趙潔趙錦洋
中國電力工程顧問集團公司
2023年8月
0、背景
電源結構優化和技術公升級是乙個受到業界乃至社會各界普遍關注的問題。2023年，中國電力工程顧問集團公司（電力規劃設計總院）在國家電力公司的指導下，聯合有關方面共同努力，歷時一年完成了《火電結構優化和技術公升級研究》課題報告。開展這項研究工作目的是想回答三個問題，一是國民經濟發展對電力的要求；二是火電的比例；三是火電發展需要解決的問題，以期為電力發展規劃的制定和巨集觀決策提供參考。
整個研究工作針對能源供給和電力負荷**，我國火電技術現狀和與發達國家的差距，火電技術公升級的途徑、手段以及計畫安排等內容，圍繞「能源資源和電源結構研究」；「我國火電現狀分析研究」；「發達國家火電發展計畫研究」；「火電新技術研究」；「火電廠專項技術應用研究」；「火電新技術裝備國產化研究」；「火電新技術造價和上網電價研究」七個部分展開。研究得出的主要結論是：根據**的發展速度，我國能源資源供給不足；以煤為主的結構還將長期存在；火電結構調整勢在必行；技術公升級應該借鑑發達國家的成功經驗等。
研究對實施結構優化和技術公升級排出了時間表，提出了實施方案和若干政策建議。
國家電力公司於2023年5月14日在北京主持召開了《火電結構優化和技術公升級研究》課題報告科技專案驗收會，充分肯定了研究報告的思路、方法和結論。在國家後續頒布的電力工業有關產業政策和電力行業環保政策上都可以直接或間接看到本報告的影響。
2023年以來，電力工業經歷了體制改革和快速發展的特殊時期，火電結構和技術水平至今發生了很大變化，形成了新的格局。分析新體制下的發展趨勢，正視客觀環境的變化，有助於統一認識，推進和加快火電結構優化和技術公升級。
1、「報告」中提出的目標、途徑和實施計畫的簡要回顧
1.1 火電結構優化和技術公升級目標和途徑
1.1.1 2023年末，全國火電機組平均供電煤耗將降到330g/kwh。
● 分階段關停單機50mw及以下容量的燃煤純凝汽機組和柴油機發電機組；
● 推廣採用大容量超臨界機組和超超臨界機組、igcc發電技術等潔淨煤技術，
● 增加燃氣機組，有效改善電網的調峰能力，使大容量燃煤機組執行負荷率進一步提高，
● 對老電廠實施改造，提高其執行經濟性
通過實施火電技術公升級的有效措施，可使整體煤耗水平逐步降低，到2005、2010、2015、2020、2023年末，全國火電機組供電煤耗分別降到375、360、350、340、330 g/kwh。
1.1.2 2023年末，火電廠大氣汙染物達標排放，so2、煙塵排放總量比2023年有所下降。
按照滿足「十五」規劃目標和新修訂的環保標準要求：
● so2減排：對老廠中燃煤含硫量超過1%的3500萬千瓦鍋爐機組安裝效率90%的脫硫裝置，2023年後投運的新廠中燃用中、高硫煤的機組安裝脫硫效率90%的脫硫裝置，可以實現到2023年間so2年排放總量零增長。實現此目標，與2023年火電廠排放水平相比，30年間累計全國火電廠so2減排總量約2.
8億噸。減排措施費用增加1870億元，上網電價增加0.03元/kwh。
● nox減排：新裝機組必須採用效果更好的低nox燃燒系統，或直接安裝煙氣脫氮裝置，對於約20％的燃用無煙煤的鍋爐，則必須同步安裝煙氣脫氮裝置才有可能達標。採取這些措施，燃煤火電機組nox年排放總量逐年增長勢頭將得到緩解，到2023年末，nox年排放總量約為781萬噸（為2023年水平的166%）。
減排措施費用增加380億元，上網電價增加0.01元/kwh。
● 煙塵排放控制：新建機組安裝高效率除塵器、對約佔2023年火電裝機容量36％的老機組進行改造，可實現保持2005以後燃煤火電廠煙塵排放總量不增長。與2023年末排放水平比較，到2023年末，燃煤火電廠煙塵減排總量接近3385萬噸。
減排措施費用增加51億元。
● co2排放：火電廠減排co2的唯一手段是提高其能源轉換效率和採用優質的化石燃料（如天然氣）。到2023年，co2單位千瓦排放量比2023年降低約16%。
1.1.3 2023年末，三北地區電廠用水總量保持在2023年度的120％水平。
● 實施灰水全部**，提高迴圈水濃縮倍率，水灰場改乾灰場，達到二次迴圈電廠耗水指標由1.32 m3/降至0.6 m3/直流供水電廠耗水指標由0.37m3/降至0.12m3/
● 大力推廣利用城市汙水處理廠產生的中水，經進一步處理後作為電廠的補充水。
● 嚴重缺水的西北地區可因地制宜採用空冷機組。
