能源转型背景下传统能源与新能源发展的思考

2020-05-08李艺，张琳

电力勘测设计 2020年4期

关键词：小时数装机电源

李艺，张琳

(中国电力企业联合会，北京 100761)

1 关于煤电发展

近年来，煤电转型升级步伐加快，煤电结构不断优化，煤电发展为我国经济社会发展和电力系统安全稳定运行做出了巨大贡献[1]。

1.1 能源转型背景下煤电发展趋势

推动能源系统向清洁低碳方向转型已成为全球化趋势。当前，为应对资源紧缺、气候变暖、环境污染等问题，以清洁可再生能源替代化石能源、逐步实现清洁能源占主导地位的能源转型，成为世界能源发展的重要趋势。欧洲多国为加快发展非化石能源，制定了一系列去碳化政策和发展目标。丹麦、英国、德国承诺分别于2023年、2025年、2038年前限制并逐步淘汰煤电。德国政府计划2022年退出核电，同时将可再生能源发电量占比从目前的33%提升至2020年的35%、2030年的50%、2050年的80%；英国政府提出到2020年可再生能源发电达到20%、在一次能源消费占比达15%的目标；丹麦政府提出到2020年实现能源消费总量比2010年减少7.6%，可再生能源消费比重提高至35%，风电在电力消费总量中占比达到50%。各国在能源转型中也遇到一些困难。德国能源转型成本高昂，退出煤电使电价快速上涨，由此产生的额外电力成本到2030年将达到540亿欧元，而政府只提供400亿欧元作为弥补。英国因为风电高渗透率(34.6%)、常规电源支撑备用不足，造成大停电事故。日本于2014年将核能和煤电重新定位为“基荷电源”，认为煤电在稳定供给和经济性方面具有明显优势，同时批准了未来12年建设47台、总容量2 250万kW的煤电机组。澳大利亚预计到2030年煤电还将保持57%的比重，装机继续保持正增长。美国作为全球第二大煤炭生产国和消费国，仍将煤电作为美国电力系统重要的支撑电源。

为应对气候变化、落实能源安全新战略，我国加快能源转型步伐。2015年6月，中国向联合国提交了应对气候变化国家自主贡献文件《强化应对气候变化行动—中国国家自主贡献》，承诺二氧化碳排放2030年左右达到峰值并争取尽早达峰；单位国内生产总值CO2排放比2005年下降60%～65%；非化石能源占一次能源消费比重达到20%左右。2014年6月13日，习近平总书记在中央财经领导小组第六次会议上提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略，引领我国能源行业发展进入了新时代。2016年12月，国家能源主管部门发布《能源生产和消费革命战略》，要求能源消费总量2020年不超过50亿吨标准煤、2030年不超过60亿吨标准煤；非化石能源消费比重2020年要求达到15%，2030年是20%。近年来，我国能源转型步伐加快，以风电、太阳能发电为代表的新能源发展迅猛。截至2019年，我国发电装机20.1亿kW。2000年以来，风电、太阳能发电装机年均分别增长40%和59%，为新能源大规模开发奠定了坚实基础。新能源发电技术加快突破，单晶硅和多晶硅发电转换效率已超过20%，陆上风电单机容量达到6 MW，海上风电达到10 MW。储能、智能控制、虚拟同步等并网技术不断突破。风电、光伏发电的经济性和竞争力不断提高，我国西部北部风电、光伏发电平均度电成本分别降至0.35～0.46元、0.42～0.62元。目前，我国水电、风电、太阳能发电装机规模和核电在建规模均居世界第一位。

要稳步推进主体电源更替。截至2019年，我国煤电装机10.4亿kW，占比52%；煤电发电量45 607亿kW·h，占比62%，煤电仍然是保障电力供应的基础性电源。作为世界最大的能源消费国，如何有效保障国家能源安全、有力保障国家经济社会发展，始终是我国能源电力发展的首要问题。要立足国情和发展阶段，多元发展能源供给，提高能源安全保障水平。2019年10月11日，李克强总理在国家能源委员会会议上再次强调，要加快输煤输电大通道建设，推动煤电清洁高效发展。

1.2 多元供应体系中煤电的地位与作用

我国后续待开发水电主要集中在川、滇、藏三省(区)，地处高山峻岭，开发难度大、成本高，发展后劲不足。核电安全的特殊性决定了发展规模有限。煤电发展规模的伸缩性比较大。

