“双碳”背景下煤电企业建设区域综合能源中心的实践和探索——对煤电企业生存与发展的思考

“双碳”背景下煤电企业建设区域综合能源中心的实践和探索 ——对煤电企业生存与发展的思考

刘晓东

韶关市坪石发电厂有限公司（ B厂） 广东 韶关 512229

摘 要

习总书记作出的“30·60”双碳目标的重大战略决策，是新发展阶段能源行业必须准确把握的总遵循。当前，能源行业正处于向新能源为主的新型电力系统革命性转折的关键时期，煤电企业作为碳减排关注的焦点，应充分发掘自身区位禀赋，探索向以煤电为基础，以风、光、生物质等多能利用，电、热、冷、调等综合服务为特征的区域综合能源中心转型，为新型电力系统建设承担更大的历史使命，这也正是煤电企业生存和转型发展的重要出路。围绕此主题，本课题通过研究国内行业政策方向，分析国内外行业发展趋势，以建设区域综合能源中心为切入点，开辟煤电企业生存发展新路径，进行了初步思考及探索，并对研究所得进行总结，以期在“双碳”背景下为煤电企业生存发展探索可行之道。

正 文

习近平总书记代表中国向全世界做出的“30·60”双碳目标承诺，为我们能源行业在新发展阶段的改革发展指明了方向，“推进能源革命，建设清洁低碳、安全高效的能源体系，提高能源供给保障能力”，是我们推进能源革命的战略目标和根本遵循。能源行业准确把握好新发展阶段，坚决贯彻好习近平总书记提出的“四个革命、一个合作”能源安全新战略，加快构建以新能源为主体的新型电力系统，构建能源行业发展的新格局，是我们能源行业必须担负好的历史使命。

我国燃煤发电起步较早，为国家经济和民生事业发展发挥了巨大的基础保障作用。由于受到环保政策、新能源发展以及电力市场化改革等因素影响，近年来火力发电量市场占比呈逐年下降态势。特别是在减碳战略目标的大背景下，遵循于构建以新能源为主体的新型电力系统的行业格局，煤电行业受到自身碳排放量巨大、CCUS技术经济瓶颈的制约，其电力市场占比必将进一步萎缩。煤电机组均面临着巨大的生存压力，部分煤电机组服役即将到期、能耗潜力挖掘殆尽、环保及碳减排改造无望，则必将退出历史舞台，但其中部分煤电机组则有望于发挥好自身区位禀赋，并通过能耗挖潜和环保深度改造，降低碳排放单位强度，服务于电力系统调峰、调频等的安全需要，服务于用户热、冷、水、气等的综合需求，打造“多能联供、多服同供”的区域综合能源中心，既能够为构建以新能源为主体的新型电力系统提供转型的时间和助力，又能够为自身生存和最大化地发挥自身价值找到新的路径。

一、能源行业发展的时代背景和政策方向

（一）世界能源行业发展现状及趋势

1.能源需求增速放缓

在经历新冠疫情带来的冲击之后，全球能源需求虽然有望在2022年内反弹至2019年的水平，但长期来看能源强度在持续下降。《2050年世界与中国能源展望》预测，未来30年，一次能源增速远低于同期经济增速，全球将以36%的能源消费支撑170%的经济增长。经济增速与能源需求增长脱钩，能效提高、能源强度下降是其主要原因，世界一次能源消费结构趋向清洁、低碳和多元化，并且转型速度要快于之前的预期。

2.能源结构多元化发展加快

根据IEA研究,全球一次能源结构正加速向多元化、清洁化、低碳化迈进，煤炭需求将持续下降。预计2020-2030年可再生能源电力将贡献全球电力需求增量的80%，光伏发电逐渐成为电力供应的重要方式，未来20年全球电厂建设将逐步摆脱对煤炭的依赖，煤炭在全球发电结构中的比重将从2019年的37%下降至2030年的15%，2040年的5%。

3.可再生能源制约瓶颈正逐一突破

2018年《世界能源统计年鉴》显示，作为储能技术的关键材料，自2010年以来钴产量年均增速为0.9%、锂产量年均增长 6.8%，而且均出现量价齐增的局面，体现出储能电池在成本上越来越有竞争力，廉价电池储能的到来意味着越来越有可能从风能和太阳能中获得电力供应，制约可再生能源的瓶颈正在逐一打破。国际可再生能源署（IRENA）数据显示，2021年前后，包括生物质能、水力等在内的可再生能源发电成本将会与化石燃料发电成本几近持平，这也正是世界能源发展进入新时代的重要信号。

