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煤炭供給創(chuàng)歷史新高

2022年，國(guó)際地緣政治沖突激烈，氣候異常現(xiàn)象加劇，疊加中澳經(jīng)貿(mào)關(guān)系引致的澳煤出口限制等因素，中國(guó)全年煤炭（煤及褐煤）進(jìn)口量降至2.9億噸，同比減少9.2%[1]，是近七年首次負(fù)增長(zhǎng)。

國(guó)內(nèi)市場(chǎng)方面，在貫穿全年的煤炭保供增供政策刺激下，中國(guó)原煤產(chǎn)量創(chuàng)歷史新高達(dá)到45.6億噸，同比增長(zhǎng)10.5%[1]。

多重原因?qū)е旅禾肯M(fèi)增長(zhǎng)

從消費(fèi)側(cè)來看，2022年中國(guó)煤炭實(shí)物消費(fèi)量為44.2億噸，同比增長(zhǎng)4.3%。折算成標(biāo)準(zhǔn)量的煤炭消費(fèi)量為30.4億噸標(biāo)煤，同比增長(zhǎng)3.6%[1]。煤炭消費(fèi)量約四分之三用于煤電、鋼鐵、水泥行業(yè)，而這三個(gè)行業(yè)去年增勢(shì)疲軟，很難支撐總用煤量4.3%的增幅。相關(guān)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示，2022年燃煤發(fā)電量同比僅增長(zhǎng)0.7%[2]，且每千瓦時(shí)發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗下降0.2%，而粗鋼和水泥產(chǎn)量則分別下降1.7%和10.5%[1]。

有專家認(rèn)為，去年中國(guó)煤炭消費(fèi)的增長(zhǎng)主要因煤質(zhì)下降引起[3]。2022年，煤炭保供增供壓力較大，煤礦企業(yè)在增產(chǎn)擴(kuò)產(chǎn)過程中可能伴隨出現(xiàn)了煤炭品質(zhì)下降問題[4]，而官方統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)未能及時(shí)完全反映這一變化，導(dǎo)致?lián)Q算成標(biāo)準(zhǔn)煤為單位的煤炭消費(fèi)數(shù)虛高。

我們認(rèn)為，除了煤質(zhì)問題，煤炭消費(fèi)增長(zhǎng)還是天然氣消費(fèi)疲軟、供暖需求上升、散煤統(tǒng)計(jì)完善和煤炭庫存增加等多方面因素共同作用的結(jié)果。

首先，天然氣價(jià)格高位運(yùn)行，引發(fā)了“天然氣向煤炭”消費(fèi)轉(zhuǎn)移。自2005年以來，天然氣占一次能源消費(fèi)的比重穩(wěn)步提升，平均每年增加0.4個(gè)百分點(diǎn)。照此趨勢(shì)，天然氣占比應(yīng)由2021年的8.9%升至2022年的9.3%。然而，由于價(jià)格高企，2022年中國(guó)天然氣消費(fèi)量同比減少1.2%，占比也由8.9%降至8.5%，是過去十幾年首次下降。這一正一負(fù)間，造成約4300萬噸標(biāo)煤的缺口，而這個(gè)缺口絕大部分由煤炭填補(bǔ)。

其次，嚴(yán)寒天氣進(jìn)一步加劇了燃煤供暖需求。2022年12月，中國(guó)大范圍受4次冷空氣過程影響，當(dāng)月平均氣溫為近十年同期最低，供暖需求大幅攀升。據(jù)我們估算，用于建筑供暖的煤炭消費(fèi)量去年同比增加約10%。

第三，中國(guó)有1.5億～1.7億噸散煤用于農(nóng)村供暖，這些散煤用量長(zhǎng)期以來未被納入統(tǒng)計(jì)口徑。隨著煤礦生產(chǎn)安全整頓和對(duì)中小型煤礦的兼并重組，部分散煤消費(fèi)開始被納入統(tǒng)計(jì)體系。

第四，煤炭庫存量恢復(fù)，部分被記入消費(fèi)量。2021年，全國(guó)煤炭供應(yīng)極度短缺，庫存告急，部分電廠最緊缺時(shí)期庫存甚至不足一日[5]。進(jìn)入2022年后，這一現(xiàn)象逐漸緩解，1月中旬全國(guó)統(tǒng)調(diào)電廠電煤庫存恢復(fù)至1.2億噸，而12月期間則保持在1.6億噸以上，可用20天以上[6]。同期，中央和省級(jí)政府建立的煤炭應(yīng)急儲(chǔ)備庫也得以恢復(fù)。在數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)過程中，可能有相當(dāng)數(shù)量的庫存量被記入消費(fèi)量。