1.2.1 煤电发展空间

煤电发展空间要从电量平衡和电力平衡两个层面来考虑，既要满足电量平衡又要满足电力平衡。

从电量平衡看，目前煤电利用小时数仅为4 400 h左右，而煤电机组本身的利用小时数完全可以达到5 500 h以上。按照目前已建在建约11亿kW煤电测算，至少可以增加1.3万亿kW·h以满足4年左右时间的用电增长需要。从电力平衡看，由于新能源发电有效容量低，在用户需要用电的时候，可能出现没有风、没有光的情况，新能源就没有出力。2019年新能源装机规模约4.1亿kW，但是电网最大负荷时仅有约2 000万kW的出力，有效装机容量比较低，为满足电力平衡要求，需要建设一定规模的煤电装机来“托底保供”。2020年2月26日，国家能源局发布《煤电规划建设风险预警的通知》(国能发电力〔2020〕12号)，有25个省(区)为绿色地区，表明了煤电还有发展空间。

1.2.2 煤电发展定位

根据《可再生能源法》，需要优先利用可再生能源。新能源高比例接入电力系统后，增加了系统调节的负担，常规电源不仅要跟随负荷变化，还要平衡新能源的出力波动。煤电更多地承担系统调峰、调频、调压和备用功能，在电力系统中的定位将由电量型电源向电量和电力调节型电源转变。

1.2.3 煤电利用小时数

煤电为新能源发电“让路”，更多地参与系统调节，额定运行工况减少，多数时间运行在低于额定功率下，煤电利用小时数呈下降趋势。另外，负荷特性变化也使煤电利用小时数呈下降趋势。随着国家产业结构调整步伐加快，第三产业和居民用电比例逐步上升，使得系统峰谷差不断加大，负荷率减低，负荷利用小时数下降，煤电利用小时数势必要下降。2018年，江苏、山东、河南等13个省级电网受电力供需紧张影响，已采取有序用电措施，表明这些地区煤电产能过剩得到了化解，但煤电利用小时数平均约4 421 h，在一定程度上反映了煤电受电源结构和负荷特性变化影响，利用小时数呈下降趋势的情况。

随着大数据、云计算、物联网技术不断发展，利用技术创新促进电能管理和节能响应，加强需求侧管理，削减尖峰负荷，可以有效改善电网负荷特性，提高设备利用率。以国内某电网2018年用电负荷为例，全省95%以上的最高负荷约400万kW，累计时长147 h。通过需求侧管理削减尖峰负荷可以减少煤电装机500万kW，提高现有煤电利用小时数230 h。

通过削减尖峰负荷提高煤电利用小时数也会受到一定限制。首先是电力供需应处于基本平衡、略有缺额的状态，如果电力过剩，电源装机已经建成，消减尖峰负荷没有实际意义，也不能起到提高煤电利用小时数的作用。由于传统电源建设周期短则2年、长则8年，而用电需求增长有很大不确定性，即便是短期预测都很难准确，电力发展规划做到紧平衡是有一定难度的。其次要注意防范缺电风险，由于我国用电基数大，用电持续增长，一旦电源安排失衡可能影响电力供需要求。

1.2.4 煤电发展与碳排放的关系

CO2等温室气体排放导致冰川融化、海面上升等灾害，严重威胁人类的生存发展。今后，煤电发展一定要控制好新增规模，还要从提高煤电乃至整个电力行业碳减排能力上下功夫。煤电装机增加与碳排放增加不是正比例关系。见图1、图2，2010－2018年，煤电装机年均增长5.7%，但电力碳排放量年均增长3.1%。煤电供电煤耗、利用小时数下降，单位装机碳排放量下降。2010年以来，供电煤耗持续下降了25 g/kW·h，降幅为7.5%；煤电利用小时下降500 h，降幅为10%。

实施电能替代，有效压减散烧煤，虽然增加煤电装机，但不增加碳排放。目前，我国尚有7亿吨左右散烧煤直燃直排，能效水平低，还污染环境。随着电驱动、电加热、电取暖等设施的应用，民用、工业、商业、建筑、运输等领域以电代煤、以电代油的力度将越来越大，见图3。

我国电力综合碳排放强度显著下降。未来新增用电需求将主要由清洁能源满足，电力生产碳强度稳步下降。2018年，全国单位发电量二氧化碳排放约509 g/(kW·h)时，比2005年下降30.1%。经过测算，预计我国单位发电碳排放量到2025年为411 g/(kW·h)、2035年306 g/(kW·h)。电力碳排放已进入平台期，有望在2025年达到峰值，见图4。

