新华财经北京12月19日电（记者沈寅飞）随着我国新能源发电装机规模占比超过煤电成为常态，发电行业也产生了新现象和新变化。在新型电力系统构建与绿色转型进程中，一些传统煤电企业开始面临生存挑战，行业转型升级似乎已迫在眉睫。

记者调研发现，国能江苏常州电厂通过掺烧污泥、回收废热等举措，蹚出生态效益与经济效益双赢新路；多地煤电企业亦加码技术创新，探索灵活性改造与综合能源服务模式。国家层面出台专项实施方案为煤电升级指明方向，传统煤电正以技术与机制双重革新，书写“老骥伏枥”新答卷。

“吃干榨净”城市废料 传统火电变身绿色引擎

在国能江苏常州发电厂厂区，记者发现这里鲜有传统火电厂的浓烟灰渣，却有不少全封闭运输车有序穿梭。3公里外的市政污泥处理车间内，含水率80%的湿污泥经管道送入电厂，通过“低压蒸汽干化+高温焚烧”技术转化为能源；焚烧产生的灰渣则成为混凝土掺合料，被送往建筑企业——“污泥—能源—建材”实现闭环循环，成为了这家运行20年老电厂绿色蜕变的注脚之一。

图为国家能源集团江苏常州公司发电厂的冷却塔 沈寅飞摄

“过去电厂盯着烟囱要发电量，现在我们盯着城市‘代谢’做服务。”该厂党委书记、董事长左克祥指着主控室大屏介绍，红色管线连接12家污水处理厂，蓝色线条通向20余家余热用户，黄色光点标注建筑废料处置点。这座曾被视为“高碳代表”的火电厂，如今已蜕变为城市生态循环“心脏”之一。

据介绍，通过掺烧污泥，常州电厂每年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，比传统热干化技术节能30%；原本废弃的温排水也被“吃干榨净”，每年为城市节约天然气320万立方米。常州市发展改革委数据显示，该模式带动全市单位GDP能耗下降4.2%，固废综合利用产业年产值突破12亿元。

近年来，随着新能源产业规模化扩张对火电行业形成冲击。在电力现货交易市场，日间光伏大发、风力充足时段，火电交易电价常跌至零值区间，甚至出现负电价，火电企业经营压力显著攀升。这一现象是社会践行新能源低排放发展的必然结果，但也让火电从业者面临严峻运营挑战。

左克祥认为，新型能源体系下，火电核心功能已转向调峰调频。“细粮+杂粮”掺烧模式将高热值煤与城市废弃资源结合，既能解决城市废物处理难题，又能大幅降低燃料成本。

国网浙江电科院电源技术研究所负责人张宝表示，实现降碳目标让燃煤机组尝试“杂粮”掺烧：生物质原料热值虽比常规动力煤低1/3，但碳排放强度更低，且按一定比例掺烧能优化燃烧工况、降低炉膛温度，能有效减少氮氧化物排放。

事实上，记者调研中了解到，多地电厂已通过技改展开尝试。如华能玉环电厂近期研发污泥、固废直燃掺烧系统，建成4套工业固废燃烧装置和2套污泥直掺锅炉磨煤机装置，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；中节能环境肥西公司生活垃圾焚烧发电项目，截至2025年5月底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，既解决“垃圾围城”难题，又通过“以废代煤”降低碳排放强度。

左克祥表示，电价下行虽带来压力，但也是市场优化配置资源的体现。火电企业需通过拓展综合能源业务、强化成本管控应对政策与市场变化，可以用“鸡蛋不放在一个篮子里”的发展理念，从单一发电向综合能源服务商转型。

技术创新是不变的“降碳密码”

掺烧模式仅是常州电厂改造升级的一部分。今年7月，该厂二期扩建工程3号机组完成168小时满负荷试运行并投入商业运营，二期项目全部投产后年发电量将达160亿千瓦时，约占常州市全社会用电量的1/4。

