NRDC：2022碳達峰碳中和背景下山西煤電行業轉型發展研究報告（42頁）.pdf

《NRDC：2022碳達峰碳中和背景下山西煤電行業轉型發展研究報告（42頁）.pdf》由會員分享，可在線閱讀，更多相關《NRDC：2022碳達峰碳中和背景下山西煤電行業轉型發展研究報告（42頁）.pdf（42頁珍藏版）》請在三個皮匠報告上搜索。

1、2022.04碳達峰碳中和背景下 山西煤電行業轉型發展研究中國煤炭消費總量控制方案和政策研究( 煤控研究項目 )中國是世界煤炭生產和消費第一大國。以煤炭為主的能源結構支撐了中國經濟的高速發展，但也對生態環境造成了嚴重的破壞。為了應對氣候變化、保護環境和減少空氣污染，國際環保組織自然資源保護協會 (NRDC) 作為課題協調單位，與政府智庫、科研院所和行業協會等20多家有影響力的單位合作，于2013年10月共同啟動了“中國煤炭消費總量控制方案和政策研究”項目（即“煤控研究項目”），為設定全國煤炭消費總量控制目標、實施路線圖和行動計劃提供政策建議和可操作措施，助力中國實現資源節約、環境保護、氣候變化

2、與經濟可持續發展的多重目標。請訪問網站了解更多詳情http:/ 提高可再生能源消納執行報告2012煤炭的真實成本請訪問網站了解更多詳情http:/ Shavlo from Unsplash碳達峰碳中和背景下山西煤電行業轉型發展研究煤控研究項目系列報告碳達峰碳中和背景下 山西煤電行業轉型發展研究山西科城能源環境創新研究院自然資源保護協會（NRDC）2022年04月煤控研究項目i目錄執行摘要1前言41.山西電力發展現狀51.1 需求現狀1.2 供給現狀1.3 能源消費與碳排放情況1.4 煤電發展存在問題2.山西煤電碳排放預測162.1 煤電發展趨勢分析2.2 情景設置2.3 測算結果2.4 峰值建

3、議2.5 中和展望3.山西煤電行業低碳轉型路徑233.1 嚴格控制煤電發展規模3.2 加快煤電節能降碳增效3.3 逐步提高煤電適應能力ii碳達峰碳中和背景下山西煤電行業轉型發展研究4.山西煤電行業低碳轉型政策建議294.1 嚴控煤電產能， 制定煤電有序退出路線圖4.2 推進綜合能源供應試點， 探索高質量發展路徑4.3 制定相關標準規范， 科學指導靈活性和延壽改造4.4 完善電力市場頂層設計， 縱深推進電力市場化改革4.5 設立行業轉型基金， 加大企業轉型幫扶力度結語32參考文獻33附錄34煤控研究項目1執行摘要山西是全國大型煤電基地之一，其煤電行業是全省煤炭消費和碳排放重點部門。如何與時俱進、

4、因時而異地促進山西煤電行業低碳綠色轉型，對于全省建立清潔低碳高效安全能源體系，實現雙碳目標意義重大。本研究結合山西實際，基于電力供需平衡，綜合考慮需求端和供給端關鍵影響因素，探討山西煤電行業碳排放峰值目標、低碳轉型路徑及政策建議，主要結論如下：1. 山西煤電行業可爭取在 2028-2030 年左右實現碳達峰基準情景下，山西省煤電將于 2031-2032 年實現碳達峰，排放峰值約為 3 億噸；低碳情景下，山西省煤電將于 2030 年實現碳達峰，峰值約為 2.8 億噸；強化低碳情景下，山西煤電行業將于 2028 年左右實現碳達峰，峰值約為 2.7 億噸。不同情景下，山西 2060 年均將保留部分煤

5、電機組，需通過碳捕獲與封存（Carbon Capture and Storage，CCS）等去碳技術推動行業實現碳中和。綜合考慮山西經濟社會發展需求，報告折中選取低碳情景作為推薦情景。低碳情景下，根據電力平衡，2025-2035 年存在電力裝機缺額，需加快儲能發展，2025 年、2030 年、2035 年需配置儲能分別為 600 萬千瓦、1000 萬千瓦、2000 萬千瓦，以保障高峰負荷的電力供應。2060 年，山西省煤電行業二氧化碳排放量將削減至 0.64 億噸，較峰值排放量累計削減 77%，剩余排放需通過 CCS 和生物能源與碳捕獲和儲存（Bio-Energy with Carbon Ca

6、pture and Storage，BECCS）等技術實現碳中和。2碳達峰碳中和背景下山西煤電行業轉型發展研究圖1 山西省碳達峰碳中和目標探討2. 合理確定山西煤電行業發展定位與規模是核心山西作為電力外送基地，在保障國家能源供應安全的前提下，需以統籌經濟發展和保供調峰為原則，合理確定煤電外送規模，嚴控省內自用煤電建設，同時加速淘汰落后機組，合理延壽現有機組。綜合考慮山西煤電機組在建、規劃和落后機組情況，建議山西省煤電機組總裝機容量于 2030 年前實現達峰，控制在 8300 萬千瓦以內，2030 年后不再新增煤電裝機能力，確保全省煤電在繼續發揮電力安全保障托底作用的同時，由傳統提供電力、電量的

7、主體性電源，向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型。3. 加快推進煤電行業提質增效和強化適應能力是關鍵實施在建、擬建和現役機組分類處置，深入推進煤電清潔高效發展：開展項目建設必要性論證，確保必要建設機組達到國家或國際先進水平；審查在建煤電機組工藝裝備水平，尋求節能降碳潛力，進一步提升能源和資源利用水平；以 300MW、600MW 級亞臨界機組為重點，對存量機組實施綜合性、系統性節能提效改造，同步優化燃料和原輔材料使用，挖掘供熱、供汽潛力。加快 300MW-600MW 煤電機組的靈活性改造，提升煤電機組靈活性能力：推廣應用燃煤耦合生物質發電，提升燃料靈活性水平；從燃料供應和鍋爐側入手提高純凝機組低

8、負荷運行穩定性，同時保證低負荷運行時脫硫脫硝、除塵系統的正常投運。實施汽輪機本體改造和增加電鍋爐、儲熱罐等熱電解耦設備提高供熱機組熱電解耦能力。0.00.51.01.52.02.53.03.520152017201920212023202520272029203120332035203720392041204320452047204920512053205520572059碳排放量（億噸）低碳情景基準情景強化低碳情景低碳情景（考慮CCS+BECCS）基準情景（考慮CCS+BECCS）強化低碳情景（考慮CCS+BECCS）煤控研究項目3根據未來煤電行業低碳轉型路徑，提出以下政策建議：1. 嚴控煤