2 关于新能源发展

新能源更大规模发展，消纳形势仍然不容乐观。我国新能源快速发展的同时，曾出现严重的弃风弃光问题。近年来，采取了一系列措施，弃电问题有所缓解。但新能源发电量占比超过15%的省(区)(青海、甘肃、内蒙古、新疆)，弃电基本在7%以上，见图5。预计2030年，全国新能源发电量占比将从目前的8.6%上升到20%，部分省份将突破40%。消纳瓶颈问题需引起高度重视。

2.1 新能源消纳与调节能力建设

新能源发电不同于常规电源，出力具有随机性、波动性和间歇性特点，解决新能源消纳难题，涉及电源、电网、用户、政策、技术等多方面，需要多措并举。系统调节能力与新能源发电特性直接相关，是解决新能源消纳问题的关键措施。

我国灵活调节电源占比低。我国电源结构以火电为主，火电占比64%，抽蓄、燃机等灵活调节电源比重不到6%，尤其是“三北”地区不到4%，调节能力先天不足。比较而言，欧美等国灵活电源比重较高，西班牙、德国、美国占比分别为34%、18%、49%。

截至2019年底，全国抽水蓄能电站总装机3 029万kW，由于抽水蓄能电站建设工期一般需要7～8年，预计2025年，抽水蓄能电站装机达到7 000万kW。抽水蓄能电站受资源、工期限制，发展规模有限。我国天然气资源严重不足，2018年，天然气进口1 254亿m3，对外依存度达45.3%；天然气发电度电燃料成本约0.55元，上网电价高于新能源和煤电，气电受气源、气价限制，不具备大规模建设条件。

储能受经济性、安全性等制约，尚未大规模商业化应用。截至2018年底，电化学储能共107.3万kW，同比增长175.2%。锂离子电池累计装机规模75.9万kW，占比70.6%。快速发展的同时，储能电站火灾事故频发，见表1。度电成本距离大规模应用的目标成本还有较大差距，见图6。

2019年，我国新能源占总装机比重为20.6%，抽蓄、气电等灵活调节电源占总装机的比重仅为6.0%，相差14个百分点。预计到2035年，新能源占总装机比重为36%；抽蓄、气电等灵活调节电源占总装机的比重仅为11%，相差25个百分点，见图7。总体来看，灵活调节电源建设远不及新能源发展节奏。

表1 截至2018年底全球电化学储能电站起火或爆炸事故统计

2.2 推进煤电灵活性改造服务新能源发展

煤电灵活性改造技术成熟，是提高系统调节能力的现实选择。目前，我国煤电机组一般最小出力为50%～60%，供热期仅为75%～85%。国内外运行经验表明，煤电灵活性改造技术可行。改造后，丹麦煤电机组最小出力低至15%～20%，德国为25%～30%。中国辽宁华能丹东电厂30万kW机组最低出力为20%，在经济性方面具有比较优势，单位千瓦调峰容量改造成本约在1 000～1 500元之间，低于抽水蓄能、储能电站等其它系统调节手段。在能效方面，机组深度调峰，煤耗增加，但综合能效水平是提高的。30万kW机组在20%额定负荷运行时，发电煤耗由满负荷运行的302 g/(kW·h)增加到406 g/(kW·h)；考虑增加风、光、核电量，综合煤耗仅为81.2 g/(kW·h)，见图8。

《电力发展“十三五”规划》中提出，“十三五”期间“三北”地区煤电灵活性改造约2.15亿kW，改造后增加调峰能力4 500万kW。目前，东北地区试点项目完成80%，华北地区完成25%，西北地区完成较少。“三北”部分省(区)弃风率情况见图9。

推进煤电灵活性改造需要完善辅助服务补偿政策。丹麦、德国等国家通过现货市场或电力容量市场，以价格信号激励煤电企业开展灵活性改造。丹麦的火电利用小时数从调峰前的5 000 h下降到了调峰后的2 500～3 000 h，但调峰收入仍然确保了其可以获得合理的收益，见图10。

我国应加大辅助服务补偿力度。煤电灵活性改造不仅增加改造成本，深度调峰机组年利用小时数大幅下降，直接影响企业收益，频繁调节还将增加设备运维成本，应获取合理补偿。相比国外，我国的补偿标准明显偏低。2018年我国辅助服务补偿费用占上网电费总额的0.83%，远低于美国PJM市场的2.5%、英国的8%。