（二）新发展格局下我国电力行业态势及发展趋势

1.国内电力行业发展态势

从装机容量上看，近十年来我国发电装机持续保持了增长趋势。从装机增速上来看，2015年以后，我国装机增速呈现下降的趋势。截止2020年底，风、光、核电等非化石能源占比的进一步增加，占比接近41%。从十年历史数据上来看，非化石能源装机比重明显上升。作为能源消费大国，我国能源需求虽然仍保持增长，但是未来30年增速不断放缓，能源强度随着产业转型不断下降。

2020年随着我国疫情得以有效控制，用电量、发电量持续回升，叠加前三季度煤价整体偏弱运行，国内主要电力集团业绩总体向好。但在上网电价总体下行、设备利用小时数不断下降的大环境下，煤电电企业仍然整体承压，尤其是自去年四季度以来至今，燃料价格的新一轮疯狂涨价，远远超出了2020年国家发改委《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》规定的绿色区间，导致煤电企业利润大幅下滑，煤电板块整体出现大面积亏损，煤电产业面临的系统性风险不断加大。

2. “清洁低碳、安全高效”是能源体系构建新发展格局的内在要求

国家发展改革委《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》中，明确将“源网荷储一体化和多能互补”作为电力工业高质量发展的重要举措，积极构建清洁低碳、安全高效的新型电力系统，促进能源行业转型升级。未来的新型电力系统需要同时满足安全、经济、低碳三大目标，这同时也是碳达峰、碳中和愿景所要达到的目标。

当前，我国经济正处于新旧动能转换的关键时期，能源发展正从数量问题转化为质量问题，能源行业的主要矛盾已不再是单纯的用电需求与电力供应之间的矛盾，而是价格、环保、安全、智慧等多目标之间不协调、不平衡的矛盾。应对主要矛盾，按照“双碳”战略目标的要求，到2030年，非化石能源占一次能源的消费比重将达到25%左右。社会对能源需求的升级，电力用户的需求多样性已被激发，现货市场的全面放开，将进一步推动发电企业为用户提供综合能源服务。电力体制改革已经成为综合能源服务的最大驱动力，同时，信息化技术革命促进了综合能源服务实施、分布式能源的发展，促进了综合能源服务的率先发展。

3.“以新能源为主体的新型电力系统”是能源行业构建新发展格局的战略方向

能够支撑大规模新能源并网的电力系统才能称为新型电力系统。以风电、光伏为主的新能源随机波动性强，想要让整个电力系统保持安全稳定且经济运行，必须以储能系统作为支撑。基于储能存在不同的空间和技术，新型电力系统必须做好源网荷储协调，同时做好风电、光伏、煤电、核电、水电等多种能源的互补。

（1）高比例新能源广泛接入：新型电力系统核心特征即是以新能源为主体，成为主要能源形式。随着我国“双碳”战略目标的确定，新能源在一次能源消费中的比重不断增加，加速替代化石能源。未来我国电源装机规模将保持平稳较快增长，呈现出“风光领跑、多源协调”的态势和“智能灵活、友好并网、高效环保”的特征。

（2）高度电气化的终端负荷多元互动：未来终端用能结构中，电气化水平持续提升，电能逐步成为最主要的能源消费品种。围绕着满足人民对美好生活的向往，电能替代、电动汽车、清洁供暖、屋顶光伏、家用储能设备及智能家居的广泛应用使用电负荷朝着多元化方向发展。

（3）基础设施多网融合数字赋能：能源互联网是推动能源革命的技术路径。生产侧，多品种能源需要结合各自特点，发挥所长，进行互联互通，优势互补；传输侧，智能电网与热力管网、天然气管网、交通网络进行互联互通，协同调度；消费侧，电冷热气水进行综合能源供应。

二、建设区域综合能源中心对煤电企业生存发展的重要意义

（一）煤电企业当前面临的主要矛盾

煤电企业由于其自身燃料属性，受制于当前碳捕捉、碳封存（CCUS）技术商业化可行性的制约，与国家“双碳”战略目标存在结构性矛盾。煤电企业服务于在国家“双碳”战略，需要准确把握新的历史阶段，其定位应当是积极实施减煤化发展，实现从电量供应主体向电力供应主体的功能性转变，尽快由提供基础负荷向提供调峰、调频服务的角色转变，发挥自身兜底保供和应急备用、调频调峰作用，不断增强调节能力。

