我国煤电机组延寿及其经济性研究

刘爱国，张健赟，赵树成，宋秉懋

（1.国家能源集团技术经济研究院，北京 102211；2.中国石油大学（北京）外国语学院，北京 102249）

立足我国基本国情和发展阶段，煤电一直以来在我国电力结构中占有重要地位，作为电力供应的稳定器和压舱石为我国国民经济快速发展做出了重要贡献。为满足快速增长的用电需求，我国结合自身资源禀赋和能源结构，建设了一大批煤电机组，有力地支撑了我国能源供应和经济快速稳定增长。2020年我国燃煤发电装机达到10.8亿kW，占全国发电总装机容量的49.1%；燃煤发电量达到 4.6万亿kW·h，占总发电量的60.8%[1]，煤电装机和发电量多年居世界首位。

为应对全球气候变化、着力解决资源环境约束突出问题，2020年我国提出二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和的庄严承诺，并在第十五届联合国大会一般性辩论、联合国生物多样性峰会、金砖国家领导人第十二次会晤、气候雄心峰会及2020中央经济工作会议上进一步明确了“3060”碳达峰、碳中和战略目标。虽然我国不断提升燃煤发电技术、降低能耗和污染物排放水平，供电煤耗持续降低，但由于体量巨大，2020年以煤电为主的电力行业二氧化碳排放仍占四成以上[2-4]，电力行业仍然是能源系统碳减排的主力。在碳达峰、碳中和目标下，我国存量煤电机组转型发展迫在眉睫，尤其是随着我国20世纪90年代建设的大批煤电机组进入设计寿命末期，老旧机组的关停、延寿改造问题日趋紧迫，这部分机组的发展策略将对我国保障电力供应安全、顺利实现碳达峰、碳中和目标产生重要影响。

1 煤电机组延寿的意义

在构建新型电力系统过程中，煤电机组将逐步由电量型电源向基础保障性和系统调节性电源并重转型[5]，煤电的发电量占比将不断下降。“十四五”和“十五五”以风电和光伏为主的可再生能源发展将进入快车道，进入增量电量替代阶段[6]。但短期来看，煤电仍将在构建新型电力系统过程中处于不可或缺的地位。我国煤电机组装机规模大，近年来节能环保投入力度也不断加大，部分达到设计寿命的机组设备状态、能耗环保水平、经济性较好且机组是地区重要的电网支撑点或热源点，这些机组进行延寿对于保障我国电力供应安全、高质量完成碳达峰、碳中和目标意义重大。

1.1 保障我国电力供应安全的需要

短期来看，我国储能的规模尚难以抵消风电、光伏发电的间歇性、波动性对电网的影响。近年来迎峰度夏、迎峰度冬、极端天气保供压力不断增加。据预测“十四五”期间国家电网经营区域最大负荷将在2025年达到13亿kW，最大日峰谷差率将增至35%，最大日峰谷差达到4亿kW，电力系统调峰压力进一步增大[7]。在“十四五”严控新建煤电 项目的背景下，充分发挥存量煤电机组保障高峰负荷将成为保障我国电力供应安全的有效手段。 2021年美国得州停电事件和欧洲能源危机中，新能源穿透率上升导致系统有效容量不足是影响电力系统可靠性的原因之一[8-9]。为保障电力供应安全，根据国内不同机构预测，2030年前后电力系统中煤电装机约为11亿～14亿kW[10-13]。因此，煤电仍将在我国电力系统中持续发挥压舱石和稳定器的重要作用，兜底保障我国电力供应安全和经济发展。

1.2 构建新型电力系统的需要

新型电力系统对系统调节能力提出了更高要求。当前我国电力系统调节能力明显不足，抽水蓄能、燃气等灵活调节电源比重不足6%[14]，储能尚未大规模应用。在当前技术条件下，存量煤电调峰相较于其他调节型电源具有明显的体量和成本优势。存量煤电机组经改造提高低负荷安全运行能力，可以有力保障新能源消纳、维护电网安全稳定。

