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煤电未来是否会过热?从压减到反弹

2023-05-04 16:06:33 小黄

近期,我国煤电核准量大幅增加,新项目核准达到近年来最高水平,这一现象引发广泛关注。众所周知,我国一直致力于推动能源结构调整。在能源绿色低碳转型大背景下,会影响我国碳减排目标的实现吗?

新增煤电项目还和以前一样吗?新增煤电项目要做到“精准滴灌”,投放到需求最迫切的地方去。增强电力保供能力方面,要合理建设一批支撑性、调节性煤电机组。一部分布局在中东部电力负荷中心,作为本地支撑电源;另一部分布局在大型风光基地及周边,为输送新能源提供支撑和调节。此外,积极推进煤炭清洁高效利用及相关技术研发,大力推动存量煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”,在保障电力稳定供应、促进新能源消纳的基础上,降低煤电行业排放水平。

一、煤电从压减到反弹

淘汰煤电落后产能并不是国家最近才提的要求。早在2016年4月,国家发改委、能源局已经围绕压缩煤电出台了三份文件。《关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能的通知》、《关于促进我国煤电有序发展的通知》、《关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布2019年煤电规划建设风险预警的通知》三份文件将煤电淘汰的标准作出了安排。

文件提出:不具备供热改造条件的单机5万千瓦及以下的纯凝煤电机组;大电网覆盖范围内,单机10万千瓦及以下的纯凝煤电机组;电网覆盖范围内,单机20万千瓦及以下设计寿命期满的纯凝煤电机组都在淘汰落后产能的范畴。

不仅如此,还取消一批不具备核准条件煤电项目,取消2012年及以前纳入规划的未核准煤电项目,相应规模滚入当地未来电力电量平衡;

缓核一批电力盈余省份煤电项目。黑龙江、山东、山西、内蒙古、江苏、安徽、福建、湖北、河南、宁夏、甘肃、广东、云南等13省(区)2017年前(含2017年)应暂缓核准除民生热电外的自用煤电项目(不含国家确定的示范项目);

缓建一批电力盈余省份煤电项目。黑龙江、辽宁、山东、山西、内蒙古、陕西、宁夏、甘肃、湖北、河南、江苏、广东、广西、贵州、云南等15省(区),除民生热电项目外的自用煤电项目,尚未开工建设的,2017年前应暂缓开工建设;

更为严厉的措施是严格按程序核准建设煤电项目。各省(区、市)发展改革委(能源局)要严格按照规定履行核准程序,对于前置条件不具备的煤电项目,不得核准。潇洒培训欢迎你(潇洒教育)

政策重压之下,此后几年,国内煤电新增装机出现下滑。据统计,2017年共计核准规模以上煤电项目12个,共23台机组,装机1505万千瓦;2016年共计核准规模以上煤电项目38个,共67台机组,装机3594万千瓦;与2015相比,煤电机组台数和装机规模均大幅下滑。

正所谓“物极必反”,在多年压缩和淘汰煤电产能后,2022年中国煤电却迎来爆发式增长。

《简报》统计,2022年,共有 18 个省份新核准通过了 9071.6 万千瓦的煤电项目,其中广东(1818 万千 瓦)、江苏(1212 万千瓦)、安徽(828 万千瓦)、江西(802 万千瓦)、河南(735万千瓦)、河北(606万千瓦)、浙江(532万千瓦)和广西(532万千瓦)八省新核准煤电装机总量均超过500万千瓦。八省审批煤电装机占全部新审批装机的77.88%。

2023年第一季度,地方政府持续推进煤电项目核准工作,新审批通过的煤电项目仍以大型机组为主。2023年第一季度新核准煤电项目装机达2045万千瓦,超过2021年获批煤电的总装机量。

其中,单个项目装机量超过66万千瓦的项目占总获批项目数量的66.67%。2023年第一季度审批通过煤电项目装机最多的三个省份为河北(639万千瓦)、湖北(532万千瓦)和安徽(264万千瓦)。