電力生產(chǎn)是煤炭需求主要支撐

從分部門的煤炭消費(fèi)看，雖然去年電力生產(chǎn)用煤整體增長(zhǎng)緩慢，增速僅0.5%左右，但其消費(fèi)量占煤炭消費(fèi)總量的比重仍達(dá)55%以上，是名副其實(shí)的用煤大戶。隨著房地產(chǎn)開發(fā)投資大幅下滑，鋼鐵和建材兩大行業(yè)的煤炭需求持續(xù)走弱，且北方地區(qū)冬季清潔供暖工程逐步推進(jìn)，煤炭消費(fèi)將進(jìn)一步向電力行業(yè)聚集，發(fā)電行業(yè)仍成為煤炭需求的主要支撐。

——煤電使用動(dòng)因——

居民生活和新興產(chǎn)業(yè)電力需求快速上升

2022年，中國(guó)全社會(huì)用電量同比增長(zhǎng)3.6%（增量3244億千瓦時(shí)），其中約一半新增用電（1623億千瓦時(shí)）源自居民生活（圖1）。8月和12月的全國(guó)平均氣溫分別為近十年同期最高和最低。受制冷和供暖需求激增影響，兩月居民生活用電量分別同比增長(zhǎng)33.5%和35%，最終全年居民生活用電量同比增長(zhǎng)13.8%。盡管增長(zhǎng)迅猛，但中國(guó)戶均生活用電水平和歐美國(guó)家相比仍有較大差距，根據(jù)IEA的統(tǒng)計(jì)，僅為同期歐洲發(fā)達(dá)國(guó)家的45%和北美國(guó)家的1/4。在生活水平持續(xù)提高、氣候變化刺激用能需求等多種因素影響下，中國(guó)居民生活用電量預(yù)計(jì)將繼續(xù)攀升。

數(shù)據(jù)來源：中電聯(lián)，能源基金會(huì)分析

除居民生活用電外，新興產(chǎn)業(yè)如數(shù)字經(jīng)濟(jì)、電動(dòng)車和充電樁近年來蓬勃發(fā)展，成為不可忽視的用電增長(zhǎng)極（圖2）。能源基金會(huì)測(cè)算顯示，近六年全國(guó)數(shù)據(jù)中心機(jī)架規(guī)模年均復(fù)合增速約30%，2022年數(shù)據(jù)中心用電量占全社會(huì)用電量比重超過4%。另據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，2022年新能源車整車制造用電量同比增長(zhǎng)71.1%，電動(dòng)汽車充換電服務(wù)業(yè)用電量同比增長(zhǎng)38.1%。

數(shù)據(jù)來源：中電聯(lián)，能源基金會(huì)分析

新能源快速增長(zhǎng)，但仍需煤電補(bǔ)足用電供需缺口

2022年，煤電發(fā)電量占全年總發(fā)電量的比重從過去幾年的60%以上降至58.4%，煤電裝機(jī)容量占比從2021年的46.7%降至43.9%。與此同時(shí)，新能源占比持續(xù)增長(zhǎng)，推動(dòng)發(fā)電結(jié)構(gòu)持續(xù)優(yōu)化。2022年非化石能源發(fā)電占比從2021年的34.9%增至36.2%，其中風(fēng)光發(fā)電占比從2021年的11.7%增至13.7%。新增裝機(jī)方面，風(fēng)電和太陽能裝機(jī)已連續(xù)三年保持1億千瓦以上的高速增長(zhǎng)，2022年新增裝機(jī)1.25億千瓦（圖3）。盡管如此，非化石能源的新增發(fā)電仍只能滿足約3/4的新增電力需求，意味著余下的1/4需要常規(guī)能源補(bǔ)足（圖4）。