9、電規模，制定煤電有序退出路線圖有序推動在建煤電產能投產，爭取在 2030 年前，煤電裝機控制在 8300 萬千瓦以內。2030 年后不再新增煤電產能，確有必要建設的煤電項目實施減量或等量產能替代?？茖W評估在役機組情況，合理確定煤電機組退出時間、退出路線及退出要求，制定相關配套政策。2. 鼓勵開展綜合能源供應試點，探索高質量發展路徑鼓勵開展煤電機組綜合能源服務試點，推動煤電企業由主業“發電”向“供熱、供冷、供汽、發電、調峰、調頻”等綜合能源供應轉變，強化企業的能源梯級利用；推動煤電企業利用現有資源建設光伏等清潔能源發電項目，探索利用退役火電機組既有廠址和輸變電設施建設儲能或風光儲設施，促進煤電與

10、可再生能源融合發展。3. 制定相關標準規范，科學指導靈活性和延壽改造建議相關政府部門牽頭研究制定靈活性改造相關標準與規范，確保企業選擇適合的技術路線和工作方式；研究制定延壽機組評價辦法，配套延壽運行的改造、評估、監管等技術規范及標準體系。4. 完善電力市場頂層設計，縱深推進電力市場化改革推進中長期市場與現貨市場相結合，深化調峰、調頻、備用等輔助服務市場建設，加快容量市場、合約市場等配套市場建設；完善儲能設施成本疏導機制，理順儲能設施運行管理體制和電價形成機制。健全適應新型電力系統構建的市場體系標準規范和政策機制。加快形成并完善電力現貨市場運營體制機制，推動電力市場的不斷完善。5. 設立行業轉型

11、基金，加大企業轉型幫扶力度重點支持煤電行業低碳、零碳和負碳技術的研發、示范及推廣應用；推進燃煤機組節能降碳減污綜合改造，為提前退役的燃煤機組提供合理關停補償；引導并協助企業提升全過程碳排放管理能力，做好下崗職工的再培訓再就業，確保平穩過渡。4碳達峰碳中和背景下山西煤電行業轉型發展研究前言2020 年，隨著“碳達峰、碳中和”概念被反復提及，雙碳目標已上升至國家戰略目標并納入“十四五”規劃中，“碳中和”元年也正式開啟。2021 年 10 月國家連續出臺中共中央國務院關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見和2030 年前碳達峰行動方案，明確碳達峰碳中和具體目標與階段任務，引導碳達峰

12、碳中和工作的開展，提出“十四五”時期嚴格合理控制煤炭消費增長，“十五五”時期逐步減少，嚴控煤電裝機規模。2021 年 11 月 14 日，COP26 峰會上，全球 197 個國家達成加強氣候行動的格拉斯哥氣候公約，提交應對氣候變化國家自主貢獻目標，其中 84% 的國家進一步提高目標要求，全球應對氣候變化行動進一步強化，減少使用煤炭成為全球應對氣候變化的共同認識。山西是全國大型煤電基地之一，2020 年全省發電裝機容量突破 1 億千瓦，其中煤電裝機占比約 60%。煤電行業二氧化碳排放量約占全省 47%，煤炭消費量約占全省的40%，其營業收入、財稅貢獻、就業貢獻均位居全省前列，是全省傳統優勢能源產

13、業，也是碳排放和煤炭消費的重點行業。在國際“去煤化”背景和我國雙碳戰略要求下，山西煤電在發揮電力安全保障托底作用的同時，也將加快由傳統主體性電源，向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型。因此課題組于 2021 年在自然資源保護協會（NRDC）的支持下啟動了“碳達峰、碳中和背景下山西煤電行業轉型發展研究”課題，力求從供需平衡角度，兼顧安全、發展與減排，探討山西省煤電行業合理的碳達峰目標及低碳轉型路徑。課題負責人：1山西電力發展現狀6碳達峰碳中和背景下山西煤電行業轉型發展研究1.1 需求現狀（1）全社會用電量逐年增加2015-2020 年山西省全社會用電量呈逐年增長趨勢，由 2015 年 1737.

14、2 億千瓦時增長至 2020 年 2341.7 億千瓦時，五年間平均用電量增速為 6.2%。隨著全省經濟復蘇，用電量增速自 2015 年探底（-4.7%）后穩步回升，2017 年達到峰值 10.8%，高出全國 4.2 個百分點，2018-2020 年逐漸放緩，略高于全國用電增速1。圖 1-1 2015-2020年山西省用電情況數據來源：2015-2020年山西省全社會用電量來自山西統計年鑒2021；全國用電增速來自國家能源局官網（2）人均用電量高于全國平均水平2015-2020 年山西省人均用電量呈逐年增長趨勢，五年間平均增速為 6.3%，比全國人均用電量年均增速（4.9%）高 1.4 個百分

15、點。2020 年，山西省人均用電量為6708.9 千瓦時 / 人，較全國人均用電量高出 1389.9 千瓦時 / 人1。1人均用電量為課題組根據統計年鑒中全社會用電量數據與年末人口數據計算所得-6%-4%-2%0%2%4%6%8%10%12%05001000150020002500201520162017201820192020年用電增速全社會用電量（億千瓦時）山西全社會用電量山西用電增速全國用電增速煤控研究項目圖 1-2 2015-2020年山西省與全國人均用電量對比數據來源：人均用電量為課題組根據全社會用電量數據與年末人口數據計算所得，全社會用電量及人口數據來自中國統計年鑒2016-202

16、1、國家能源局官網、山西省統計年鑒2016-2021等（3）五大行業為用電主體2020 年，全省全社會用電總量 2341.7 億千瓦小時，其中工業用電占比為77.10%。2015-2020 年，電力、熱力生產和供應業、黑色金屬冶煉和壓延加工業、煤炭開采和洗選業、有色金屬冶煉和壓延加工業、化學原料和化學制品制造業五大行業用電量占全社會用電總量比重均超過 55.0%，其中電力、熱力生產和供應業占比最大。圖 1-3 2015-2020年山西省主要工業行業用電量占全省全社會用電量的比重數據來源：山西省統計年鑒2016-2021-6%-4%-2%0%2%4%6%8%10%12%0100020003000

17、40005000600070008000201520162017201820192020增長率山西人均用電量山西人均用電年增長率全國人均用電量全國人均用電年增長率人均用電量（千瓦時/人）0%10%20%30%40%50%60%70%201520162017201820192020電力、熱力生產和供應業黑色金屬冶煉和壓延加工業煤炭開采和洗選業有色金屬冶煉和壓延加工業化學原料和化學制品制造業8碳達峰碳中和背景下山西煤電行業轉型發展研究（4）外送電量保持增長2020 年，山西電網形成三交一直特高壓 +12 回 500 千伏外送通道，連接華北、華東、華中三大區域電網，成為國家“西電東送”“北電南送”和