煤电这几年就像是一个靠“节食”减肥的人,在瘦下来之后,身体出现了不同程度的问题,因此要吃一些营养品,但随之而来的反弹效应变得更明显。

二、供需不匹配是症结所在

多年以来,局部缺电问题时有发生很可能症结不是火电装机量不足的问题,而是电力供需端口在某一段时间出现了严重的不匹配。

从以往的缺电情况看,基本集中在夏季炎热时,各地空调用电需求激增和冬季采暖时,用电采暖让电力需求暴涨。而某些省份在特殊季节的风电和光伏发电不足,存在较大缺口,用电需求又不能削减的情况下,就出现了局部的时间在特定区域的电力供应不足的问题。

国际能源网发现,2022 年,风电、光伏发电量首次突破1万亿千瓦时,达到1.19万亿千瓦时、同比增长21%,占全社会用电量的 13.8%,接近全国城乡居民生活用电量新能源机组受阻系数为95%或100%。但这些机组基本上难以参与电力平衡。

我国西南缺电,受枯水期影响,事实上枯水期水电的实际受阻系数约为60%,近4亿千瓦的水电装机,在关键的用电负荷高峰季节,差不多近一半儿的容量指不上。潇洒培训欢迎你(潇洒教育)

可再生能源的反调峰特性导致中国电力尖峰容量不足,进一步造成中国电力在负荷高峰时段或极端气候条件下全国大范围电力短缺的情况时有发生。这种缺电现象实际并不是缺电量而是缺电力的容量。即使增加火电装机,最后还是难以解决,不仅浪费了投资,还会影响火电企业的经济效益。

华北电力大学经济与管理学院联合发布的《中国煤电产能过剩及投资泡沫研究》中一针见血地指出:以煤电为主的火电项目大跃进式增长,在“十三五”期间造成超过2亿千瓦的装机过剩和7000亿元投资成本浪费。

三、过热与否的经验判断

以个人愚见,或许可以将五年平均新增煤电装机可以作为一个参考指标。“十一五”期间,煤电装机年均新增6400万千瓦,“十二五”期间,煤电装机年均新增4632万千瓦,而“十三五”期间下降至年均新增3867万千瓦。

从2012年至2022年十年间并结合未来三年(情景一,2022年增煤电4000万千瓦,2024~2025年均新增5000万千瓦)预测煤电投资规模,“十四五”期间年度平均新增煤电装机为3952万千瓦。如果连续两年甚至于连续三年煤电装机规模接近8000万左右,十四五期间年度平均新增煤电装机为5152千瓦和5952万千瓦(详见图1情景二和图2情景三)。

情景一的年度新增煤电装机看似远不及“十一五”期间的年度平均新增,但是“十四五”及以后的经济增长率已经处于中低速增长,不再是“十一五”期间较高速增长的势头。另外,一旦出现2015年经济正常增长但全社会用电量却未同步增长或几近零增长,煤电行业就有可能又处于过热状态(用电量增速与GDP增速未必保持一致,详见图4)。如果按情景三推测,煤电行业显然过度超前。以上仅仅是个经验判断,是否科学合理还得用更精确的电力电量平衡法来验证。

目前,电力行业判定是否缺电一般用电力电量平衡法进行测算。煤电机组年利用小时数判断已经不再具有太大参考意义。

时段性的电力平衡可以弥补年度性电量平衡法的不足和缺陷。间歇性、波动性强的新能源靠天吃饭,因不能提供有效容量,而不能参与电力平衡,所以无法保电保供。

在冬夏双峰时,上述问题尤为突出。装机规模高达7.6亿的风、光等新能源机组受阻系数为95%或100%,基本上不能参与电力平衡。枯水期水电实际受阻系数约为60%,近4亿千瓦的水电装机,约一半多容量指不上。可再生能源的这个反调峰特性导致顶峰容量不足,造成在负荷高峰期或极端气候条件下全国大范围缺电现象频频发生。需要进一步说明的是,此时缺电不是缺电量而是缺电力容量。

这就是如果不同步建设常规稳定电源,风光等无法提供有效容量的可再生能源机组建的越多,就越缺电的根本原因。

打破这一怪圈的关键是储能技术的全面突破。但据清华大学江亿院士团队的研究结果表明,就2050年前而言,跨季节长周期储能仍是个难点,无论是储氢还是储电,技术上可行但都不具备经济性,至少仍需保留6.5亿火电装机(这一规模的科学性与合理性仍需进一步探讨)。只有在安全性、经济性上获得了实质性突破,新能源+储能(储氢)才能成为保供的主力军,可以有效参与电力平衡,解决因有效容量不足导致的缺电。

