王志轩:煤电利用小时下降是必然趋势

碳道小编 · 2020-01-15 07:01 · 阅读量 · 890

摘要:先减散煤还是先减电煤,先减东部还是先减西部,先减存量还是限制增量,是通过结构调整还是总量控制,是用市场手段还是用行政手段,对降低碳排放强度(碳排放量/经济或价值量)来说是在“分子”上做减法还是在“分母”上做加法等等,不同的思路和方法会产生截然不同的结果。

当前,中国燃煤发电(以下简称煤电)的发电量约占全国发电量的65%,现役10亿千瓦煤电机组平均运行年龄才约12年(发达国家煤电年龄约40年左右);同时,从正在建设的煤电机组规模看,未来几年每年仍约有千万千瓦以上煤电装机投产。中国煤电发展及对能源低碳转型影响成为国内外能源与环境领域舆论的焦点之一。


简要分析煤电发展中争论,代表性的观点主要有3种,即“退煤电” “限煤电” “稳煤电”。


“退煤电”观点认为:中国煤电装机已达十亿千瓦,且设备利用小时只有4400多,离5500的设计值还有很大空间,大有潜力可挖;新增电力需求可由可再生能源发电和提高煤电利用小时来满足,不需要新建煤电机组而且还应压缩存量煤电规模。


“限煤电” 观点认为:面对持续增长的各种用电需求,由于可再生能源发电的随机性、间歇性特点,要保障用户需求和电力系统安全稳定运行则需要在保障实现中国对国际社会承诺的碳减排目标下,在严格限制煤电发展防止碳锁定效应条件下,仍需要新建一些特定功能的煤电机组。


“稳煤电” 的观点认为,中国能源禀赋以煤为主,且已经建成世界上最先进、清洁、经济性好的燃煤电厂,应当对煤电机组进行灵活性改造以支持可再生能源发展和降低碳排放强度,不宜过早退出或者全面限制煤电。


除了这三种观点之外还有其他观点,从表象看,争论的焦点是中国现实中存在的低煤电设备利率是否还有提高的空间,但从本质看,争论是中国煤电还要不要发展,如何发展的问题。争论过程反映了持有不同观点的群体对中国电力运行与低碳发展内在规律的认知差异。


判断中国煤电设备利用率大小问题,不能就煤电论煤电,而是要从中国能源电力特点和电力转型的趋势上去分析判断,重点是从煤电设备利用率、保障供电、大力发展可再生能源这三者之间找出内在规律,进而明确煤电发展的趋势和策略。

(文丨王志轩)


煤电、可再生能源发展和保障供电情况


为避免歧义,先界定几个概念。


一是煤电的范围。煤电应包括煤电技术、煤电产业、煤电发电能力等。煤电发电方式根据生产出的电能、热能不同可分为纯凝汽式发电机组和热电联产机组;根据在电网中的作用不同可分为容量型和电量型机组;根据是否大范围资源优化配置可分为西电东送、电力基地电厂和当地电厂;根据机组在经济活动中的性质不同可分为公用电厂和自备电厂;根据是否掺烧煤矸石、有机污泥、垃圾、生物质能、废燃油燃气或者利用余热余汽等不同可分为综合利用燃煤电厂和纯燃煤电厂;根据煤源、煤电运输与电厂的关系可分为坑口电厂、路口电厂……而不同的燃煤电厂对经济社会、能源电力结构、电网格局、上下游产业的影响也是不同的。


二是煤电设备利用率。它是报告期内煤电设备平均利用小时与报告期日历小时的百分比,是反映煤电设备利用程度的指标。设备平均利用小时则是“报告期发电量与发电设备平均容量的比率”。其中的“平均”指的是发电设备“容量”的平均,因为在报告期内发电设备容量数量可能是变化的。