煤電發(fā)揮能源保供和平抑高峰負(fù)荷的雙重作用

季節(jié)性電力需求波動(dòng)促使煤電發(fā)揮能源保供穩(wěn)定器作用。2022年夏季的高溫干旱導(dǎo)致水力發(fā)電能力斷崖式下降，而電力需求尤其是居民用電量激增，為電力系統(tǒng)的發(fā)電能力和負(fù)荷能力帶來雙重挑戰(zhàn)。尤其是7月和8月，在充分調(diào)動(dòng)非化石能源的情況下，用電缺口仍達(dá)到需求總量的73%和95%（圖5）。煤電因其更加靈活的出力能力和時(shí)間控制，在用電需求高峰期及時(shí)補(bǔ)足電力供應(yīng)。

非化石能源難以平抑用電峰值的電力負(fù)荷，需火電尤其是煤電緩解。2022年全國(guó)22個(gè)省級(jí)電網(wǎng)負(fù)荷創(chuàng)歷史新高，除東北外其余5個(gè)區(qū)域電網(wǎng)負(fù)荷均創(chuàng)新高[7]，仍需火電尤其是煤電滿足尖峰負(fù)荷需求。以廣東為例（圖6），2022年7月下旬，廣東電網(wǎng)負(fù)荷創(chuàng)年度新高，達(dá)1.42億千瓦；而水電、風(fēng)電、太陽能發(fā)電、核電及其他可再生能源的裝機(jī)總和僅6900萬千瓦，且風(fēng)光作為間歇性能源，有很大不確定性。而且屆時(shí)西部—廣東的外調(diào)電負(fù)荷同樣受天氣影響而大幅降低，導(dǎo)致峰值時(shí)期的額外負(fù)荷不得不由本地的化石能源，主要是煤電，來平抑。

——未落地的靴子——

2022年中國(guó)新建煤電項(xiàng)目增長(zhǎng)較大。據(jù)能源基金會(huì)統(tǒng)計(jì)，全年投產(chǎn)運(yùn)行（包括試運(yùn)行）的燃煤發(fā)電裝機(jī)2735萬千瓦，主要分布在內(nèi)蒙古、山西、安徽和江西等省。開工建設(shè)燃煤發(fā)電裝機(jī)9626萬千瓦，主要分布在內(nèi)蒙古、廣東、江蘇和湖南。此外，新核準(zhǔn)的燃煤發(fā)電裝機(jī)容量達(dá)到8655萬千瓦，是2021年的4.7倍[8]，其中廣東和安徽是新增核準(zhǔn)容量最多的省份。還有5439萬千瓦的燃煤發(fā)電裝機(jī)處于規(guī)劃狀態(tài)，主要分布在湖北、陜西和江蘇。這些新推進(jìn)的發(fā)電機(jī)組大多位于過去兩年出現(xiàn)電力短缺的省份和傳統(tǒng)的煤炭資源大?。▓D7）。

煤電項(xiàng)目的建設(shè)動(dòng)因在空間和時(shí)間上均有明顯差異。據(jù)能源基金會(huì)分析，新增煤電項(xiàng)目建設(shè)的主要?jiǎng)右蚩蓺w納為彌補(bǔ)當(dāng)?shù)仉娏咳笨?、保障?dāng)?shù)仉娏ζ胶狻犭娐?lián)產(chǎn)、特高壓和外送配套、等/擴(kuò)容量替代和自備電廠（見圖8）。缺電省份和富煤省份的新建動(dòng)因差異明顯。傳統(tǒng)缺電大省如廣東、江蘇、湖北、安徽和湖南新建煤電項(xiàng)目主要是為了彌補(bǔ)電量缺口，而富煤省份如內(nèi)蒙古、陜西和新疆的煤電項(xiàng)目建設(shè)則主要是為了服務(wù)特高壓和外送配套。動(dòng)因在不同建設(shè)階段也呈現(xiàn)明顯變化趨勢(shì)。運(yùn)行中的機(jī)組建設(shè)動(dòng)因以熱電聯(lián)產(chǎn)、特高壓和外送配套為主，而建設(shè)中的機(jī)組、核準(zhǔn)和規(guī)劃?rùn)C(jī)組主要為了彌補(bǔ)當(dāng)?shù)仉娏亢碗娏θ笨凇１砻髟诟绲囊?guī)劃中，煤電機(jī)組在未來發(fā)揮的作用分布較為均衡；而2022年開工建設(shè)的機(jī)組、以及最新核準(zhǔn)和規(guī)劃的機(jī)組將著重于解決電量和電力不足的問題，體現(xiàn)出近年電力短缺的影響。