在生产经营方面，当前及今后一段时期，甚至是在疫情复产后电量创造阶段性高峰的情况下，煤电企业仍受制于煤价高位波动的制约，加上大宗物资价格上涨明显，将承受成本高企压力，电力市场化向用户让利电价下调盈利变差的压力，传统气、水、固废污染物超净控制叠加碳减排环保政策的压力，行业前景黯淡导致人才流失压力等，均构成了燃煤火电企业生产经营的重大考验。煤电企业在重压之下惟有积极探索行业的“微光”，在“双碳”战略背景下，蹚出一条能够生存和发展新的道路。

（二）建设区域综合能源中心是煤电转型发展的必由之路

1.综合能源服务的核心要义

一是从能源供应角度考虑，打破不同能源品种供应系统之间相对独立的壁垒，把多种能源产品统筹考虑，实现冷、热、电等协同供应，有利于能源的梯级利用，提升能源综合利用效率；

二是鼓励能源企业以能源供应为基础，向终端用户用能节能、智慧用能等服务需求延伸，加强供需互动，实现能源生产输配，消费一体化的服务。

2.煤电企业建设区域综合能源中心的重点要素

一是注重于能源的多能互补综合利用：充分地研究分析煤电企业自身所在区位自然禀赋和优势特点，努力在当前以新能源为主体的电力系统中有所作为，充分利用作为地方经济骨干企业多年来所培育的政府资源，以及对当地各方面资源条件的掌握，积极开拓新能源项目，包括集中式、分布式的风电、光伏、地热、生物质、抽水蓄能资源等，均应作为能的综合利用板块，简单概括为“风、光、水、火、储多能互补”。

二是注重于能源的综合供应和增值服务：以客户需求为导向，以满足政府需求为目标，打造以电为主体的能源供应服务板块，如供冷、供热、供气、供水，调频调峰、数据中心、新能源汽车充换电、能源交易及综合能效服务等，简单的概括为“电、热、冷、调综合服务”。

三是注重科技创新及综合平台管控：运用好“云大物移智链”等现代信息技术，利用好集团现有的信息化平台，打通各业务的数据通道，按照“互联网+”的思维和场景模块化设计理念，实现多能互补与综合服务平台的集约化管控，如风电、光伏项目的无人化或少人化值守、无人机自动巡检预警、自动维护等领域的研究应用。

3.煤电企业建设区域综合能源中心的要求

一是创新管理体制，努力实现多种能源子系统的统筹管理和协调规划，打破体制壁垒。

二是创新技术研发，通过研究研发异质能源物理特性，明晰各种能源之间的互补性以及可替代性，开发转换和存储新技术，提高能源开发和利用效率，打破技术壁垒。

三是创新市场模式，建立统一的市场价值衡量标准，以及价值的转换媒介，使得能源的转换和互补能够体现出经济和社会价值，不断挖掘新的潜在市场。

三、华电集团开展区域能源能源服务的初步探索

1.华电集团建成运行的重点试点项目

2.华电集团开展综合能源服务平台建设

综合能源控制平台：实现综合能源项目集成“源、网、荷”等数据信息，实现多能源子系统的协调规划、运行优化、管理协同、交互响应和互补互济，满足多样化用能需求，有效提升能源系统效率。

综合能源服务平台：为客户提供智能调控、需求响应、价格预测、能源数据挖掘等多种形态的平台服务，促进能源领域跨行业的信息共享与业务交融。

3.华电科工开展“三新”业务建设

将氢能开发、生物燃气开发、综合能源业务、固废业务、储能业务、智慧供热业务等纳入“三新业务”内容。

4.区域综合能源服务的试点业态

1. 氢能开发

生产制造：依托生产基地，进行核心材料、关键部件以及整机的生产；

项目及新技术开发：可再生能源、火电、工业副产品尾气制氢项目开发；制、储、用氢新技术新产品研究开发；

系统设计：电解水制氢、PSA提氢，CO2催化电解以及氢燃料电池的应用系统开发；

检测检验：氢燃料电池材料及整机性能测试平台，安全性检验平台等。

2. 生
   物质开发

干湿耦合厌氧发酵技术。河北华电丰宁生物质沼气综合利用项目：推进气、热、冷、电集成化一体化经营，打造华电综合能源服务示范项目，实现车库式干湿耦合零排放厌氧发酵技术首次工程化应用。