18、特高壓“三交四直”輸電通道重要匯集點，外送輸電能力 3830 萬千瓦。2015-2020 年，全省外送電量逐年增加，五年間平均增速為 12.9%。2020 年全省外送電量高達 1366.0 億千瓦小時，占全省全社會用電量 58.3%，占全省發電量 39.0%。外送電力以煤電為主。圖1-4 2015-2020年山西省外送電量情況數據來源：山西省統計年鑒2016-20211.2 供給現狀（1）總裝機容量突破 1 億千瓦2015-2020 年，全省發電裝機容量呈逐年增加趨勢，年均增長率為 8.3%；全省電力裝機占全國的比重由 2015 年的 4.6% 小幅增長至 2020 年 4.7%。2020 年

19、，全省發電裝機容量達 10383.1 萬千瓦2，比上年末增長 12.3%，較 2015 年增長 49.1%。0%10%20%30%40%50%60%70%02004006008001000120014001600201520162017201820192020外送電量占比外送電量（億千瓦時）外送電量外送電量占全省用電量比重外送電量占全省發電量比重煤控研究項目9圖 1-5 山西省裝機容量及增長率數據來源：山西省2015-2020年國民經濟和社會發展統計公報（2）發電量逐年增加2015-2020 年，全省發電量穩步增加，年均增長率為 7.4%。2020 年，全省發電量為 3503.5 億千瓦時，比

20、上年增長 4.2%，比 2015 年增長 42.6%。圖 1-6 山西省發電量水平及增長率數據來源：山西省統計年鑒2016-2021 0%2%4%6%8%10%12%14%020004000600080001000012000201520162017201820192020增長率裝機容量（萬千瓦）裝機容量增長率-10%-5%0%5%10%15%05001000150020002500300035004000201520162017201820192020年增長率發電量（億千瓦時）發電量年增長率10碳達峰碳中和背景下山西煤電行業轉型發展研究（3）火電仍是主體電源2020 年，全省火電、風電、光伏

21、和水電裝機比重分別為 66.2%、19.0%、12.6%和 2.1%。與 2015 年相比，全省火電裝機比重下降 19.0 個百分點，約為全國下降幅度的 2 倍；非水可再生能源增長幅度較大，其中光伏裝機比重增加 11.0 個百分點，風電裝機比重增加 9.4 個百分點；水電裝機占比略有下降。與全國裝機結構相比，2020 年山西火電裝機比重超出全國約 9.6 個百分點。圖 1-7 2015年、2020年山西省和全國裝機規模結構對比數據來源：2015、2020年中華人民共和國國民經濟和社會發展統計公報；2015、2020年山西省國民經濟和社會發展統計公報；山西統計年鑒2016、2021；中國統計年鑒

22、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%火電風電光伏水電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%火電風電光伏水電核電及其他2020年全國2015年全國煤控研究項目112020 年，全省火電、風電、水電、光伏發電量比重分別為 86.5%、7.6%、1.3%和 4.6%。與 2015 年相比，火電發電量

23、比重下降近 8 個百分點，風電、光伏發電量比重分別增加 3.5、4.3 個百分點，水電發電量變化幅度不大。全省火電包括煤電、氣電等，其中煤電占比最大，約占火電 90% 以上，因此，煤電是山西主體電源。圖 1-8 2015、2020年山西省發電量結構數據來源：山西統計年鑒2016、2021；2015年、2020年山西省國民經濟統計公報；全國新能源消納監測預警中心http:/ (in-)；國家能源局山西監管辦公室官網1.3 能源消費與碳排放現狀（1）能源消費總量持續增長2015-2019 年，全省電力、熱力生產和供應業（以下簡稱電力熱力行業）2能源消費總量逐年增加，占全省能源消費總量的比重由 5.

24、3% 增長至 8.4%；2020 年有所降2 此處電力熱力行業能源消費量是行業本身的用能量，不包括上網電量所需的能源消耗。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%火電風電光伏水電2020年2015年12碳達峰碳中和背景下山西煤電行業轉型發展研究低，為 1357.1 萬噸標準煤，同比減少 22.6%。2015-2018 年，能源消費總量上升幅度較??；2019 年因清潔取暖工作的深入推動，全省集中供熱面積同比增加 23%3，從而導致行業能

25、源消費增幅較大。圖 1-9 山西省電力熱力生產與供應行業能源消費量及變化趨勢數據來源：山西省統計年鑒2016-2020中分行業能源消費，電力、熱力生產和供應業（2）碳排放貢獻比重增加經核算，2015-2020 年，山西省電力熱力行業二氧化碳排放量從 1.6 億噸增加至 2.5 億噸，累計增長 47.1%，占全省能源消費二氧化碳排放總量的比重從 2015 年的34.7% 增加至 2020 年的 47.4%3。3 依據山西統計年鑒“分行業能源消費總量”核算，僅包含化石能源消費產生的直接排放。-30%-20%-10%0%10%20%30%40%0200400600800100012001400160

26、018002000201520162017201820192020增長率、比重電力熱力行業能源消費量能源消費量（萬噸標準煤）年增長率占全省能源消費總量比重煤控研究項目13圖1-10 山西省電力熱力行業碳排放情況數據來源：課題組測算（3）煤炭消費碳排放占比最大山西電力熱力行業能源消費主要包括煤炭、油品和天然氣（包括煤層氣和瓦斯）。2020 年，煤炭消費產生的二氧化碳排放占比為 98.3%，較 2015 年占比減少了 1.7 個百分點；油品消費產生的碳排放占比為 0.03%，與 2015 年相比變化幅度較??；天然氣消費產生的碳排放占比為 1.69%，較 2015 年占比增加了 1.69 個百分點4

27、。4碳排放量為課題組測算所得，由于課題組主要基于山西省統計年鑒中分行業能源消費量作為活動水平數據，鑒于 2015 年、2016 年統計年鑒缺乏天然氣消費量數據，故 2015 年、2016 年中天然氣消費的碳排放結果為零，計算結果僅作為研究用，僅供參考。0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%50%050001000015000200002500030000201520162017201820192020增長率、占比二氧化碳排放量（萬噸）電力熱力行業二氧化碳排放量年增長率占全省二氧化碳排放比重14碳達峰碳中和背景下山西煤電行業轉型發展研究圖1-11 山西省電力熱力行業能源消費碳排