一半以上新建煤電機(jī)組尚未落地，仍存一定空間以扭轉(zhuǎn)激增趨勢(shì)。以機(jī)組開工建設(shè)為重要時(shí)間節(jié)點(diǎn)，如圖7所示，新增裝機(jī)處于開工前、后狀態(tài)的比例約為54%和46%，代表2022年全國(guó)一半多的新增裝機(jī)仍未落地。新增大于1000萬千瓦的9個(gè)省份，合計(jì)裝機(jī)占到新增總量的近70%，其中處于規(guī)劃和核準(zhǔn)狀態(tài)的裝機(jī)占比達(dá)58.3%。如果能及時(shí)并充分發(fā)揮同期新增清潔能源和儲(chǔ)能的潛力，仍有可能為煤電裝機(jī)爭(zhēng)取更多的壓縮空間。

新建煤電機(jī)組的特征與未來煤電定位不完全一致。國(guó)家能源局明確提出不再新建單純以發(fā)電為目的的煤電項(xiàng)目，并積極推動(dòng)煤電機(jī)組的靈活性改造。但從2022年新建機(jī)組的建設(shè)狀態(tài)分布可以發(fā)現(xiàn)，越晚規(guī)劃的機(jī)組，其參數(shù)設(shè)計(jì)越背離煤電的未來定位（見圖9）?？傮w上新建煤電項(xiàng)目以60萬千瓦甚至100萬千瓦以上的大機(jī)組為主，且其在運(yùn)行、建設(shè)、核準(zhǔn)與規(guī)劃煤電項(xiàng)目中的占比越來越高，分別是78.5%、93.6%和96.3%。然而在技術(shù)層面，對(duì)30萬千瓦及以下、30萬～60萬千瓦級(jí)機(jī)組進(jìn)行靈活性改造的技術(shù)成本更低、綜合效益更好[9]，機(jī)組的大型化趨勢(shì)不利于煤電發(fā)揮靈活性電源的角色定位。第二，在運(yùn)行、建設(shè)、核準(zhǔn)與規(guī)劃煤電項(xiàng)目中，熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的占比分別為40.7%、24.6%和15.3%，占比持續(xù)下降。由圖7可知，新建煤電項(xiàng)目大多位于不需要供暖的長(zhǎng)江以南省份，這是熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組占比下降的直接原因，但這一發(fā)展趨勢(shì)并不利于燃煤電廠提高能源利用效率。

——展望和建議——

國(guó)家和省級(jí)層面的碳達(dá)峰目標(biāo)設(shè)置是實(shí)現(xiàn)可再生能源快速發(fā)展的有力保障。據(jù)能源基金會(huì)分析，截止2023年4月，已公布的24份省級(jí)碳達(dá)峰方案中，2025年風(fēng)能和太陽能發(fā)電裝機(jī)目標(biāo)合計(jì)約12億～15億千瓦。多家研究機(jī)構(gòu)預(yù)期中國(guó)風(fēng)能和太陽能發(fā)電裝機(jī)在2030年可達(dá)到16億～20億千瓦[10][11]，遠(yuǎn)超國(guó)家設(shè)置的12億千瓦目標(biāo)。大規(guī)模且不斷增長(zhǎng)的能源轉(zhuǎn)型投資也將有力推動(dòng)煤電角色轉(zhuǎn)變。2022年中國(guó)的能源轉(zhuǎn)型投資在全球獨(dú)占鰲頭，總投資額是第二名美國(guó)的將近四倍[12]。2022年可再生能源投資增長(zhǎng)率達(dá)21.5%，并且趨向多樣化。在未來以風(fēng)能和太陽能等可再生能源為主的電力體系下，煤電將逐步退出主力發(fā)電能源的舞臺(tái)，轉(zhuǎn)而成為保障電力供應(yīng)安全的支撐性電源和協(xié)助風(fēng)光等可再生能源發(fā)電消納的重要調(diào)節(jié)性資源。