华电襄阳生物质气化耦合发电项目：国内首台适应多种类混合生物质的大型生物质循环流化床气化装置，实现了稻壳、秸秆压块、木质碎料等多种原料高效混合气化应用。

3. 储能开发

华电科工承担了内蒙古自治区科技重大专项“梯次利用动力电池规模化工程应用关键技术”。

新风光储能项目建设规模：高压级联装配式储能应用项目2MW/4MWh和 “光储充” 综合能源项目630KW/1.26MWh，光伏230kW，充电桩5台。

4. 固废利用

采用机械生物处理+燃煤锅炉掺烧RDF技术，福建永安发电有限公司2×300MW循环流化床掺烧固废项目，国内唯一一个循环流化床机组掺烧工业垃圾、生活垃圾项目。

四、煤电企业建设区域综合能源中心的思考及探索

煤电企业由于各自所处区域，地方政府的能源政策、环保政策、支持力度等均存在差异，周边用户用能结构、燃料来源、电力市场特点以及自身机组的参数性能等均有所不同，因此，具体的煤电企业均应综合分析研判自身的禀赋特点，研究制定战略明确、科学合理、经济可行的区域综合能源中心实施方案，并坚定不移地推进执行。

（一）因地制宜多能互补，推动构建区域综合能源供应中心

1.深度挖潜改造提效，降低碳排放单位强度

能效是第一能源，也是最清洁的能源。燃煤发电机组在发电过程中任何一个生产环节中均存在能源损耗的问题，煤电企业对机组现有设备设施以及配套的辅助性生产设施，包括对调节系统、数据采集系统、燃烧管理等控制系统进行升级改造，通过有效的技术手段，使各环节中的能源消耗水平、污染源排放水平得到合理控制，以提高其安全性、可靠性、经济性、可调性，满足环保要求，并努力减少生产过程中的能源浪费，降低运营成本，最终带来经济和环保收益。

华电集团长期以来进行统筹规划，科学合理安排技术改造项目，将资金重点向安全、节能、环保、供热等领域进行投放。经过持续的努力，各项生产指标得到了明显的好转，供电煤耗由316.81g/(kW·h)下降到了298.34g/(kW·h)，下降了18.47g/(kW·h)；共219台计8562万千瓦燃煤火电机组实施了超低排放改造，实现了59座煤场封闭，对废水的综合利用和治理项目也正在积极推进。

2.立足自身优势打造多能综合供应中心，实现综合减碳效果

煤电机组应进一步强化热电联产优势，争取本区域经济可靠热、冷、气能源供给的不可替代性。热电冷联产是一种建立在能量梯级利用基础上，将供热（包括采暖和供应热水）、供冷及发电过程一体化的总能系统，其最大的特点就是对不同品质的能量进行梯级利用，温度比较高、能量品级较高的热能用来发电，而温度比较低的低品位热能则被用来供热或是制冷，从而实现了能源的高效利用，缓解了能源与环境问题的矛盾。

在当前能源低碳发展的新阶段，火电企业应充分挖掘自身优势，进一步加大热电联产冷端余热余压回收利用，并拓展热泵技术、循环水供暖、烟气深度余热利用、新型凝抽背供热、余热余压发电、调峰蓄热等采暖供热技术运用，加大工业抽汽供热集成优化、经济运行等研究，建立涵盖采暖、工业供热和集中供冷的全方位技术研究体系，实现机组冷端零能耗余热回收利用，从而提高机组能源综合利用效率。煤电企业应将热力、冷能综合供应提高到与发电板块同等甚至更高的战略高度，占有市场份额，提升供应质量和服务满意度，打造自身的核心竞争力。

3.挖掘煤电机组经济环保潜力，合理延寿以发挥其保障综合效益

在能源转型的背景下，煤电行业去产能的力度一直很大，2020年甚至出现了多台30万千瓦以上的煤电机组被关停，多个省市的关停机组规模都超过了能源局2020年7月下达的煤电行业淘汰落后产能目标任务。然而，在大批煤电机组关停的同时，也有不少机组获得延寿。

我国现有煤电机组大多数经过增容、供热，以及脱硫、脱硝等环保超净排放改造，机组的性能得到了大幅提升，环保和安全方面也都有了可靠的保障。但受到燃料成本高、利用小时数地等多种因素影响，煤电行业利润早已大不如前，再加之关停政策，火电企业大量升级改造资金投入都打了水漂。随着煤电建设运行周期的推移，“十四五”时期，我国还会有一大批煤电机组需要面临着退役。而在严控煤电的背景下，在确保环保性、经济性的前提下，优化存量的煤电机组，对煤电机组实现合理延寿不失为一个好的措施。

除了实现存量资产利用效率最大化，煤电机组还可扮演“战略备用”的角色。未来，煤电将由电量型电源转向电力型电源，完全可以通过少新建、多延寿的方式，协助解决电力安全、系统灵活问题，避免加重投资负担。