28、放結構數據來源：課題組測算1.4 煤電發展存在問題（1）高效大機組比例小全省煤電機組集中分布在 600MW 等級及以下，1000MW 超超臨界高效機組規劃建設落后于全國水平。據相關報道4，截至 2020 年底僅有 1 臺 1000MW 超超臨界高效機組并網成功。經咨詢專家，全省 300MW 及以下機組數量占比約 50%，超臨界以上機組不足 30%，整體裝備水平偏低。（2）煤耗水平仍然偏高全省供電煤耗遠高于全國平均水平，整體能效水平亟待提高。2020 年，全省 6000千瓦及以上電廠煤電機組平均供電煤耗 315.7 克 / 千瓦時5，比 2015 年下降 10.3 克 /千瓦時，但與全國平均水平

29、 305.5 克 / 千瓦時6相比仍高 10.2 克 / 千瓦時。且據中央環保督察反饋，山西省 30 萬千瓦以下火電機組中有 60% 能耗不達標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氣占比煤控研究項目15圖 1-12 2015-2020年山西省和全國6000千瓦及以上電廠供電煤耗對比數據來源：中國電力企業聯合會歷年電力工業統計資料匯編；2020年全國電力工業統計快報一覽表（3）企業盈利能力偏低受政策性降電價、燃料價格上漲、負荷壓低等因素影響，煤電企業盈利能力下降，部分企業“十三五”期間

30、主要通過調整運行方式，實現深度調峰，獲取部分利潤，減少虧損。盈利不足的前提下，企業資金投入緊張，給未來期間電力系統節能降碳帶來一定的不確定性。295300305310315320325330201520162017201820192020山西6000千瓦及以上電廠供電煤耗（克/千瓦時）全國2山西煤電碳排放預測煤控研究項目172.1 煤電發展趨勢分析（1）仍將發揮兜底保障作用在全球應對氣候變化的背景下，能源體系正由化石能源為支撐的高碳能源體系向以新能源和可再生能源為主體的新型低碳能源體系過渡，能源清潔、低碳、高效發展呈現不可逆轉之勢，新能源將持續高速增長。為應對新能源電力可信容量不足、現有儲能發

31、展不充分的問題，煤電需繼續發揮電力安全保障托底作用，以提高電力安全保障的能力。（2）功能主體定位正在轉變在國家雙碳戰略新要求下，全省煤電在繼續發揮電力安全保障托底作用的同時，需由傳統提供電力、電量的主體性電源，向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型，積極參與調峰、調頻、調壓、備用等輔助服務，為新型電力系統構建提供強有力的支撐保障。（3）清潔高效仍是發展重點山西現有煤電機組整體水平偏低，必須在提高發電效率、提升靈活性、減少污染排放、控制碳排放等方面進行自我革命和技術創新，承擔“基荷保供、靈活調節、輔助備用”的多角色重任的同時實現行業清潔、低碳和高效發展。2.2 情景設置基于電力供需平衡，本研究構建

32、了煤電行業碳排放預測模型。需求端重點考慮山西省經濟增長、產業結構、終端用能電氣化等驅動因素；供給端重點考慮可再生能源、煤電發展規模以及煤電發展水平等影響因素。具體測算思路如下：18碳達峰碳中和背景下山西煤電行業轉型發展研究圖 2-1 煤電碳排放達峰測算思路測算方法為：TCO2,年 = C煤電 H Q EF 10-6其中，TCO2,年為CO2年排放量，單位為萬噸；C煤電為煤電裝機規模，單位為萬千瓦；H為煤電利用小時數，單位為小時；Q為發電煤耗，單位為克標準煤/千瓦時；EF為標煤二氧化碳的排放系數，單位為噸CO2/噸標煤。在滿足經濟發展目標，考慮電力需求以及相關約束條件設置基準情景、低碳情景和強化

33、低碳情景。關鍵參數設置見下表：經濟社會發展產業結構終端用能電氣化電力總量消納權重現有外送通道外送通道建設外送通道利用小時數外送通道可再生能源電量比例要求外送通道配套新能源建設省內省外全社會用電量新能源用電量能耗水平排放因子山西電力行業碳排放外送電量外送新能源化石能源電量（暫按煤電類型）需求側供給側電力裝機裝備水平減排潛力可再生能源發電火電在役在建退役煤控研究項目19表 2-1 煤電行業碳達峰情景設置指標現狀基準情景低碳情景強化低碳情景2020202520302035202520302035202520302035GDP增速（%）5同比3.68.007.006.008.007.006.008.0

34、07.006.00全社會用電量增速（%）同比3.55.504.503.005.004.002.805.004.002.80總裝機規模（萬千瓦）10383.1 151831984324203152831954323303156332114324803煤電裝機規模 （萬千瓦）62006830090009000780083008100750083008000利用小時數4239 4328 4223 4333 4402 4351 4368 4115 4119 氣電裝機規模 （萬千瓦）150580 700 800 580 700 800 580 700 800 利用小時數3500 3500 3500 35

35、00 3500 3500 3500 3500 3500 風電裝機規模 （萬千瓦）1974.03000 4000 5500 3000 4200 5500 3250 4500 6000 利用小時數1900 1900 1900 1900 1900 1900 1900 1900 1900 光伏發電裝機規模 （萬千瓦）1308.73000 5800 8500 3600 6000 8500 4000 7300 9600 利用小時數1400140014001400 1400 1400 140014001400水電裝機規模 （萬千瓦）222.8223223223 223 223 223 223223223利用

36、小時數200020002000 2000 2000 2000 200020002000生物質發電裝機規模 （萬千瓦）64.08012018080 120 180 80120180利用小時數5000500050005000 5000 5000 500050005000可再生能源總規模 （萬千瓦）3506630310143144036903105431440375531214316003可再生能源裝機占比(%)33.7641.5151.1259.5145.1753.9561.8148.3157.4364.52可再生能源消納權重（%）27.0037.0047.0029.2040.0050.0032.

