订完善对标办法和竞赛标准，提高能效对标工作的科学性。进一步规范数据统计报送管理工作，提升竞赛各环节数据质量管理控制能力，体现机组竞赛的公平性。