目前我国煤电机组设计寿命为30年，随着安全、能耗、环保要求不断提高，大部分电厂运行期间均经过多轮技术改造，虽然接近设计寿命期限但机组设备总体状态较好，部分机组能耗水平较好，满足国家对能耗、环保的要求。这些机组投资大都已计提完毕，运行成本低，按期关停将造成巨大的资源和资金浪费，同时可能带来地区经济发展、电力供应安全、人员就业安置等一系列问题。我国特有的资源禀赋决定了煤电产业与能源安全、社会用能成本、产业带动和就业密切相关，我国能源结构转型和煤电机组的退出、淘汰不能一蹴而就，需要认真谋划煤电机组延寿和退役策略。

2 国内外煤电机组服役年限

2.1 国外煤电机组服役情况

通常煤电机组关键组成部件（如高温高压部件等）的安全性能是决定其寿命的重要因素[15]。国外煤电机组关停主要由于经济和环保要求等原因，通常寿命远超过30年。2018年世界主要国家和区域的煤电机组寿命情况如图1所示[16]。由图1可以看出，美国、欧洲等发达国家和地区煤电机组寿命较长。其中，美国67%的煤电机组寿命集中在30～ 50年，欧洲约50%的煤电机组寿命在30～50年。在发展中国家，煤电机组寿命普遍较为年轻，其中印度约62%的机组寿命小于10年，东南亚约58%的机组寿命小于10年。

根据美国能源信息署（EIA）的数据[17]，美国75%的现役煤电机组服役时间在35年以上。2011年美国煤电机组装机为31 760万kW，2011—2021年约8 870万kW的煤电机组退役[18]，退役机组平均寿命52年。其中2015年退役煤电机组容量最高达到约1 600万kW，平均寿命约56年；2021年1—6月，美国煤电机组退役378万kW，平均寿命约53年。图2为美国退役煤电机组情况。

2.2 我国煤电机组服役情况

经过多年的发展，我国目前已形成以300、600、1 000 MW的大型国产机组为主力的发电系统。通过新建大容量、高参数（超临界、超超临界）煤电机组、关停小机组和落后机组等手段，我国电力装机结构得到优化，发电煤耗不断下降。2021年全国6 000 kW及以上火电厂供电标准煤耗达到 302.5 g/(kW·h)，电力工业整体运行状况已达到世界先进水平[19-21]。

图3为我国煤电机组运行年限情况。由图3可见，我国煤电机组，尤其是大容量、高参数机组运行年限较短，其中约51%的机组运行年限在10～20年，36%的煤电装机运行不到10年，运行年限小于10年的机组中近一半的机组容量运行年限在5年及以下。随着我国环保要求不断提高，近年来煤电机组在节能降耗、环保方面投入力度不断加大，我国大部分到期机组通过检修、更换缺陷部件、消除安全隐患后具备在设计寿命基础上延寿运行10～15年的能力[22]。

我国煤电机组总体运行年限较短，且主要集中在2000年以后投运。按照30年设计寿命计算， 2030年前后将是煤电机组寿命到期的高峰期。据估算，从2021至2030年，按30年设计寿命估算需退役的煤电机组容量预测接近1亿kW，约占煤电总装机量的10%[23]。

3 我国煤电机组延寿主要政策

3.1 我国现行煤电机组延寿政策和文件

我国现行火电延寿政策和要求主要包括《电力业务许可证管理规定》（国家电力监管委员会令第9号）、《国家能源局关于印发亚临界煤电机组改造、延寿与退役暂行规定的通知》（国能电力〔2015〕332号）、《国家能源局关于加强发电企业许可监督管理有关事项的通知》（国能资质〔2016〕351号）等。对于火电机组的寿命评估主要依据《火电机组寿命评估技术导则》（DL/T 654—2009），针对管道及压力容器寿命评估主要依据《火力发电厂蒸汽管道寿命评估技术导则》（DL/T 940—2005）、《电站锅炉主要承压部件寿命评估技术导则》（GB/T 30580—2014）、《水管锅炉 第4部分：受压元件强度计算》（GB/T 16507.4—2013）、《火力发电厂金属技术监督规程》（DL/T 438—2016）等。

根据《国家能源局关于印发亚临界煤电机组改造、延寿与退役暂行规定的通知》文件，运行期满30年或20万h的亚临界煤电机组，经延寿改造、安全评估后，300、600 MW级机组一般可延长10～ 15年服役期限。2016年12月，《国家能源局关于 加强发电企业许可监督管理有关事项的通知》再次明确，煤电机组应按照国能电力〔2015〕332号文件有关要求，在申请延续运行时须提供经延寿改造、安全评估的有关证明材料，派出能源监管机构按照证明材料中明确的时限准予其延续运行。