37、0046.0055.00發電煤耗（克標準煤/千瓦時）293.7291290290290289289289288288外送通道能力（萬千瓦）38302025年新增1170萬千瓦，達到5000萬千瓦，2025年后維持通道能力不再增加5情景設置 GDP 增速參考：山西省國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和 2035 年遠景目標綱要，2021-2025 年 GDP 年均增長大于 8%，2035 年與全國同步基本實現社會主義現代化 ,2050 年與全國同步實現社會主義現代化。若山西 2035 年與全國同步基本實現社會主義現代化，參照目前山西人均 GDP 與全國人均 GDP 的差距來設置山西省未來的 GD

38、P 增速6課題組調研所得數據，僅供參考20碳達峰碳中和背景下山西煤電行業轉型發展研究2.3 測算結果基準情景下，山西省煤電行業將于 2031-2032 年實現碳排放達峰，峰值為 3.02 億噸。2025 年、2030 年、2035 年煤電裝機分別控制在 8300、9000、9000 萬千瓦，煤電利用小時數平均為 4235 小時；可再生能源消納權重分別為 27%、37%、47%。低碳情景下，山西省煤電行業將于 2030 年實現碳排放達峰，峰值為 2.81 億噸。2025 年、2030 年、2035 年煤電裝機分別控制在 7800、8300、8100 萬千瓦，煤電利用小時數平均為 4290 小時；

39、可再生能源消納權重分別為 29%、40%、50%。強化低碳情景下，山西省煤電行業將于 2028 年左右實現碳排放達峰，峰值為 2.65億噸。2025、2030、2035 年煤電裝機分別控制在 7500、8300、8000 萬千瓦，煤電利用小時數平均為 4200 小時；可再生能源消納權重分別為 32%、46%、55%。圖2-2 不同情景下的煤電行業碳達峰預判（單位：億噸）數據來源：課題組測算0.00.51.01.52.02.53.03.520152016201720182019202020212022202320242025202620272028202920302031203220332034

40、2035碳排放量（億噸）低碳情景基準情景強化低碳情景煤控研究項目212.4 峰值建議綜合考慮山西省經濟發展狀況，本研究建議折中選取低碳情景，即山西省煤電行業在 2030 年實現碳排放達峰，峰值約為 2.81 億噸。低碳情景下，隨著“十四五”后新能源等不穩定電源的快速增長，煤電機組逐漸持平不再新增，山西現有電源規劃規模不足以支撐電力負荷發展，根據電力平衡，2025-2035 年存在電力裝機缺額，2025 年需配置約 600 萬千瓦，2030 年需配置約 1000萬千瓦，2035 年儲能規模約 2000 萬千瓦，以保障高峰負荷的電力供應。表 2-2 低碳情景下的山西電網裝機平衡（單位：萬千瓦）年份

41、202020212022202320242025203020351 需要發電負荷6387659568157049729684629742110231.1 本省自用36433862409443404600487662237571削峰負荷346136693889412343704632591271931.2 外送電力292629262926292629263830383038302 備用容量(11%)3814044284544815106507913 系統需要裝機容量67686998724375037777897210392118144 年末裝機容量103831134712731135941449

42、4155832009322593其中：水電 （含抽蓄）223223223223223223493813煤電61796480720074007600780083008100生物質、垃圾64646464100100120180燃氣及余熱余壓余氣6346346346346348609801080風電19742179238425902795300042005000光伏130917672225268431423600600085005 受阻容量77267267267267267507626006 可參加平衡容量8647267847514772479708383934198237 電力裝機平衡9-2152

43、71222194-588-1051-1991數據來源：課題組測算7受阻容量：受阻容量是指由于發電設備存在缺陷不配套，使機組出力達不到額定的容量。在電力平衡中應將受阻容量扣除。受阻容量包括：（1）供熱機組冬季采暖期減少的出力，煤電供熱減出力按機組額定容量的 13% 考慮，燃氣供熱機組減出力按機組額定容量的 10% 考慮；（2）小火電減出力按機組額定容量的 60% 考慮8可參加平衡容量：用來反映電力系統各發電機組滿足系統負荷的情況9電力裝機平衡：數值上等于系統需要裝機容量與可參加平衡容量之間的差值，負值表示可參加的平衡容量不能滿足所需要的裝機容量22碳達峰碳中和背景下山西煤電行業轉型發展研究2.5

44、 中和展望基準情景下：若 2035-2060 年年均用電增速保持在 1.4%，2050 年、2060 年可再生能源電量占比分別達到 70%、80%，山西省煤電行業 2060 年碳排放將削減至 1 億噸，較峰值排放累計削減 67%。低碳情景下：若 2035-2060 年年均用電增速為 1.1%，2050 年、2060 年可再生能源電量占比分別達到 75%、85%，則山西省煤電行業 2060 年碳排放將削減至 0.64億噸，較峰值排放量需累計削減 77%。強化低碳情景下：若 2035-2060 年年均用電增速為 1.1%，2050 年、2060 年可再生能源電量占比分別達到 80%、90%，則山西

45、省煤電行業 2060 年碳排放將削減至0.38 億噸，較峰值排放量需累計削減 86%。據有關研究891011，煤電行業將于 2035 年開始規模使用 CCS 技術，2040 年開始規模使用 BECCS 技術；2050 年 85% 以上的煤電裝機將配備 CCS；2050 年以后煤電機組通過 BECCS 進一步降低碳排放量。因此不同情景下，山西煤電行業均需通過CCS 和 BECCS 技術推動行業最終實現碳中和。圖 2-3 不同情景下的煤電行業碳中和預判（單位：億噸）數據來源：課題組測算0.00.51.01.52.02.53.03.5201520172019202120232025202720292

46、03120332035203720392041204320452047204920512053205520572059碳排放量（億噸）低碳情景基準情景強化低碳情景低碳情景（考慮CCS+BECCS）基準情景（考慮CCS+BECCS）強化低碳情景（考慮CCS+BECCS）3山西煤電行業低碳轉型路徑24碳達峰碳中和背景下山西煤電行業轉型發展研究3.1 嚴格控制煤電發展規模（1）有序淘汰落后機組嚴格按照國家要求，按照“一機一策”的原則，制定年度關停淘汰計劃，分類推進落后機組淘汰關停，倒逼能耗、水耗、環保安全等不達標的落后燃煤小火電機組退出市場。表 3-1 “十四五”期間淘汰機組類型建議序號機組類型優先

47、級1單機5萬千瓦及以下的純凝煤電機組2大電網覆蓋范圍內，單機10萬千瓦及以下的純凝煤電機組3大電網覆蓋范圍內，單機20萬千瓦及以下設計壽命期滿的純凝煤電機組4大電網覆蓋范圍內，解決供熱后的單機10萬千瓦及以下的熱電機組5設計壽命期滿且不具備延壽條件的現役30萬千瓦純凝煤電機組6不實施改造或改造后環保、能耗、安全等不達標燃煤機組7大電網覆蓋范圍內，不具備供熱改造的20萬千瓦以下純凝發電機組8運行期達到20年，且單機容量小于20萬千瓦，且沒有采用效率較高的超臨界或超超臨界技術的煤電機組9有關法律、法規及標準等要求應予關?；驀鴦赵河嘘P部門明確要求關停的機組煤控研究項目25表3-2 “十五五”期間淘汰