三是“可再生能源发电比重”。主要指可再生能源发电装机或发电量占总发电装机或发电量的比重,主要表示电力低碳发展情况。


四是“保障供电”。保障供电就是“不缺电”,包括满足新电力用户新增电力需要和已有用户的供电可靠性两个方面。前者世界各国没有明确规定,世界银行从2010年起针对营商环境提出“获得电力”指标,并作为评价营商环境的一级指标(分为获得电力的环节、成本、时间、供电可靠性4个分指标,权重各占25%)。中国国家能源局在2018年提出精简小微企业办电手续,推出低压接电“零上门、零审批、零投资”服务的要求。中国“供电可靠性”指标主要有2个,一是用户(按全国、城市、农村分类)年度平均停电时间(小时)或停电时间占全年日历小时(8760小时)的比率;二是停电频率,即电力用户一年间的停电次数。需要指出的是中国政府部门提出的“有序用电”概念也是电力供应不足的表现。《有序用电管理办法》(发改运行〔2011〕832号)第三条明确,有序用电是指在电力供应不足、突发事件等情况下的电力管理工作,并将电力或电量缺口占当期最大用电需求比例的不同,分为四个缺电等级,缺口在5%以下为最轻一级。


据中国电力企业联合会《电力行业年度发展报告》(以下简称“年度报告”)数据和本文主题,对中国煤电、可再生能源、保障供电情况进行有重点和简要分析如下:在煤电发展方面,2015年是中国煤机组投产的峰值,中国全年新增发电装机容量13184万千瓦,其中煤电5402万千瓦,平均每星期有约100万千瓦煤电机组投产。此后,煤电装机增速逐年下降,煤电新增装机容量由2015年的5402万千瓦,连续下降到2018年的3056万千瓦,年均下降速度13.27%。到2018年末,全国电力总装机容量达到190012万千瓦,其中煤电装机达到100835万千瓦,与2015年末相比,总装机容量、煤电装机容量分别增长了24.6%、12%;年末总发电量、煤电发电量分别增长了21.9%、15%,年均增长率分别为5.07%、3.56%。煤电装机占全国发电装机的比重由59%下降到53%,发电量占比由68%下降到64%。4年间,煤电设备平均利用小时在4300-4500小时之间波动。在可再生能源发展方面,2015年至2018年,非水可再生能源发电装机容量年底存量和年发电量分别增长107%、141%;非化石能源发电量占比由27.23%,提高到30.9%。在保障供电方面,“年度报告”显示,从2015年的“电力供应能力总体充足……全国电力供需形势进一步宽松,部分地区电力富余”到2018年的 “从两年前的总体宽松转为总体平衡”。全国人均用电量4945kw.h,全国用户年供电可靠性达99.8%(年平均停电时间15.75小时)。根据世界银行公布的《2019年营商环境报告》,在全球190个经济体中,中国“获得电力”指标提升最为显著,得分为92.01分,排名第14名,比去年得分提高23.18分,排名进步84名。


以上情况简要说明了,中国低碳电力发展取得了显著成效,可再生能源发电得到了巨大发展,煤电发展速度明显低于电力发展速度,煤电快速发展的势头得到了显著遏制。煤电设备利用率维持在较低水平。因此,进一步分析煤电设备利用率、保障供电及可再生能源发电比重之间的关系,对于确定煤电在中国能源低碳转型中的定位,促进可再生能源持续健康发展,优化能源电力系统,缓解煤电企业大面积亏损,合理引导能源电力投资方向,制定“十四五”能源电力规划都具有重要意义。


煤电设备利用率下降是电力转型的必然趋势

1.电力设备利用率下降国际上具有普遍性。

图1:世界和部分国家的发电设备利用率变化情况


图1为世界平均和几个典型国家发电设备平均利用率变化情况。从图中的趋势可以看出,2005年以来的10多年间,世界典型国家发电设备平均利用率都呈下降趋势,中国下降趋势较快,但总体上仍高于美国、澳大利并显著高于日本。中国曲线波动较大,从历史上来看,在1999年、2009年、2015年是低谷年,在2004年、2011年是高峰年,恰恰对应了当时电力相对富余和严重缺电的时段,而且,相对富余和严重缺电具有周期性特点,在快速发展期一定程度上呈现出互为因果关系的规律,即呈现出“缺电—加快建设速度—富余—减缓甚至停止建设—缺电”规律。如1999年政府有关部门提出3年不开工常规火电,出现了后来的严重缺电;中国从2012年以来才解决了长期缺电的历史,电力处于不缺电下的供需平衡状态,但是2011年却仍然是一个区域性、结构性缺电的“电荒”之年(与以前大面积缺电不同),由于中国长期受缺电之苦,所以短时“电荒”信号引起一轮大规模建设煤电和快速建设新能源发电热潮,从而引起了以煤为主整体发电能力相对过剩的情况,发电设备平均利用率处于历史最低水平。发电设备利用小时虽然近年来有所回升,但总体处于低水平,这是经济社会发展、电力发展、能源转型相互作用下的必然结果。