图为国家能源集团江苏常州公司发电厂机组（国家能源集团供图）

值得注意的是，该机组锚定新一代煤电关键指标，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。据介绍，这台机组实现百万机组“六个首次”，具备“安全、高效、灵活、清洁、低碳、智能”特质，其供电煤耗低至256.86克/千瓦时，较火电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。

今年3月，国家发改委、能源局联合发布《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025-2027年）》（以下简称《实施方案》），明确“度电碳排放水平较2024年同类型机组降低10%-20%”“采用超超临界、湿冷机组的设计工况供电煤耗不高于270克/千瓦时”等目标，进一步推动煤电行业绿色转型。

图为国家电投新疆能源化工五彩湾发电公司（新疆能源化工供图）

调研中，技术创新成为火电厂转型升级的高频词。如国家电投五彩湾发电公司攻克“全烧准东煤”世界性难题，突破低阶高碱煤燃烧高效清洁利用技术瓶颈，累计节省成本约2.3亿元；国家电投内蒙古白音华坑口电厂每年消纳400余万吨劣质褐煤，同时运用烟气提水、间接空冷等技术，年提水量达163万吨实现“零补水”，年节水效益1000-1200万元。

“未来若储能技术成熟、新能源出力稳定，火电调节需求可能下降，但这一窗口期尚不明确。”左克祥坦言，当前100万千瓦火电机组在30万千瓦等低负荷运行时，效率虽不及30万千瓦专用机组，但核心价值在于巨大调节余量，可适配新能源为主的能源系统。以该厂3号机组为例，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。但从经营角度上看，受电价波动、政策变化等因素影响，电力企业投资风光等新能源或者火电都需谨慎权衡。

煤电转型未来已来

公开数据显示，我国煤电近年呈现“量增比降”趋势：装机占比从2016年的57.33%降至2024年的35.7%，但绝对量仍超12亿千瓦；今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。这一趋势表明，煤电正从电量“主力军”转向电力系统稳定“调节器”。

随着新型电力系统建设加速，可再生能源装机比例大幅提升，煤电的托底保障与调峰调频作用更趋凸显。《实施方案》在“三改联动”基础上明确，推动煤电在新型电力系统中更好发挥兜底保障和支撑调节作用，以新一代煤电发展促进传统产业转型升级。

在新一代煤电评价体系中，最小发电出力、负荷变化速率等新指标，成为衡量煤电价值的关键。

张宝认为，过往电力供应体系中，煤电是保障电力稳定的绝对主力军；未来能源格局里，煤电需转型为精准调节电力供需平衡的“调节器”——风电、光伏等新能源出力充足时，煤电灵活让出发电空间助力消纳；风力减弱、光照不足导致新能源出力下降时，煤电及时顶峰发电、补足缺口，保障电网稳定运行。

“随着新能源为主体的新型电力系统确立，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’。”中国电力企业联合会首席专家陈宗法近期表示，煤电已历经污染控制、灵活性提升到低碳化改造阶段，“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，这要求存量煤电重点推进灵活性与低碳化改造，增量煤电聚焦灵活制造与低碳化建设。

业内人士指出，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。这类改造虽提升了调峰能力，但也带来设备寿命缩减、安全风险增加、单位能耗上升等问题；同时，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，当前煤电深调改造亟待系统完备的解决方案。

此外，煤电转型绝非单纯技术升级，更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，让煤电调峰价值实现量化核算，确保机组即便在低负荷时段也能稳定生存。技术迭代与机制创新双轮驱动，将为低碳转型背景下的煤电行业注入更强灵活性，拓展更广阔发展空间。

国务院发展研究中心资源与环境政策研究所副所长常纪文建议，加快经济社会发展全面绿色转型，一个有效的举措是，重点优化能源结构和调整产业结构，统筹构建新型能源体系和绿色低碳产业体系，推动新型能源体系和新兴产业体系耦合发展，推进新型能源体系和现有产业体系耦合升级，既促进新型能源革命的突破性开展，也实现整个产业体系的绿色低碳化升级。

变革序幕已拉开，这场煤电行业“老骥伏枥”的转型大戏，将愈发精彩。

 

编辑：刘润榕

 

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