随着煤电机组延寿工作日益紧迫，一些地方政府也出台了煤电延寿相关政策。山东省于2017年发布《关于做好设计寿命期满发电机组延续运行工作的通知》，明确了火电机组延寿的条件。其中，单机50 MW以下的常规小火电机组、发电为主的燃油发电机组、单机容量100 MW及以下的常规燃煤火电机组、单机容量200 MW及以下未实施供热改造的常规燃煤机组在寿命期满后不再延续运行。

江苏省于2015年12月正式发布了《江苏省亚临界煤电机组改造、延寿与退役暂行办法》。2020年11月30日，国家能源局江苏监管办公室、江苏省能源局出台《关于设计寿命期满燃煤发电机组延续运行有关事项的通知》（苏监能资质〔2020〕116号），明确300 MW及以上燃煤机组寿命期满符合条件可延续运行，并对相关燃煤发电机组申请延寿的主要条件、标准和要求、申请及审查进行了规定。其中，延寿的主要条件包括：1）符合地方政府电力、热力等相关规划，具备供热能力；2）机组污染物排放达 到国家和地方环保标准，经设区市生态环境主管部门同意；3）机组能耗、水耗符合标准；4）机组满足安全运行要求；5）符合国家和省级有关燃煤发电机组延寿政策，未纳入国家或地方政府淘汰落后或关停计划。

从山东省和江苏省的延寿办法可以看出，除依法合规、安全、环保等硬性要求外，单机容量大小、是否供热都成为延寿的重要因素。总体来看，我国煤电机组针对具体设备寿命定量评估有标准可循，但对于是否延寿的标准和延寿运行相关政策仍需进一步完善。随着“十四五”期间大量煤电机组到期，亟待出台煤电机组延寿顶层设计方案、完善寿命评估的技术标准和规范，明确机组延寿条件、延寿年限、延寿改造技术路线及延寿后机组定位等一系列问题。

3.2 我国已获得延寿机组情况

随着近年我国部分煤电机组运行年限接近或达到30年，不少煤电企业已经完成或正在进行延寿改造工作。2019—2021年部分获准延寿的火电机组见表1[24-25]。由表1可见，目前准许延寿机组中容量主要以300 MW级机组为主，延寿年限在3～15年，其中山东区域延寿机组数量最多。

表1 部分获批延寿的煤电机组（2019—2021） Tab.1 Part of coal-fired power units with life extension approval（2019—2021）

4 煤电机组延寿经济性分析

通常拟延寿电厂在安全评估后需根据评估情况进行延寿改造，对部分老旧设备进行补强或更换。为使延寿经济性评价具有普遍参考意义，参考国内2×300 MW机组的实际情况和运行数据，建立2×300 MW延寿电厂的经济性评价模型，研究延寿年限、延寿改造投资、运行小时数等对延寿经济效益的影响。拟延寿电厂经专业机构进行安全性评价后，主要针对安全评价中存在的部分安全、环保问题进行改造。基准方案按照改造静态投资约 8 000万元，考虑目前国内机组延寿后大都仍按照常规机组运行，利用小时数按照3 000 h考虑，含税上网电价350元/(MW·h)，含税标准煤价830元/t，发电标准煤耗290 g/(kW·h)，考虑到期延寿机组多为老厂，职工人数按照500人，人均工资及福利 15万元/a。

经济评价指标主要参考项目的全部投资内部收益率（RIRR）。项目收益率是指能使项目计算期内净现金流量现值累计等于0时的折现率，即：

式中：CCI为现金流入量；CCO为现金流出量；(CCI-CCO)t为第t期的净现金流量；n为项目计算期。

全部投资内部收益率是从项目投资总盈利能力的角度反映项目本身的盈利水平。当收益率大于或等于基准收益率时，表明项目在财务上可行。对于火电项目，全投资内部基准收益率（税前）为8%[26]。对于火电延寿项目，现金收入主要考虑售电收入，现金流出考虑燃料费、水费、材料费、修理费、其他费用、人工工资福利费、折旧费用及财务费用。