48、機組類型建議序號機組類型優先級1設計期滿不具備延壽條件的機組2不實施改造或改造后環保、能耗、安全等不達標的燃煤機組3大電網覆蓋范圍內，單機20萬千瓦及以下的純凝煤電機組4運行期達到20年，且單機容量30萬千瓦及以下，且沒有采用效率較高的超臨界或超超臨界技術的煤電機組5有關法律、法規及標準等要求應予關?；驀鴦赵河嘘P部門明確要求關停的機組（2）合理延壽現有機組雙碳目標下煤電將主要發揮輔助服務作用，其中 300MW 級以下機組主要承擔供熱功能，300MW-600MW 級機組可作為靈活調峰電源，600MW 級以上機組可作為基礎負荷電源。建議出臺煤電機組壽命評價辦法，制定煤電機組延壽運行的改造、評估、監

49、管等技術規范及標準體系，對已經完成節能優化、超低排放和供熱改造，且具備續運行能力的 300MW-600MW 的機組實施延壽改造。表 3-3 延壽機組案例機組名稱機組容量（萬千瓦）改造情況延壽時間（年）華電國際鄒縣發電廠1號機組30自投產后，先后對機組進行了增容改造、供熱改造和機組整體優化等重大升級，相繼完成了脫硫、脫硝、除塵和超低排放環保改造11國電電力大同發電公司4-6號機組20自投產后，先后對機組進行了供熱改造和機組整體優化等重大升級改造3華電能源公司哈爾濱第三發電廠1、2號機組20自投產后，先后對機組進行了增容改造、供熱改造等“升級”，相繼完成了脫硫、脫硝等一系列環保改造10國電靖遠發電

50、有限公司1、2號機組22自投產后，先后對機組進行增容改造、供熱改造和環保超低排放改造等重大升級改造10漢川一發1、2號機組33自投產后，先后對機組進行增容改造、供熱改造和環保超低排放改造等重大升級改造10資料來源：北極星電力網綜合；國家能源局華中監管局26碳達峰碳中和背景下山西煤電行業轉型發展研究（3）嚴控煤電新增能力有序推動在建煤電項目投產，對已核準和納入省市重點工程的擬建煤電項目開展建設必要性論證，嚴控省內自用煤電建設規模；保障國家能源供應安全的前提下，統籌外送受端供需狀況，重點加強對現有“煤電 + 特高壓”資源的利用，合理優化煤電外送，提高外送通道可再生能源比重。建議山西省煤電機組總裝機

51、容量于 2030 年前實現達峰，控制在 8300 萬千瓦以內，2030 年后不再新增煤電裝機能力。3.2 加快煤電節能降碳增效（1）提升在建、擬建機組水平對在建煤電機組開展節能審查和環評批復復核，從廠區布置、設備選用、資源綜合利用、能源計量等方面尋求節能降碳潛力，力爭達到國內或國際先進水平。對于目前已核準和納入重點工程名單的擬建項目開展項目建設必要性論證，對于必須建設的項目，確保污染物、能耗、煤耗和碳排放水平達到國際先進水平。案例：申能安徽平山電廠二期工程項目2020 年 12 月并網發電的申能安徽平山電廠二期工程是“國家示范工程”，為目前全球單機容量最大（1350MW）燃煤機組，采用國際首創

52、高低位布置方式的雙軸二次中間再熱技術以及彈性回熱、廣義回熱、廣義變頻等一系列創新技術，設計供電煤耗 251 克標準煤 / 千瓦時，廠用電率按 5% 考慮，發電煤耗僅為 238.45 克標準煤 / 千瓦時，折算單位發電量的 CO2排放量為643.8 克 / 千瓦時，介于 IPCC 公布的油電與氣電 CO2排放強度之間。成為世界燃煤發電新標桿。煤控研究項目27（2）深化存量機組節能降碳改造山西現有煤電機組整體能效水平亟待提高，建議“十四五”、“十五五”以300MW、600MW 級亞臨界機組為重點，實施綜合性、系統性節能改造。重點突出鍋爐系統、汽輪機系統、廠用電系統和冷卻系統等節能提質增效改造。推進

53、空冷尖峰冷卻系統、變頻優化控制系統、制粉系統綜合性優化改造、雙機回熱、低溫省煤器、空預器綜合優化、煙氣余熱深度利用等節能減煤降碳技術應用，確保到 2030 年，全省燃煤機組發電煤耗下降至 289 克標準煤 / 千瓦時。案例：華潤徐州電廠高溫亞臨界綜合升級改造項目華潤徐州電廠于 2019 年 7 月完成對 32 萬千瓦亞臨界燃煤機組的改造，額定負荷下的供電煤耗從改造前的 318 克標準煤 / 千瓦時降低到 282 克標準煤 / 千瓦時，每度電降低標準煤耗 36 克 , 按年利用小時 4500h 計，相當于每年節約標煤 5.2 萬噸，減少 CO2排放約 14 萬噸。改造后機組不但具有穩定的100%

54、 20% 范圍內的調峰調頻性能，而且在 19.39% 的低負荷下仍然實現超低排放，達到了大幅降低煤耗，顯著提高靈活性的目標。（3）優化用煤品質與燃料結構強化入爐煤控制，提高入爐煤品質；推廣智慧化、精細化摻燒，有效降低煤耗。推廣污泥、生活垃圾及固體廢棄物、生物質及農林廢棄物、氣體廢棄燃料等非煤燃料摻燒，減少煤炭消費比例，降低煤電碳排放強度。鼓勵電石渣等替代含碳脫硫劑使用，減少環保治理過程產生的碳排放。（4）充分挖掘機組供熱供汽潛力隨著城鎮化和工業園區發展，山西省熱力、用汽需求將不斷增加，建議開展用熱、用汽需求調研，統籌協調熱源、汽源和需求端，確保以最小裝機容量滿足供熱、供汽需求，避免純熱電機組建

55、設。對現役具備供熱改造潛力的中小型煤電機組實施改造，提升供熱能力；對大型超臨界、超超臨界機組熱電聯供，加快推廣高背壓供熱、切缸供熱、乏汽供熱、熱泵供熱等多種方式，合理發展大溫差吸收式熱泵、長距離、高落差供熱。28碳達峰碳中和背景下山西煤電行業轉型發展研究3.3 逐步提高煤電適應能力（1）提升在建和擬建煤電靈活性能力煤電機組作為調節型電源，在中低負荷下運行將成為常態。新建機組需吸收現役機組深度調峰改造的經驗，采用創新技術，確保設計的深度調峰目標達到具備 20% 負荷的調峰能力及熱電解耦的適應性能力，并在 20% 負荷時實現超低排放。（2）加快推進存量機組靈活性改造山西省煤電機組集中分布在 600