● 從全社會的角度綜合考慮節水，在**部門的主導下調整產業結構，推進高新技術和高效節水農業發展，工業企業和人民生活全面實施節水措施等，騰出用水指標建設西北等大型火電基地，滿足西電東送要求，促進當地經濟發展，提高社會效益。
1.2 火電結構優化和技術公升級實施計畫
1.2.1 未來可發展的火電新技術
● 近10年可優先發展的火電新技術——超臨界（sc）、超超臨界（usc）、大型迴圈流化床（cfb）、增壓迴圈流化床聯合迴圈（pfbc-cc）、整體煤氣化聯合迴圈（igcc）、燃氣蒸汽聯合迴圈（gtcc）等；
● 未來有可能發展的火電新技術——第二代pfbc-cc技術apfbc-cc、第三代igcc、間接燃燒空氣輪機聯合迴圈efcc、高效能發電技術hipps、部分氣化空氣預熱燃煤聯合迴圈pgacc、燃料電池和燃料電池+燃氣輪機組成的聯合迴圈fc及fc+gtcc等。
1.2.2 火電技術公升級的里程碑進度
（1）2001－2023年間
● 關停約2400萬千瓦單機50mw及以下容量的燃煤純凝汽機組；
● 對燃煤含硫量超過1%的1800萬千瓦在執行電廠鍋爐機組安裝效率90%的脫硫裝置；
● 完成火電新技術引進和裝備國產化示範工程（400mw級igcc、e或f級gtcc）和依託工程（300mw級cfb、600mw超臨界、pfbc（p200））建設；
● 在煤電基地建設大型坑口電站；
● 結合天然氣**狀況，在有條件的地區建設天然氣發電廠，改善電網調峰能力；
（2）2005－2023年間
● 逐步關停全部約1600萬千瓦單機100mw及以下容量燃煤純凝汽機組；
● 對燃煤含硫量超過1%的1700萬千瓦在執行電廠鍋爐機組安裝效率90%的脫硫裝置；
● 繼續煤電基地大型坑口電站的建設；逐步加大超臨界、cfb等火電新技術工程建設力度；
● 對老電廠進行改造，新機組採用更先進的低nox燃燒技術或同步建設煙氣脫硝裝置，使排放指標全面達到《火電廠大氣汙染物排放標準》（gb13223-2003）的要求。
● 完成超超臨界、gtcc國產化依託工程建設；
● 根據資源**能力，安排天然氣電廠建設規模，逐步擴大國產化比例，降低工程造價；
（3）2015～2023年間
● 重點發展大容量超超臨界機組，根據屆時的工程投資和上網電價，決定igcc發電的裝機規模；
● 隨著天然氣**能力的提高和裝置國產化率的提高，加大燃氣機組的建設規模；有效改善全國電網的調峰能力，提高大容量燃煤機組執行負荷率；
1.2.3 未來30年火電結構**
「報告」認為，隨著cfb鍋爐國產化的程序，到2023年後，國產300mw cfb鍋爐機組可以成為燃燒劣質燃料的選擇；在缺水的三北地區，600mw空冷機組的比例應該增加；2005～2023年，在煤價相對較高的地區以安裝國產超臨界機組為主，以後將逐步減少；國產超超臨界機組在2023年後開始應用於工程，隨著時間的推移，安裝規模逐步增大，2023年後將成為新建工程的主力機組；igcc機組，考慮在2015後逐步應用於工程。
基於以上考慮，未來30年火電結構**見下表：
2、2023年火電機組現狀
2.1 裝機構成
2023年我國新增電力裝機容量5100萬千瓦，超過美國在2023年創造的年新增裝機4100萬千瓦的歷史最高記錄。新增5100萬千瓦電力裝機主要分布在目前電力短缺狀況嚴峻的華中、華東和南方地區，其中火電約佔78.2%，水電佔19.
8%，核電、新能源佔2%。
到2023年底，發電裝機總量達到440700mw，比上年同期增長11.5%。其中：
火電機組裝機容量為324900mw、水電機組裝機容量為108260mw、核電機組裝機容量為7014mw；分別佔全部裝機容量的73.81%、24.60%和1.
59%。2000—2023年，5年淨增發電裝機容量14150.10mw，其中：
水電機組35289.4mw、火電機組101465.7mw、核電機組4746mw。
100mw及以上容量火電機組中燃煤機組佔絕大多數，共計989臺，總容量230526.89mw；燃油機組經過近年來燃油改燃煤的改造，所佔比例越來越小，2023年統計燃油機組10臺，總容量1450mw；燃氣輪機組27臺，總容量4206.61mw。
300mw及以上容量機組在火電裝機中所佔比重有所提高，2023年為54％，2023年為60％。100mw以下容量小機組裝機2023年比2023年淨增19587mw；100mw及以上容量200mw以下容量機組裝機2023年比2023年淨增13768mw。
不同等級火電機組裝機容量及比例
截至2023年末
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