2.煤电设备平均利用小时5500小时是在计划经济时期、长期缺电状态、二元发电结构下新建燃煤电厂的设计条件,并不是任何发展阶段都适用的评价“标准”。


从1949年新中国成立到2018年,中国人均装机由0.0034千瓦到1360千瓦,年人均用电量由7.96千瓦时到4945千瓦时。由于缺乏资金、技术、设备、人才和经济发展对电力的需求大等原因,在70年中有60多年中处于缺电状态,到2014年左右起才总体上处于电力供需宽松状态。


在2010年以前,基于能源资源禀赋、经济发展水平和电力技术设备的产业化能力,中国电力结构主要是煤电、水电二元结构且以煤电为绝对主力。煤电发电量占比长期约为80%。在此大背景下,按年5500小时、日22小时用于计划经济及缺电时期作为新建煤电项目开展前期工作(包括项目可研、审批、设计等)的依据是合理的。前期工作采用的煤电设备平均利用小时,像煤源、煤种、煤质、水源等条件一样作为基础参数用来计算年发电量、用煤量,进而确定煤炭运输方式、储灰场容量、环境影响评价所需参数,以及计算费、税、利润、投资回报期等。当电厂投入运行后,由于各种条件都会发生变化,如对经营情况影响最大的煤源、煤质及煤价的变化、经济社会发展形势的变化(如国际金融危机)、可再生能源发电加速发展的变化等,对具体机组设备利用小时的影响是不可避免的。


从中国1978年~2018年分类型发电设备利用小时数(见图2)可以看出,煤电设备利用率在1996年以前基本上都在5500小时左右且比较平稳(见标注)。1998年以后在5000~6000小时之间波动,2012年之后显著下降并维持在4300小时左右。煤电设备利用小时的剧烈变化并下行的期间,也是煤电矛盾(反映在电煤价格和供应能力方面)剧烈波动期、经济发展由高速转为高中速为特征的新常态、能源电力清洁低碳转型开始、以及电力体制改革推进期。

 

图2:1978年-2018年分类型发电设备利用小时数


3.提高全国煤电设备平均利用小时难以做到。


从电源供给侧低碳转型发展规律看,煤电设备利用小时难以提高。约在2012年之后,以风电、光伏为代表的可再生能源发电装机和发电量占比显著提高,同时,在局部地区(如云南、四川)大规模、大容量水电站相继投产,这些地区的煤电设备平均利用小时下降至2000左右。


由于长期以来中国主要以增加煤电装机来解决缺电问题,2011年出现了区域性结构性缺电时,在“电荒”舆论导向下,刺激了发电企业按传统的老路加大了煤电装机力度,使年装机容量增长量达到历史最高点,电力供需矛盾历史性地实现了“由缺电平衡—到紧平衡—再到宽松平衡”的转换,电力设备利用小时整体下降。


再有,在一些电力并不短缺且供热需求大、供热季长地区(如东北),由于发展了大量的可再生能源发电,使新能源消纳困难,同时也使煤电设备平均利用小时进一步降低。此后,政府通过减缓煤电建设的措施、规范可再生能源有序发展措施,鼓励灵活性电源、储能、综合能源服务发展,加上电力需求的自然增长消化了部分电力相对过剩产能,使可再生能源利用率不断提高的同时,电力供需宽松的幅度逐渐下降,煤电利用小时也止跌企稳。


从电力系统运行规律看,煤电设备利用小时降低也是必然趋势。


一方面,随着经济社会的发展阶段的演进和技术进步使电力负荷特性发生了重大变化,如由工业负荷占绝对高比重向第三产业、居民用电负荷比重增加的方向转移,峰谷差进一步拉大,尖峰负荷时间区间变窄,年、季、日负荷特性都发生较大改变。同时,由于离网型可再生能源尤其是光伏发电持续高速增长,使太阳照射时段电力负荷显著下降而日落后负荷急骤增长,新老两条电力日负荷曲线围成的轮廓形似“鸭型曲线”。