4.依托现有煤电企业，全力拓展风电、光伏等新能源项目

风电项目：2020年国内实现新增风电并网装机7167万kw，创下历史新高。从度电成本角度看，风电已经成为全社会可负担的能源。国家已明确风电等新能源项目实行平价上网，通过电量交易、绿证等政策，促进风电市场持续发展。随着“双碳”战略的推进，包括国土空间规划在内相关政策的进一步调整，估计“十四五”期间年均风电装机将超过7000万千瓦。煤电企业应牢牢抓住结构转型机遇，积极争取风电项目开发最大资源。

光伏项目：国家发改委能源研究所预计未来五年光伏年新增装机达70吉瓦。而随着制造成本的下降，按照平价上网政策，光伏项目盈利空间仍然满足收益率要求。

1. 强化与政府的战略合作：以机组服役期满关停、为当地腾出减排指标为条件，争取相应或更大规模的光伏项目开发资源；

2. 努力做到与当地优势产业互补，如合作开展蕈光互补、蔬菜光伏、中药材光伏、兰花花卉光伏等农光、渔光互补等“光伏+”产业；

3. 服务于政府构建产业链设想，在光伏产业制造上争取有所作为；

4. 服务于生态治理需求，积极开展光伏治沙、光伏+石漠化治理等项目的联合开发。利用光伏板对雨水冲刷的阻滞作用，减少对表层土壤的侵蚀；利用光伏板对雨水做集中收集，汇集到专门的水池；利用光伏所发电能和收集的雨水，采用滴灌技术逐步恢复土壤植被。雨水收集效率高，解决了沙化、石漠化地区偏远、无法架设线路，无法实现人为浇灌的问题；

5. 顺应电网调峰需求导向，推进耦合光伏+储能、光伏+绿氢技术多能开发；

6. 积极开展分散式光伏项目的研究及服务。应瞄准相对集中的产业园区、工业厂房等，以合同能源管理的模式开展合作与综合能源服务。

风光一体项目：对已建成或规划中的陆上（尤其是山地）风电项目，研究利用机位平台以及长距离道路两侧空间开展风光一体化建设的可行性。光伏集电线路可以就近接入风电集电线路，并网至风电的升压站。如此可真正实现风光互补，既大幅度节约投资，降低单位功率造价，又能显著提高风电场发电利用时间，提升项目的综合效益。

5.以生物质掺烧方式探索煤电减碳的新途径

采用煤电与生物质燃料耦合混烧发电，已经在发达国家尤其是欧盟国家实行并积累了20多年的成功经验。在我国当前能源结构当中，煤电是能源碳排放最大来源，而生物质的碳排放强度只有18克CO2/千瓦时，是燃煤碳排放强度的1.8%，因此，通过生物质与煤耦合混烧，并不断增加生物质混烧比，可以大幅度降低煤电的碳排放，应该将其作为煤电低碳发展的重要举措。

生物质是可再生能源，每年产生的农林固体剩余物资源量比较稳定，可以运输储存便于常年均衡使用。生物质混烧发电是高效率低排放并具有灵活性的火力发电，对于电网安全和可靠的电力供应，支持和消纳风光电力起着调节和保障作用。另一方面可为采用CCUS技术最终实现煤电的碳零排放创造时间窗口，而且也会对推动城乡生物质资源高效能源化利用，推进新农村建设、减少农林废弃物堆积、减轻森林火灾风险均具有重要意义。

（二）积极下沉服务，以综合服务导向推进综合能源中心建设

突出综合服务的核心定位，以客户服务带动业务发展。针对特定的客户群体，要以提高综合能效、降低能耗和用能成本为目标开展业务规划设计，建立以客户为中心的协同管理运营机制和盈利模式，满足向用户提供个性化定制服务的要求。

1.深入推进煤电机组灵活性改造，发挥对其电力系统安全基础性保障作用

我国多年来以火电为主体的电力建设，在电力系统安全运行方面充分暴露出了电量平衡有余而电力平衡困难的显著矛盾。国内“新冠”疫情得到有效控制的背景下，自去年四季度以来，部分省份电力负荷增长迅猛，部分区域已经出现限电、错避峰等情况。而当新能源在电网中的比例逐渐扩大时，对调峰电源的需求也逐渐升高。与新能源等电源相比，煤电具有较好的调峰性能。