56、MW 等級及以下，其中小機組主要承擔供熱的作用，可不考慮靈活性改造，重點推進 300MW-600MW 煤電機組的靈活性改造。改造路徑為：提升燃料靈活性水平：推廣應用燃煤耦合生物質發電，即用固體生物質燃料部分或全部代替煤炭，主要包括直接混燃耦合、分燒耦合及生物質氣化與煤混燃耦合等發電技術12。針對山西亞臨界機組，建議進行生物質氣化混燃“更多的蒸汽耦合系統”的改造。提高低負荷運行穩定性：針對純凝機組，改造路線主要從燃料供應和鍋爐側入手，重點推進爐膛溫度場監測、富氧燃燒和等離子燃燒等技術。同時為保證低負荷運行時脫硫脫硝、除塵系統的正常投運，煤粉鍋爐重點推進省煤器分級布置、煙氣旁路、水旁路改造等技術；

57、循環流化床 (Circulating Fluidized Bed,CFB) 鍋爐重點推進分離器提效、煙氣再循環、二次風深度分級燃燒改造、布風板結構改造等技術。提高熱電解耦能力：供熱機組調峰能力主要與熱電解耦能力有關，建議從電廠汽輪機系統，蒸汽、水循環及儲熱系統入手。重點推進的改造技術包括兩類：一類是汽輪機本體改造，包括汽輪機旁路供熱、切除低壓缸供熱；另一類是增加電鍋爐、儲熱罐等熱電解耦設備。4山西煤電行業低碳轉型政策建議30碳達峰碳中和背景下山西煤電行業轉型發展研究4.1 嚴控煤電產能，制定煤電有序退出路線圖有序推動在建煤電產能投產，爭取 2030 年前煤電裝機總量控制在 8300 萬千萬以內

58、。2030 年后不再新增煤電產能，確有必要建設的煤電項目實施減量或等量產能替代?？茖W評估在役機組情況，合理確定煤電機組退出時間、退出路線及退出要求，制定相關配套政策。4.2 推進綜合能源供應試點，探索高質量發展路徑鼓勵電廠開展煤電機組綜合能源服務試點，推動煤電企業由主業“發電”向“供熱、供冷、供汽、發電、調峰、調頻”等綜合能源供應轉變，強化企業的能源梯級利用；推動煤電企業利用現有資源建設光伏等清潔能源發電項目，探索利用退役火電機組既有廠址和輸變電設施建設儲能或風光儲設施，促進煤電與可再生能源融合發展。4.3 制定相關標準規范，科學指導靈活性和延壽改造建議由相關政府部門依據現役機組深度調峰改造的

59、經驗，牽頭制定標準與規范，確保企業結合設備基礎、燃料狀況和資金等條件，選擇適合的技術路線和工作方式。結合山西現役機組情況，研究制定延壽機組評價辦法，配套延壽運行的改造、評估、監管等技術規范及標準體系。煤控研究項目314.4 完善電力市場頂層設計，縱深推進電力市場化改革推進中長期市場與現貨市場相結合，深化調峰、調頻、備用等輔助服務市場建設，加快容量市場、合約市場等配套市場建設；完善儲能設施成本疏導機制，理順儲能設施運行管理體制和電價形成機制。健全適應新型電力系統構建的市場體系標準規范和政策機制。加快形成并完善電力現貨市場運營體制機制，推動電力市場的不斷完善。4.5 設立行業轉型基金，加大企業轉型

60、幫扶力度重點支持煤電行業低碳、零碳和負碳技術的研發、示范及推廣應用；推進燃煤機組節能降碳減污綜合改造，為提前退役的燃煤機組提供合理關停補償；引導并協助企業提升全過程碳排放管理能力，做好下崗職工的再培訓再就業，確保平穩過渡。32碳達峰碳中和背景下山西煤電行業轉型發展研究結語為客觀認識山西省煤電行業發展現狀，識別行業實現“3060”目標面臨的問題及瓶頸，探討行業高質量達峰、平穩轉型的實現路徑和政策建議，課題組深入實施調研、開展專家咨詢，完成本課題研究。在此特別感謝山西省電力行業協會等專家對本課題的重要支撐與指導。研究過程力求客觀公正，但難免有疏漏之處，敬請批評指正。報告內容為課題組獨立觀點，僅供參

61、考，不代表其他方的任何觀點或立場。期待本課題研究成果能夠為政府、企業和研究機構提供參考，也希望未來我們能夠匯聚更多專業的力量，開展持續性、基礎性的研究工作，為山西省全方位推動高質量發展，有序推動碳達峰碳中和工作提供更多研究成果。煤控研究項目33參考文獻1 山西省統計局.2020年全省全社會用電量增長3.5%EB/OL.2021,1,29.2 山西省人民政府.山西省發電裝機容量突破1億千瓦EB/OL.新華網.2021,1,15.3 中華人民共和國住房和城鄉建設部.2019年城市建設統計年鑒M.2020,12,31.4 搜狐網.山西首臺！ 21000MW1號機組首次并網一次成功EB/OL.2020

62、.12.235 中國電力企業聯合會.https:/ 國家發展改革委、 國家能源局.全面梳理煤電機組供電煤耗水平,促進清潔能源消納EB/OL.2021.11.4.7 全國能源信息平臺.中央生態環保督察:山西省30萬千瓦以下火電機組中有60%能耗不達標EB/OL.2021.7.21.8 項目綜合報告編寫組,何建坤,解振華,等. 中國長期低碳發展戰略與轉型路徑研究綜合報告J.2021:1-25.9 中國石油經濟技術研究院.2050年世界與中國能源展望 （ 2020版 ） R.2020,12,17.10 國網能源研究院.中國能源電力發展展望2020R.2020,11,28.11 生態環境部環境規劃院碳

63、達峰碳中和研究中心.中國二氧化碳捕集利用與封存（ CCUS ） 年度報告R.2021,7,23.12 高金鍇,佟瑤,王樹才,等.生物質燃煤耦合發電技術應用現狀及未來趨勢J.可再生能源,2019,37(04):31-36.34碳達峰碳中和背景下山西煤電行業轉型發展研究附錄附表 1 煤電行業典型企業調研案例分析電廠類型基本情況十三五已采取的節能降碳措施面臨問題雙碳應對建議低熱值煤電廠A2臺350MW機組，機組類型為超臨界、熱電聯產機組，分別于2017年、2018年投產運行；主體燃料為煤矸石，直接空冷，已完成靈活性改造，調峰能力為30%。1.高背壓改造。對1號機組進行高背壓改造，以汽輪機乏汽供熱替代