另一方面,随着大量的光伏、风电接入电网,其发电的随机性、波动性、间歇性特点使电力供应侧供电特性也发生了重大变化。为保障可再生能源尽可能利用及电网的安全,对灵活性电源的数量和快速调节能力提出了更高要求。燃机发电和抽水蓄能是国际上公认的技术成熟、经济可行、广泛使用的灵活性电源,但由于中国燃气价格高、燃气供应困难,抽水蓄能存在建设步伐慢、电力辅助服务的电价机制不完善等方面困难,装机占比仅为6%左右。与发达国家灵活性电源占比约为30~50%的情况相比有明显差距。相比较而言,煤电承担起灵活性电源的任务是符合中国国情的一种不得已但具必然性的选择。灵活性电源的主要任务就是解决负荷侧与供应侧双双变化后,快速提供电网维持平衡所需的电力(电量)、频率、无功补偿等需求,以保障电力系统安全稳定高质量运行。显然,大部分煤电机组灵活性改造的结果就是进一步降低机组可带负荷下限的能力、进一步提高机组快速加载负荷的能力、进一步提高机组适应电网智能化发展的能力。而这些能力是以降低煤电设备利用率、降低发电效率为代价的。换言之,通过煤电效率和利用率的降低,换来整体能源电力系统的清洁低碳,安全高效的发展


4.提高局部地区煤电设备平均利用小时难度很大。


不论从理论分析还是从实践情况看,可再生能源占比高与煤电设备平均利用小时降低具有一致性。图3为全国各省(自治区、直辖市,以下以简称“各省”)煤电利用小时数和可再生能源占比排序。


图3:各省(自治区、直辖市)煤电利用小时数和可再生能源占比排序


由于省间电力电量有交换的情况,各省的电力供需平衡的情况也有差别,所以除个别特例(如西藏没有煤电、北京主要是外来电)情况外,从总体趋势看,煤电设备平均利用小时降低趋势与可再生能源占比提高趋势是一致的。


图中可以看出,除西藏自治区外,可再生能源发电占比最高的三个省分别是云南省、四川省、青海省,同时也是煤电利用小时最低的三个省,其中云南1599小时,四川2488小时,青海3156小时。煤电利用小时高于5000小时的3个省依次为河北省5224小时、江西省5178小时、内蒙古自治区5155小时,这几个省对应的可再生能源发电比重均低于20%。湖北可再生能源发电比重与煤电利用率都较高的主要原因是,三峡水电站作为重要的“西电东送”工程绝大部分电能送往湖北以外的七省二市,仅有小量电量在本省消纳。而本省电力供需属紧平衡状态,近来电力资源处于净调入状态(不包括三峡),在高峰用电时段还需要执行有序用电措施,煤电往往成为增发保供电源。


图3只是将各省煤电平均利用小时数多少进行了排序,但没有考虑煤电装机容量大小因素,一些省的煤电利用小时很低但煤电装机容量也不大,即便提高到5500小时对提高全国煤电平均利用小时数分担作用也不大。为此将煤电装机容量因素与利用小时数加权平均后做成各省对全国煤电平均利用小时提高到5500的分担率排序饼状图(见图4)

 

图4:2018年加权平均后的各省分担率排序图

 

从图中看出,有8个省的分担率之和超过50%,其中河南、山西、山东、江苏、广东为煤电大省,贵州、云南、辽宁是可再生能源大省和电力相对过剩的东北地区。图5列出了几个典型省的3年煤电利用小时数的变化情况,说明了不同省的煤电利用率具有相对稳定性。

 

图5:全国及五个典型省近三年煤电利用小时变化情况

 

图3、图4、图5表明,煤电设备平均利用率相对最低的地区受资源禀赋、低碳发展要求限制难以提高,提高全国煤电的利用率存在极大挑战


同时,根据中电联统计,2018年全国6000千瓦及以上电厂热电联产机组装机容量为47601万千瓦,占全国火电装机(114408万千瓦)比重为41.61%,其中大部分为煤电热电联产机组,这些机组利用小时受供电、供热及调峰多重影响设备利用率难以调整(有些机组进行了热电解耦,成为灵活性调节电源)。还有约1.5亿千瓦的自备燃煤电厂是主体产业中的一部分,往往电厂燃料是煤与其他废燃料的混合体,具有综合利用特点,这些机组的设备利用率调整也有很大难度。