深度调峰是受电网负荷峰谷差较大影响而导致各发电厂降出力、发电机组超过基本调峰范围进行调峰的运行方式，深度调峰的负荷范围超过该电厂锅炉最低稳燃负荷。

（1）常规煤粉锅炉机组深度调峰的关键技术及措施

首要问题是锅炉稳燃问题。当锅炉燃烧工况远低于设计的最低稳定负荷时，炉膛温度会急剧下降，导致煤粉快速着火出现困难，进而引发火焰稳定性差，发生熄火、灭火、放炮等重大安全隐患。锅炉出厂给定的最低稳燃负荷均是在燃用设计煤种条件所决定的，而实际情况锅炉最低稳燃负荷又受煤种变动等多种因素制约，所以煤种适烧性是影响锅炉稳燃的首要因素。应加强低负荷下配煤技术的研究，建立掺配模型进行燃料灵活性研究。燃烧器类型也是制约锅炉稳燃的关键因素，选用有助于稳定燃烧的新型煤粉燃烧器，是深度调峰改造必须充分调研的关键技术问题。

深度调峰还需通过技术改造解决机组供电、供热的矛盾。由于热电联产机组发电的同时，承担着民生采暖或工业供热的任务，调峰能力受到热负荷的制约，对此需要进行热电解耦改造。汽轮机、辅机设备、控制策略等均需对应于深度调峰开展技术改造以及管理方式上的优化调整。

2. 循环流化床机组在深度调峰方面具有独特优势

循环流化床锅炉由于其独特的流化燃烧方式，以及结构上存有大量保温材料，在低负荷稳燃以及深度调峰方面具特殊优势。典型亚临界300MW级循环流化床机组在无油助燃条件下，最大调峰能力可达到19.69%～100%，通过焖炉压火不解网可运行２ｈ～３ｈ。而需要解列时，从解列到压火启动再次并网的时间间隔通常为 3～7 h，且在恢复过程中不需要投油助燃，在降低启停成本的同时，可以有效地延长锅炉和汽轮机的使用寿命，机组灵活性大大提高。因此，通过焖炉压火实现深度调峰，晚探深谷、深夜压火、凌晨启动、高峰顶峰，从而获取电网较高的调峰补贴，提高电厂收益。

2.挖掘自身机组潜力，争做区域电网“黑启动”服务提供者

电力系统黑启动指整个系统因故障停运后，不依赖别的网络的帮助，通过系统中具有自启动能力的机组的启动，带动无自启动能力的机组，逐步扩大电力系统的恢复范围，最终实现整个电力系统的恢复。随着电网建设的发展，其结构日趋合理且日益强大，但是一旦发生大面积停电，因电网的复杂性和庞大性，也使得电网的恢复过程变得空前的复杂。

对于300MW以上的煤电机组，由于厂用电较大，对小系统的冲击较大，一般情况下也不予考虑，所以通常选择300MW的机组作为黑启动机组。目前电网公司对提供“黑启动”服务的机组，除了按照容量给予启动服务的回报外，日常处于“黑启动”备用状态的机组也有相对丰厚的经济补贴，而且在运行过程中的电量倾斜也是“黑启动”机组的明显收益。

针对“黑启动”机组建设，煤电企业应根据自身机组在电网网络结构中的位置和作用，合理评估自身能力，针对性地对包括柴油发电机配置在内的辅机设备进行升级改造，以及对机组紧急启动时的运行方式，均要进行全面的论证和完善。

3.依托火电机组配置化学储能设施服务电网调频需求

在以新能源为主体的新型电力系统中，电量平衡有余而电力平衡困难的问题会进一步凸显。“多能互补”和“源网荷储”的关键交汇点在于“储”，本质在于“调”。国家发改委今年首次提出了到2025年新型储能装机规模达3000万千瓦以上的发展目标，通过完善政策机制和市场价格机制，鼓励源网荷侧储能多元发展。截止2020年底，我国储能项目装机共计3480千瓦，2016~2019年，新开工抽蓄电站装机容量为3183万千瓦，仅为“十三五”规划目标的53.1%。因应于“双碳”战略目标需要，“十四五”期间电力系统对灵活调节资源的需求越发紧迫。

当前应重点关注高安全、长寿命、低成本的化学储能以及氢能技术的攻关和创新，及时研判经济技术成熟程度来决定参与的节奏。另一方面，煤电企业应根据自身所在区域的自然条件、电网需求、新能源建设发展的趋势，抓住国家政策调整的有利时机，超前开展抽水蓄能项目的可行性研究及布局，努力在“煤电+储能”上有所作为。

现实状态下，为满足于电网调频辅助服务的需求，煤电企业通过自主或合同能源模式建设适当规模的化学储能设施也是业内趋势。储能调频系统实时接收电网的 AGC 调度指令，根据调频指令和火电机组运行情况，制定储能充放电实时运行策略，实施充放电功率控制和储能控制策略管理，并通过调频功能实现对火电厂出力大小的控制以及储能系统的充放电控制，实现对调频指令的快速跟踪响应，提升机组调节性能，最终满足电网 AGC 调频辅助服务需求，从而获得较好的收益。

