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截至2021年底，我国煤电装机规模已达到11.1亿千瓦，全国平均供电煤耗降至310克/千瓦时以下，**超超临界二次再热机组的供电煤耗运行值达到270克/千瓦时以下，85%以上的煤电机组达到超低排放水平，我国已建成全球*大的清洁煤电供应体系。
逐渐提高的间歇性新能源比例对电力系统传统运行模式产生了重大冲击，煤电需要提供更多的灵活调节功能，调节能力要求将不断提升。同时，煤电还需要不断缩减碳排放量，并承担更多的供热替代。多重要求下，**煤电科技的需求愈加迫切，技术创新愈发具有战略价值。
“十四五”时期是煤电通过科技创新实现高质量转型发展的关键时期，在***科技规划中明确其发展方向非常必要，也非常及时。
煤电科技的主要发展方向
清洁、**、灵活、低碳、经济、智能是煤电技术发展的永恒目标。
针对煤电的能效目标，共设置了3项**任务，并有其他**任务兼顾。其中，“**高参数超超临界燃煤发电技术”主要针对700摄氏度技术和650摄氏度技术。我国自“十二五”时期启动700摄氏度技术攻关以来，已开展了高温材料研发、高温部件挂炉试验等工作，取得了一批成果，但也出现了很多困难，目前仍不具备商业化应用条件。650摄氏度技术储备更加充足，尤其国产化高温材料已初步具备应用条件，开展示范是可行的。
“超临界CO2（S—CO2）发电技术”是进一步提升燃煤发电效率的潜在方向之一，且有望提升机组运行灵活性。我国在S—CO2发电领域的研究起步相对较晚，亟须在基础物性研究、关键设备设计制造等方面开展集中攻关。西安热工院、上海成套院等在关键设备研制方面已取得显著进展，西安热工院具备了开展10~50兆瓦级S—CO2发电工程示范及验证的条件。
“整体煤气化蒸汽燃气联合循环发电（IGCC）及燃料电池发电（IGFC）系统集成优化技术”是面向未来的新型煤电技术。其中，IGCC技术便于兼顾碳捕集，IGFC有望达到更高的系统效率，并具备与氢能系统互相连通的技术优势。国内IGCC技术已具备多年运行经验，IGFC技术研发势头强劲、初步具备小规模设备基础，能够支撑示范试验任务。
在“老旧煤电机组延寿及灵活**改造技术”和“燃煤电厂节能环保、灵活性提升及耦合生物质发电等改造技术”2项**任务中，分别提出了煤电机组延寿改造与节能改造相结合、推广**成熟的节能提效及综合利用技术，均具有现实必要性和可行性。
针对煤电的低碳化，设置了1项**任务，另有2项**任务涉及低碳化方向，其余大部分**任务也与低碳化相关。“**低成本的CO2捕集、利用与封存（CCUS）技术”是煤电低碳发展的关键支撑技术之一。近10年，国内已实施多个煤电碳捕集示范项目，二氧化碳捕集规模在500吨/年~12万吨/年不等，积累了丰富的研发和运行经验。但捕集效率低、能耗高、经济性差始终是该技术难以推广应用的主要障碍，需要针对吸收剂制备、系统集成优化等继续开展研究攻关。
另外，在“整体煤气化蒸汽燃气联合循环发电（IGCC）及燃料电池发电（IGFC）系统集成优化技术”“燃煤电厂节能环保、灵活性提升及耦合生物质发电等改造技术”2项**任务中，也分别提到了煤电低碳化发展的技术方向。尤其燃煤耦合农林废弃物、市政污泥等发电技术已较为成熟，应完善政策机制，推动更大范围的应用推广。针对煤电的环保目标，设置了1项**任务，其他部分**任务中也有兼顾体现。
“**超低排放循环流化床锅炉发电技术”提出了示范试验任务。我国“十三五”末启动了超超临界CFB示范机组建设，进一步开展CFB锅炉炉内污染物控制机理研究，将实现炉膛出口NOx、SO2基本达到超低排放限值要求，大幅降低CFB锅炉的污染物控制成本。
另外，“燃煤电厂节能环保、灵活性提升及耦合生物质发电等改造技术”提出了推广**成熟的超低排放、深度节水、废水零排放、固废减量及综合利用技术，相关技术具备进一步提升煤电环保水平的潜力。
针对煤电的灵活性目标，在其他**任务中兼顾体现。国家发展改革委、国家能源局已提出共计2.5亿千瓦装机的煤电灵活性提升目标。《规划》**任务“老旧煤电机组延寿及灵活**改造技术”中提到了研究煤电延寿改造与灵活性提升改造等集成的综合改造技术，并开展工程示范及验证；“燃煤电厂节能环保、灵活性提升及耦合生物质发电等改造技术”提出要因地制宜推广低压缸零出力、加装蓄热装置等火电灵活性提升改造技术。
推动煤电科技发展的措施和建议
《规划》提出了健全能源科技创新协同机制等8项保障措施，突出了协同合作的理念，重视创新平台和人才基础建设工作，强调企业的主体地位，并明确将加大资金支持力度，相关措施对于煤电行业的技术创新具有重要的引导意义。
值得注意的是，煤电项目多为大型能源工程，投资额高、系统复杂、安全保供影响大。因此，实施煤电科技攻关，尤其是开展示范应用时，建议相关单位务必压实责任，充分开展技术评估论证，稳妥推进**技术的示范试验和推广应用。
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