如上所述,电力平衡可以科学地推测是否缺电。一般而言,电力系统内有效总装机容量(火电、水电和核电等不同类型机组总容量乘以其各自有效系数的加权汇总之和)的大于全国最高用电负荷*(1+备用率)即可保障电力供应安全(备用率一般取值范围为12%~15%),精确计算详见电力专家陈愚《盛夏未至,缘何缺电》一文,本文仅做估算。

受外部因素影响近两年气价飙升,气电因气源的稳定性和气价暴涨存在一定制约因素,核电全国总装机容量近5500万千瓦,体量太小,暂可忽略不计,虽然去年核准了十台机组,但因五年的建设周期过长,“十四五”时期暂不考虑其参与电力平衡。等式右侧备用率暂不考虑,上述电力平衡公式可以简化为全国煤电总装机容量近似等于全国用电负荷峰值即可保障电力平衡。

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四、相关政策建议

首先,各省在进行电力平衡研判时,要充分考虑外来电的稳定性并进行差异化分析。对于水电输入和输出的输受两端省份,可以适当提高区域内的火电机组备用率以备不虞,减轻极端自然天气情况下的不利影响。

但对于外来电以火电为主的省份,如山东、河北等省,备用率无需过高并且煤电机组总量不宜超过本地区用电负荷增量,否则输入端和接受端中必有一侧投资过剩。在西北各省,在发展新能源大基地的同时,一定要理性分析接受端用电负荷增长情况,近期和未来外来电消纳情况,避免高速发展后不得不配备建设煤电机组,造成超前过度投资。

其次,在新建煤电机组的同时,一定要选择在适合加装CCS的厂址上进行投资建设。避免为了实现碳中和,机组不得不在正常寿命期内关停,造成不必要的经济损失。此外,在前期设计时,要考虑三改联动等相关要求,不要刚投产就改造。

第三,分区域合理控制煤电建设时序。地方各省应根据近年的本地区用电负荷增长情况,精确预测和科学规划,合理控制煤电投资规模和建设时序,不宜过度超前。

同时,有序推进可以弥补煤电机组发电固定成本的容量电价,及时推进电力现货市场和辅助服务市场。现阶段煤电机组仅靠被严格限价的电量电价已经不能正常盈利,问题在四川、云南等水电大省尤为突出严重。该类地区煤电机组连年亏损,部分机组已经面临资不低债,甚至破产清算的窘境,例如原国电宣威电厂破产清算前资产负债率为225%。

为此,2022年12月,云南省发改委发布了《云南省燃煤发电市场化改革实施方案(试行)》(以下简称方案)。方案提出建立燃煤发电调节容量市场。一方面,云南煤电调节容量市场由未自建新型储能或未购买共享储能达到装机规模10%的风电和光伏支付,未体现“谁受益,谁负担”的原则,其资金来源的持久性有待验证;另一方面,目前所制定的容量价格是否合理,能基本覆盖煤电机组发电固定成本尚需市场的进一步检验。但云南已经为敢为天下先,为全国其他省份做了有益的尝试。其经验值得进一步总结并推广。

一方面,电力保供需要增加煤电机组规模;另一方面,投资建设新的煤电机组又将陷入亏损。这个问题不得到彻底解决,投资主体在水电大省建设煤电机组的积极性将大打折扣。

最后,对电力央企的考核指标,不宜绝对统一。不同的企业先天的基因和承担的责任不同。如清洁化率指标,对于行业清洁化率最大并且进行了专业化整合的国家电投,本指标显然比较适用。而对于部分历史火电装机容量较高的电力央企,标准不宜过高、过严。

电力央企既是能源保供的压舱石,又是电力保供的主力军。因历史原因造成煤电机组偏多,清洁化率偏低等问题,需要分情况讨论。不能“既要统一的清洁化率,又要绝对的电力供给。”

综上,前述各类原因导致了本轮煤电投资的热潮,存在局部省份煤电产业过剩的隐忧。然而,只有在退潮之后,才能看到究竟是谁在裸泳。作为一名行业的老兵,衷心希望这一天永不到来。



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