从机组结构看,有一部分煤电机组利用率提高是合理可行的。


一是中国拥有世界上数量最多的百万千瓦级超超临界燃煤发电机组(110多台),应当保障这些机组和部分具有相当效率的60万千瓦等级超超临界机组处于高效和高利用率状态。


二是考虑到中国煤炭中还有数亿吨原煤直接散烧,能源效率低、严重污染环境,应当在首选天然气替代、电能替代、生物质能替代、余热利用等各种方式后,将剩余的散煤通过热电联产的方式加以利用,既提高了煤炭利用效率,又降低了碳排放强度、减轻空气污染。不过,一部分煤电机组利用率的提高,会使其余煤电利用率相应下降。


5.提高煤电利用率、保障供电、提高可再生能源发电比重难以同时实现。


假定其他灵活性电源大量接入电力系统,煤电不再承担灵活性电源的任务后,设备平均利用小时仍然难以提高。如美国在2001年至2010年间大规模增加了燃机投运并承担了调峰任务,煤电设备年利用小时均超过6500。但是,在电力需求没有大幅度增加的情景下,这种情况在中国难以大面积实现(除个别地区和个别机组外)。


一是大规模建设燃机、抽水蓄能电站或者在用户侧和电源侧投入大量新型化学或者物理储能设备,不论从经济上还是技术上(化学储能)短期难以实现。


二是当储能大规模建设时,说明技术经济已经可行,具备了从电量、电力两个方面压缩煤电的时机,煤电占比会加速下降,煤电利用小时会发生较大波动和地区分化。如果通过行政或者市场(规则)引导作用确实也能提高煤电设备利用小时,那么,中国出较大范围出现缺电情况是大概率事件,或者是可再生源发电增长和消纳受到严重制约,结构性缺电矛盾突现。


发、输、配、供、用电的瞬时平衡实际是电力的平衡,电量是瞬时负荷变化与对应时间的积分。由于可再生能源尤其是光伏的大量发展,且电网缺乏足够的灵活性电源(包括储能),煤电负荷率变化更加频繁、负荷曲线波动加大,因此,仅通过实际煤电设备利率与5500小时相比得出还有1000小时空间是不科学的,实际上也无法实现。综上分析,煤电利用率提高、保障供电、可再生能源发电比重提高这三者之间存在制约关系且3个目标难以同时实现


结论和建议


1.全国煤电设备平均利用率的降低是总体趋势,以5500小时作为全国或区域煤电设备平均利用率指标在新经济发展阶段和能源低碳转型要求下已不适用


由于可再生能源发电高速发展、电力需求特性变化,使煤电在电力系统中的定位发生改变,从以提供电力和电量的双重作用,转变为提供电力支撑和系统中灵活性为主;同时,电力市场化改革推进使电力、电量价值(价格)随之发生变化,会影响到煤电建设布局及运行方式,影响全国煤电设备利用率使低水平设备利用率成为“新常态”。因此,政府决策者、电力企业、煤炭企业、电力各相关方以及舆论应充分认识和适应这种变化,根据变化制定应对之策。


2.煤电利用率提高、保障供电、可再生能源发电比重提高三个目标难以同时实现。


影响煤电设备平均利用率的因素很多,与能源电力结构、用电结构、新能源发展、供需平衡态势、区域电量交换、西电东送、煤电矛盾等因素相关。但众多因素中存在着上述三个方面的矛盾和互相制约。即若要大幅度提高煤电设备利用率同时提高可再生能源比重,则必然要大幅度减少煤电装机,此种情况下会造成新的电力短缺状态,影响电网安全进而影响经济社会健康发展;减少可再生能源发电比重也可以提高煤电利用率,但显然与低碳发展目标相悖。


3.由于煤电在经济社会、能源转型、上下游产业、电力系统等体系中的功能不同,不能盲目大面积、非正常、“一刀切”全面封堵、退出煤电发展,也必须要充分考虑新建任何一座煤电的碳锁定效应