4.以煤电企业冗余土地和厂房为依托推进区域数据中心建设

当前，随着云计算、人工智能、大数据、物联网和移动互联网的深入发展，数据中心已成为信息社会重要的基础设施。作为朝阳产业，数据中心如何利用清洁能源，大幅降低能耗水平，建设绿色数据中心成为行业亟待解决问题。

强大的能源供给优势：数据中心属于高耗能项目，对电、热、冷有着巨大需求，发电企业的能源输出优势与数据中心产业的高耗能特点恰好吻合。利用闲置土地厂房建设数据中心，由电厂提供工业蒸汽、冷冻水、工业水等多种能源，并基于已有的运维力量，为数据中心做好用能等综合服务，有利于提升电厂综合能源转化利用效率，推动向综合能源供应商转型发展。同时，与其它企业相比，火电企业具有用能成本更低的显著优势，能够有效规避同质化竞争，获取更好经济收益。

显著的土地成本优势：受市场需求驱动，数据中心需求旺盛，但土地资源稀缺，利用闲置土地和旧厂房改造成为数据中心建设新模式。随着“上大压小”高耗能机组的逐步淘汰，煤电企业已经形成相当体量的冗余土地和厂房，土地成本成为煤电企业介入数据中心建设的重要竞争力。

可预期的经济收益。由于数据中心对电力和冷量需求巨大且稳定可靠，利用煤电企业建设数据中心，不仅能够增加能源（电力、热能）销售收入，还可通过出租机柜、带宽和提供增值服务，获取可预期的经济收益，有利于打造新的效益增长点。

5.积极探索“新能源+新能源汽车”两大战略行业的配套服务业态

新能源汽车融合了能源消费、供给、技术、体制等四个关键性因素而成为国家战略性新兴产业，是国家新型工业化布局的重要战略方向。专家判定“十四五”时期，将是我国新能源与新能源汽车两大战略性新兴产业之间相互融合、相互促进发展的重大窗口期。电动汽车作为新能源汽车中的重要一类，能源供给主要分为插充和换电两种模式，其中插充模式在当前市场占主导地位，而换电模式的应用才刚刚起步。当前，我国充电设施覆盖率大幅提升，但换电站数量明显不足。随着新能源汽车产销量的增加和换电模式的加速应用，充换电站等基础设施的需求将会更加紧张。换电站电池“可存储、集成式、模块化”的特点，以及市场的旺盛需求为换电模式的健康持续发展提供了广阔前景。

换电站可以充分利用好峰谷电价差，从而有效增加换电站的运营效益；另一方面，换电站的备用电池本身即是储能设备，理论上一定规模的电池数量，既可作为新能源汽车换电所用的动力源，又可以通过集成管理，作为储能设施服务于电网调峰、尤其是调频所用。

对于煤电企业而言，选择成长性良好、市场前景广阔的新能源汽车公司，进行长期的战略合作，可以发挥好自身优势，以能源禀赋创造性地开辟介入新能源汽车发展的新模式。通过挖掘自身例如毗邻交通要道、处于城市交通枢纽等区位特点，利用好自身电力供应稳定可靠、参与电网调峰、调频服务等优势，开展换电站的合作及上下游业态服务合作，对于企业开展好综合能源服务具有广阔的想象空间。

6.在碳交易市场中积极作为

今年2月1日《碳排放权交易管理办法（试行）》正式执行，碳排放权交易从碳配额总量设定与分配、交易主体类型选择，以及监管和违约惩罚等均实现了有法可依。自今年起，已有2225家发电企业率先参与碳排放交易。根据中电联报告，2019年全国单位火电发电量二氧化碳排放强度为838克/千瓦时，2020年全国火电总发电量为5.28万亿度，对应碳排放量约44亿吨。预测碳价走势，全国碳排放权交易价格初期为49元/吨，到2030年碳价有望达到93元/吨，本世纪中叶甚至超过167元/吨。

对于火电企业来说，碳配额成为能否开展生产的紧箍咒，也是企业资产负债报表中的重要的一项新科目，直接影响发电量（收入）和成本，对企业在经济效益上的影响更为直接。减排成本低的企业可以依靠自身技术措施减少排放，而减排成本较高的企业只能减少排放或者不要减排，通过购买碳配额额度在实现减排目标。碳负担将会是火电企业最为关心的问题，煤电企业从区域综合能源服务的角度，也应当积极作为：