64、部分抽汽供熱，2019年供熱季高背壓供熱量76.5萬吉焦，節約標煤6390噸，發電煤耗降低3.9克標準煤/千瓦時。2.輸煤、給煤系統改造。更換輸煤系統二級篩篩板、細碎機錘頭、破碎板，安裝疏通犁煤器、加裝振動給料機。3.更換高耗能電機。對50臺入國家淘汰目錄的高耗能電機進行更換。4.推進智慧化管理。 完善SIS（廠級監控信息系統） 系統，實現自動統計、比對、分析，指導生產節能降耗。5.加強碳排放管理能力建設。成立碳資產管理工作領導組，印發相關管理辦法等1.技術創新困難。煤耗水平與國家及省級的限定值還有一定差距，技術突破較難。2.能源梯級利用不充分。目前企業的鍋爐煙氣余熱回收、灰渣余熱回收等節能措

65、施還未完全實施3.面臨能耗、碳排放等多重壓力。隨著配額基準值越來越嚴格，企業排放配額盈余可能性逐漸減小，面臨能耗指標、碳排放指標的多重壓力。 4.碳排放管理機制體制有待加強?，F有數據未成體系，各級管理人員的節能意識、數據管理水平等還需進一步提升。1.開展多元化燃料替代；2.持續推動技術改造；3.積極探索余熱利用項目；4.推進智慧化電廠建設；5.加快碳排放管理體系建設常規燃煤電廠B2臺500MW機組，設計服務年限30年，2005年投入運行，亞臨界普通煤粉鍋爐，主體燃料為煙煤，同時摻燒3500千卡/千克的低熱值煤；濕冷；該機組為熱電聯產機組，已完成靈活性改造，調峰能力為50%。1.凝汽器改造。改造

66、后單臺機組年節約標煤約1.2萬噸，兩臺機組節約標煤2.4萬噸。2.汽輪機汽封改造。改造后熱耗降低約135.43千焦/千瓦時，降低煤耗約5.4克標準煤/千瓦時，全年節約標煤約1.28萬噸。3.水塔改造。 改造后單臺機組年節約標煤約1486.4噸。4.一次風機、送風機變頻器改造。單臺機組全年節約電能1473.35萬千瓦時，廠用電率降低0.47%。5.機組“等離子”改造。改造后，機組每次啟動可節約燃油25.6噸?？紤]機組在低負荷穩燃時也會節省燃油，預計年節省燃油約200噸。6.強化運行管理。 單臺機組年節約廠用電37.3萬千瓦時，折算年節約標煤約118噸，同時年節約水量約5.8萬噸。7.開展能力建設

67、。節能技術監督工作實行三級管理。1.機組先天性設計不足。一些機組設備硬件上存在先天不足難以克服。2.大規模技改投入面臨困難。企業資金緊張，設備更新和技術改造大規模投入面臨困境。3.2019-2020年度碳配額短缺。企業排放配額與排放量存在一定差距，增加企業碳排放履約壓力。1.繼續加強節能改造；2.實施EMC合同能源管理；3.加快企業轉型煤控研究項目35附表 2 燃煤耦合生物質發電技術路線對比技術名稱原理優點缺點直接混燃耦合生物質直接磨粉后送入鍋爐混燒生物質發電效率高生物質電量檢測和監管程度難，對燃煤機組影響大分燒耦合生物質直燃產生蒸汽送入汽輪機生物質電量檢測和監管程度簡單，對燃煤機組影響小單獨

68、增加生物質燃燒系統，系統改造復雜，投資高。生物質氣化與煤混燃耦合生物質氣化后送入鍋爐與煤混燃生物質發電效率高，生物質電量檢測和監管程度簡單，對燃煤機組影響小經濟成本較高數據來源：課題組根據調研整理附表3 純凝機組靈活性改造技術路線對比技術名稱原理優點缺點低負荷穩燃技術爐膛溫度場監測能夠檢測燃燒器著火溫度、著火強度和穩定性避免鍋爐滅火、保持燃燒穩定、指導運行人員配風調整投資大富氧燃燒以高于空氣氧氣含量（20.947%）的含氧氣體進行燃燒節能效果顯著，有效延長爐齡煙氣再循環量太大、功耗大、經濟性不好等離子燃燒采用直流空氣等離子體作為點火源，實現鍋爐的冷態啟動不用一滴油的無油點火經濟實用、適用廣泛、

69、結構緊湊、調節范圍大、安全環保對設備運行可靠性要求高36碳達峰碳中和背景下山西煤電行業轉型發展研究技術名稱原理優點缺點煤粉鍋爐脫硝技術省煤器煙氣旁路在省煤器入口前增加旁路煙道將高溫煙氣引出送至SCR入口煙道煙溫提升大于20所需場地大；擋板門容易卡澀；鍋爐效率降低0.1-0.3%省煤器水旁路省煤器給水入口處分為主流水量和旁路水量，通過調整旁路水量和主流水量的比例來調節SCR反應器人口煙溫煙溫提升不大于15；所需場地??；安全可靠性大鍋爐效率降低0.1-0.3%省煤器熱水再循環指汽包底部與省煤器進口管裝設再循環管可提高煙氣溫度060；所需場地??；安全可靠性大鍋爐效率降低0-0.65%增加零號高加增加

70、零號高加煙溫提升58；所需場地??；提高低負荷穩燃排煙溫度每提高10，降低0.5個鍋爐效率省煤器分級布置SCR與空預器之間布置一級省煤器可大幅度提升SCR入口煙溫；所需場地小加工復雜，造價高CFB鍋爐脫硝技術分離器提效對分離器本體進行改造提高循環灰量，減少溫度差工作不穩定煙氣再循環將氧氣從空氣中分離出來，分離出來的純氧與鍋爐燃燒的部分煙氣混合成新的混合氣進入爐膛容易分離收集CO2，減少NOX排放能量消耗大二次風深度分級燃燒改造在布風板以上幾米高的地方引入二次風安全可靠性大，減少NOX排放發生卡澀現象布風板結構改造縮小布風板有效截面積提高二次風率，減少NOX排放運行時不穩定數據來源：課題組根據調研

71、整理煤控研究項目37附表 4 供熱機組靈活性改造技術路線對比技術名稱原理優點缺點電鍋爐供熱在熱源側設置電熱鍋爐，利用電作為供熱熱源實現熱電解耦對原系統改造??；熱電解耦能力強投資高；供熱經濟性差儲熱供熱在熱網側設置儲罐系統，削弱熱-電負荷的時間耦合程度對原系統改造??；供熱經濟性較好投資高；占地面積大；對電網長期低負荷調峰的適應性較差汽輪機旁路供熱利用汽輪機旁路將高參數蒸汽減溫減壓后對外供熱投資??；熱電解耦能力強經濟性較差；對設備運行可靠性要求高切除低壓缸供熱切除低壓缸進汽用于供熱，實現低壓缸零出力供熱投資??；供熱經濟性好；運行方式靈活需要對末兩級葉片動強度進行校核，無長時間運行經驗數據來源：課題組根據調研整理