煤電與可再生能源維持消漲態(tài)勢(shì)，煤電角色將逐漸轉(zhuǎn)變

根據(jù)中國(guó)電力企業(yè)聯(lián)合會(huì)發(fā)布的《2023年度全國(guó)電力供需形勢(shì)分析預(yù)測(cè)報(bào)告》[2]，預(yù)計(jì)2023年全社會(huì)用電量將達(dá)到9.15萬億千瓦時(shí)，較2022年增長(zhǎng)約6%。新增發(fā)電裝機(jī)規(guī)模將達(dá)2.5億千瓦左右，其中約1.8億千瓦為非化石能源。而國(guó)家能源局的數(shù)據(jù)也顯示，2023年風(fēng)電和太陽能新增裝機(jī)將超過1.6億千瓦[13]。假設(shè)除煤電和氣電外的其他電源發(fā)電小時(shí)數(shù)和2022年保持一致，僅從電量看，2023年新增電量需求有望全部由非化石能源滿足（圖10）。隨著新一批建設(shè)、核準(zhǔn)和規(guī)劃中的新建煤電項(xiàng)目陸續(xù)投產(chǎn)，煤電發(fā)電小時(shí)數(shù)將持續(xù)下降，更多發(fā)揮季節(jié)性波動(dòng)的支撐性保障和服務(wù)風(fēng)電、太陽能發(fā)電消納的調(diào)節(jié)性作用。

煤電轉(zhuǎn)型絕非易事，經(jīng)濟(jì)性和靈活性調(diào)節(jié)能力等方面皆面臨重重挑戰(zhàn)

首先，對(duì)于電廠和發(fā)電企業(yè)來說，煤電的經(jīng)濟(jì)效益每況愈下。2021年，由于電力供需緊張且煤炭?jī)r(jià)格高企，超過80%的煤電企業(yè)虧損[14]，電力央企的煤電業(yè)務(wù)累計(jì)虧損超過1000億元[15]。2022年，雖然煤電和火電企業(yè)的盈利狀況有所好轉(zhuǎn)，但仍有近半數(shù)上市火電企業(yè)預(yù)報(bào)業(yè)績(jī)虧損，虧損總額逾100億元[16]。

其次，煤電靈活性改造的經(jīng)濟(jì)性也不佳，給煤電廠和煤電企業(yè)帶來額外的運(yùn)營(yíng)壓力。目前，非熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組靈活性改造成本在500元～1500元/千瓦之間*[9]，熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的成本較低，大概為300元～500元/千瓦[17]。除初期改造成本外，靈活性改造后的機(jī)組運(yùn)行損耗增大，降低平均壽命，且低負(fù)荷運(yùn)行導(dǎo)致單位發(fā)電煤耗平均增加14g—20g/千瓦時(shí)[17]。市場(chǎng)機(jī)制方面，輔助服務(wù)市場(chǎng)不成熟等原因也使得煤電提供的系統(tǒng)調(diào)節(jié)服務(wù)得不到等價(jià)的經(jīng)濟(jì)補(bǔ)償，或僅能覆蓋單位變動(dòng)成本[18]，這極大地挫傷了煤電企業(yè)和地方繼續(xù)投資靈活性改造的意愿。

此外，雖然煤電是當(dāng)前成本較低的日內(nèi)和日間靈活性調(diào)節(jié)資源[17]，也將在未來能源系統(tǒng)規(guī)劃中承擔(dān)相當(dāng)一部分的靈活性調(diào)節(jié)功能，但是煤電作為靈活性調(diào)節(jié)資源的潛力并沒有想象中那么理想。一方面，目前煤電靈活性改造后可釋放的靈活性資源非常有限。內(nèi)蒙古計(jì)劃在2023年前完成2000萬千瓦的煤電靈活性改造，但僅能為當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)增加400萬～500萬千瓦的靈活性調(diào)節(jié)能力。而能源局《關(guān)于開展全國(guó)煤電機(jī)組改造升級(jí)的通知》也給出了類似數(shù)據(jù)，指出“到2025年，中國(guó)計(jì)劃完成累計(jì)超2億千瓦的煤電機(jī)組靈活性改造，預(yù)計(jì)為電網(wǎng)增加3000萬到4000萬千瓦靈活性資源”[19]。相比起未來龐大的風(fēng)光裝機(jī)規(guī)模，目前煤電靈活性改造可提供的靈活性資源仍是杯水車薪。那么，煤電是否真如預(yù)期一樣能實(shí)現(xiàn)與可再生能源的協(xié)調(diào)發(fā)展，促進(jìn)風(fēng)光發(fā)電消納仍是一個(gè)問號(hào)。