4.1 改造投资对延寿经济性的影响

目前我国对煤电机组延寿年限并没有统一规定，已获得延寿的机组延寿年限在3～15年。从经济性角度来看，在延寿年限一定的情况下，延寿改造投资越大，投资回收年限越长，延寿的经济性也越差。图4为延寿改造投资对延寿经济性的影响。

由图4可见：在延寿10年情景下，当改造投资为8 000万元时，收益率为12.29%；当改造投资上涨为10 000万元时，收益率下降为8.86%，经济性尚可；而当改造投资达到15 000万元时，收益率下降为2.70%，此时经济性较差，即延寿改造投资不宜超过10 000万元。延寿电厂需要在保证机组安全环保运行条件下，尽可能降低改造投资，以达到要求的收益率水平。同时，在改造投资一定的情况下，延寿年限对经济性也有较大影响。由图4可以看出，在改造投资8 000万元水平下，当延寿10年时，收益率为12.29%，经济性上可行；当延寿8年时，收益率为10.12%；当仅延寿5年时，收益率下降为2.98%，此时从经济性方面考虑，需要综合权衡延寿和关停（应急备用）方案。

总的来看，机组延寿需要根据安全性评价结果，在满足机组安全和环保要求的前提下，因地制宜地优化改造方案，合理降低改造投资并争取较长的延寿年限才能使延寿更具经济性。近年部分到役机组尤其是俄制、捷克制机组，受限于投产时的设计理念和工艺水平，机组安全性和可靠性问题突出，部分机组采用升参数的跨代升级改造方案，投资高，若不能争取较长的延寿年限，将难以获得较好的经济效益。

4.2 运行小时数对延寿经济性的影响

煤电机组运行小时数是经济性最重要的影响因素之一。未来，随着我国加快构建新型电力系统，新增电量主要由新能源来满足，煤电发电量将逐步降低，运行小时数将不断下降。考虑不同延寿年限下，运行小时数对延寿经济性的影响如图5所示。

由图5可见，运行小时数对延寿经济性的影响 更为敏感。在延寿改造投资8 000万元、延寿10年的情景下，运行小时数为3 000 h，收益率为12.29%；当运行小时数下降到2 800 h，收益率下降为5.80%；当运行小时数下降到2 500 h，收益率下降为-6.26%。经测算，为达到延寿改造投资8%的收益率要求，若延寿年限为8年，年运行小时数应不低于2 935 h；若延寿年限为5年，则应不低于3 150 h。

总的来看，延寿运行后的小时数对于延寿经济性效益具有非常重要的影响。考虑双碳目标和煤电定位转变的影响，在煤电机组延寿时需要充分考虑延寿后机组定位、运行方式和小时数的因素。尤其是国家发展改革委、能源局《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》（发改运行〔2021〕1519号）发布后，若延寿后按照应急备用机组运行，采用常态下停机备用、应急状态下启动、顶峰运行后停机运行方式，则机组运行小时数难以保证，从经济效益分析作为应急备用机组的延寿可行性较差。因此对于延寿机组，应明确延寿后机组定位和运行方式；对于应急备用机组亟需出台相应政策疏导机组消缺改造、运行维护等应急备用成本，保证应急备用机组可持续发展。

5 结论与建议

1）短期来看煤电仍将在构建新型电力系统过程中处于不可或缺的地位。随着我国安全、能耗、环保要求不断提高，大部分到役煤电机组总体状态较好，满足国家对能耗、环保的要求，这些机组延寿具有较好的经济性，可以充分发挥存量煤电机组的保供和调节作用，这是我国存量煤电机组转型发展的重要途径之一。

2）目前我国针对煤电机组延寿政策发布较早，近年已有部分机组获得延寿许可，延寿年限在 3～15年。但总的来看，关于煤电机组延寿的顶层设计方案、寿命评价与管理体系设计仍需进一步完善，明确延寿机组条件、延寿年限及延寿后机组定位等一系列重要问题。

3）通过对煤电机组延寿的经济性模型进行分析，机组的延寿年限、改造投资、延寿后运行小时数都对延寿经济性有较大影响。在满足机组安全和环保要求的前提下，应根据安全性评价结果结合延寿年限合理降低改造投资，同时需要充分考虑延寿后机组定位、运行方式和小时数的因素，综合权衡延寿和关停方案，确保机组延寿经济可行。