在现阶段根据中国国情,充分发挥好煤电机组支持整个能源系统低碳清洁转型(不是片面追求利用率),是中国能源系统优化的核心任务和迫切任务。把关注的重点转移到能源电力系统的整体物理碳排放强度(CO2/物理量)、价值碳排放强度(CO2/价值量)和能源系统碳排放总量指标的变化上,应把关注重点转移到对煤电新功能的认识上(如对百万千瓦高效机组要尽可能提高设备利用率和负荷率,对存量煤电机组进行灵活性改造和其他目的改造以更好支撑能源电力转型中维护电力系统安全、稳定、防止大面积停电、保障电能质量、促进热电联产和区域循环发展等方面),将有助于中国稳步推进能源低碳转型工作。在新建和退役(淘汰)项目时,也不宜片面追求大容量、高参数机组或者片面强调一律淘汰某一类型机组,而是要从低碳转型、高质量发展的长远目标和系统优化上实施“一机一策”,选择合适的机组参数或延寿改造等。


4.积极推进能源互联网发展和电力需求侧响应机制,使煤电等多种能源优化利用并与需求侧互动共同促进低碳发展。


从能源系统优化目的出发,因地制宜,多能互补,合理布局储能技术与煤电灵活性改造,促进提高总体能源效率和低碳供能、用能,使煤电等不同能源综合利用、梯级利用、各得其所。中国已经形成的能源、电力系统非常复杂,加之能源间具有可替代性和决策机会成本差异,要发挥能源互联网的作用,在能源供给侧通过时序和空间调整、结构调整,充分发挥电网调节能力和市场手段实现清洁低碳、安全高效的能源发展目标;在需求侧完善需求响应机制,通过增加并网型电热水器、电蓄冷设备等手段,以及通过负荷集合、虚拟电厂等模式改善负荷特征,促进消纳可再生能源发电,减轻电网安全运行压力。


5.煤电设备平均利用小时的降低会提高燃煤发电成本,本质上体现的是低碳发展成本和高质量供电成本。


成本传导机制可通过提高煤电基准价、建立辅助服务机制、通过完善电力市场规则给灵活性电源提供合理收益等,不论哪种途径最终结果都会传导到全社会低碳发展成本中。在低碳发展大趋势下,在当前中国煤电处于大面积亏损的形势下,投资者已失去对于煤电投资的动力,新建燃煤电厂大部分是过去收尾工程的继续,从能源整体低碳转型出发,应当对投资者明确投资合理煤电发展与改造的信号,使煤电能够在过渡时期完成好历史使命。


6.同步推进电力市场化改革和碳市场建设。


能源低碳转型过程中,包括煤电在内的各种发电方式,以及各种储能、综合能源服务、需求响应的创新发展,都是在寻求为电力用户提供更有价值的服务,但是,只有通过市场机制才能寻找出最佳方法。碳市场可以使低碳发展价值以货币方式展现出来,并通过电力市场将减碳的价值传导至电力终端用户,因此,煤电发展规模及设备利用率高低,只能在与其他能源发电和电力辅助服务的竞争中找到最好的答案。


7.科学有序减少煤炭高碳能源使用是减碳的根本性措施,是低碳发展的本质要求。


先减散煤还是先减电煤,先减东部还是先减西部,先减存量还是限制增量,是通过结构调整还是总量控制,是用市场手段还是用行政手段,对降低碳排放强度(碳排放量/经济或价值量)来说是在“分子”上做减法还是在“分母”上做加法等等,不同的思路和方法会产生截然不同的结果。中国煤电行业是燃煤大户,占燃炭用量50%多一点(发达国家占比90%左右),如不从全局考虑,不进行系统优化,贸然采取“退出”极端行动会得不偿失且贻误时机。


标注:1978~1990年火电设备利用小时没有统计数据,但从总的发电设备利用小时数曲线可以大致分析出基本趋势。中国电力统计发布中很少发布专门的煤电统计数据,据中电联分析,煤电发电量约占火电量的95%,其余为少量气电、生物质发电、余热发电等,在上世纪曾经有过少量油电机组,但因为缺油和经济性原因很快被煤电替代。同时,由于燃机发电利用小时显著低于煤电机组,所以本文对图表及数据的分析时有时将火电数据等同于煤电。


(作者系中国电力企业联合会专职副理事长,此文仅代表个人观点。) 


来源:中国能源报

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