加速煤電轉(zhuǎn)型，近期行動(dòng)需與遠(yuǎn)期規(guī)劃共同發(fā)力

以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)中，可再生能源發(fā)電出力的波動(dòng)性和間歇性因?yàn)闅夂蛟蛑辉霾粶p，這促使我們盡快找到更優(yōu)且更具經(jīng)濟(jì)性的系統(tǒng)性替代方案，從而加速煤電平穩(wěn)向支撐性電源的角色轉(zhuǎn)型?？梢詮拿弘姰?dāng)前在能源體系中扮演的角色入手，逐個(gè)擊破：

首先，在新建煤電主要為配套特高壓電力外送的地區(qū)和省份（如內(nèi)蒙古、新疆和陜西），一方面可以通過就地發(fā)展產(chǎn)業(yè)提高可再生能源的消納。同時(shí)，可鼓勵(lì)規(guī)劃和建設(shè)其他集中性靈活性資源（如抽水蓄能、電化學(xué)儲(chǔ)能和氫儲(chǔ)能）替代燃煤靈活性資源。此外，通過創(chuàng)新商業(yè)模式和市場(chǎng)機(jī)制在需求側(cè)推廣部署分布式儲(chǔ)能也能從一定程度上減輕電網(wǎng)調(diào)峰壓力，同時(shí)實(shí)現(xiàn)可再生能源在受端的消納。另一方面，在電網(wǎng)側(cè)和需求側(cè)探索可再生能源的網(wǎng)對(duì)網(wǎng)輸電技術(shù)和機(jī)制，同時(shí)提高存量輸電通道中的可再生能源電量占比，也能降低電量外送對(duì)煤電靈活性資源的需求。

其次，對(duì)于新上煤電主要為彌補(bǔ)當(dāng)?shù)仉娏炕?和電力短缺的地區(qū)和省份（如廣東、江蘇、浙江和兩湖一江），探索建立跨電網(wǎng)和跨省的電力調(diào)度機(jī)制，積極探索外調(diào)綠電線路，實(shí)現(xiàn)電網(wǎng)頂峰負(fù)荷和電力短缺時(shí)的及時(shí)電力/電量調(diào)入。與此同時(shí)，通過深化電力市場(chǎng)改革和電力定價(jià)機(jī)制，如加大峰谷價(jià)差和建設(shè)輔助服務(wù)市場(chǎng)，鼓勵(lì)可規(guī)劃間斷用電的大工業(yè)用戶和居民/工商業(yè)用戶實(shí)施有序用電等需求側(cè)響應(yīng)方案，并且在資源適宜的地區(qū)，大規(guī)模推動(dòng)分布式光伏、核電和海上風(fēng)電的部署。此外，通過優(yōu)惠的電價(jià)和其他價(jià)稅財(cái)經(jīng)政策，在更大空間維度上引導(dǎo)能源密集型行業(yè)和企業(yè)逐漸向可再生能源資源豐富的地區(qū)遷移，進(jìn)行產(chǎn)業(yè)的再布局。

再次，對(duì)于需要新建煤電有用于滿足供熱需求的情況，因地制宜考慮使用清潔熱源進(jìn)行逐步替代。例如，在山東、浙江等核電部署較為密集的沿海地區(qū)，研究推進(jìn)核電廢熱循環(huán)利用技術(shù)，部署核電供熱和核電余熱供熱。在河北、江蘇、山東和遼寧等工業(yè)余熱資源可開發(fā)利用潛力較大的省份[20]，推廣工業(yè)余熱作為集中供熱的熱源。除此之外，研究出臺(tái)財(cái)稅激勵(lì)政策，推廣熱泵在北方地區(qū)的廣泛應(yīng)用，以及在內(nèi)蒙古、山西和陜西等地區(qū)試點(diǎn)長(zhǎng)距離輸熱項(xiàng)目，以充分利用現(xiàn)有燃煤機(jī)組的余熱資源。

最后，針對(duì)煤電經(jīng)濟(jì)性和潛在擱淺資產(chǎn)風(fēng)險(xiǎn)的問題，建議有大量存量機(jī)組的省份（如山東、內(nèi)蒙古和山西）視情況開展煤電機(jī)組延壽工作，合理評(píng)估并批準(zhǔn)符合要求的超期服役機(jī)組延續(xù)工作期限，提升煤電機(jī)組的全生命周期收益，并降低對(duì)新建煤電機(jī)組的需求。