（1）通过改造不断地提高机组能效，降低碳排放强度，积极谋求在碳交易市场中的有利地位。紧密跟踪行业发展动态，紧盯CCUS 技术的商业化运用成果，审时度势开展技术运用，提升减碳效果。

（2）积极拓展区域综合能源服务的内涵，抓住机遇，积极投资建设风电、光伏等可再生能源，扩大企业掌握所有权的新能源份额，争取更大碳排放交易筹码。

（3）积极争取合理的储能设施碳配额额度。储能设施是提高全社会能源综合利用效率的重要手段，对应储能设施配备相应的碳配额额度是题中应有之义。

（4）如前文所述，火电企业热、电、冷、气联供的区域综合能源供应方式，对提高全社会综合能源利用效率意义重大，应当根据能源综合供应数量，争取合理的碳配额额度。

（5）对于实行燃煤生物质耦合燃烧利用的火电机组，既可以降低碳排放强度，又可以此争取相应的碳配额额度，提升企业的效益水平。

煤电企业参与碳市场的首要任务是摸清自己的碳排放底数。应根据核算指南所规定的规则，在配额基准线基础上，将发电量、供热量、供热比、装机容量、机组类别、凝汽器冷却方式、负荷率、基准线等因素考虑在内，得出自己当年需要购买或可以出售的碳排放配额。火电企业参与碳交易必须设法降低碳排放成本和履约风险，做到履约风险最小化、成本最小化，以及碳资产价值最大化。

（三）强化机制创新、跟踪科技研发，着力提升煤电在新型电力系统中的贡献度

1.加大机制创新力度。“十四五”期间，能源行业正处在颠覆性技术的爆发期，风电、光伏发电、储能、氢能、综合能源系统、分布式功能，以及“云大物移智链”有关的能源业态不断兴起，煤电企业应将低碳作为首要遵循，围绕发掘本企业在新的历史时期核心竞争力的最重要目标，从组织体系、资金流向、管理平台等多方面，将发电企业打造为多能互补综合能源服务的平台，同时发扬长板、规避短板，坚决避免业务同质化、服务单一化。

2.加强科技研发及跟踪研判。充分运用“云大物移智链”等现代信息技术，利用好先进通讯技术，整合集团内现有信息化平台的功能，打通相关业务的数据通道，按照“互联网+”的思维和场景模块创新设计理念，建设区域综合能源智慧控制平台和智能服务平台。

3.强化人才队伍建设。综合能源服务是一种新型的为满足终端客户多元化能源生产与能源消费需求的服务方式，涵盖了能源的规划设计，工程投资建设，多能源运营服务以及投融资服务等方面。这要求综合能源服务不仅仅是销售能源商品，还要销售区域能源商品的能源服务。要求企业人才懂技术、懂管理和懂工程建设，甚至还要懂投融资，涵盖了热能、电力、信息、通信等一系列专业，这样对复合性人才的培养和选拔提出来更高的要求。

4.推进智慧能源建设。要积极探索数字化电厂建设，逐步实现各项数字化工程，建设风、光电远程智能监控平台，利用互联网大数据技术,实现风场、光伏、供热、储能等运维管理智能化、集约化、移动化，实现远程数据采集和监控，改变“多人值班”运行管理模式,努力做到大幅度的减员增效。

五、结语

在“双碳”背景下的电力行业进入发展的换挡期，面临碳市场倒逼能源结构转型的巨大挑战，煤电企业建设区域综合能源中心的需要注意以下几个方面：

一是要准确把握我国电力行业进入新阶段的特点和规律，深刻分析本企业在当前政策背景下的优势和不足，在此问题的基础上分析本火电企业面临的现状，抓住本企业面临的主要矛盾，找准破题的方向。

二是要发挥统筹规划的引领作用，以“双碳”目标作为撬动市场的切入点，新能源必然是政府国计民生的着力方向，要通过战略合作等方式，积极占有资源，扩大上下游产业链条，形成业态互补。

三是要以综合能源服务作为企业生存发展的核心命题，用“综合供能、综合服务”将企业所有的业务环节串珠成链，以能量链、服务链实现价值链。

四是要分析把握好上游资源、下游条件的限制，大力发展风电，光伏等新能源，宜光则光、宜风则风、宜热则热、宜储则储、宜生物质则生物质，真正实现多能互补。

五是要坚持创新驱动，提升能源数字化、智能化水平。以绿色低碳为方向，实现能源技术与现代信息、材料和先进制造技术深度融合。建设多元化、多层次的创新平台，提升能源产业基础高级化、产业链现代化水平。

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