李 藝，張 琳

(中國電力企業(yè)聯(lián)合會，北京 100761)

1 關(guān)于煤電發(fā)展

近年來，煤電轉(zhuǎn)型升級步伐加快，煤電結(jié)構(gòu)不斷優(yōu)化，煤電發(fā)展為我國經(jīng)濟社會發(fā)展和電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行做出了巨大貢獻[1]。

1.1 能源轉(zhuǎn)型背景下煤電發(fā)展趨勢

推動能源系統(tǒng)向清潔低碳方向轉(zhuǎn)型已成為全球化趨勢。當前，為應(yīng)對資源緊缺、氣候變暖、環(huán)境污染等問題，以清潔可再生能源替代化石能源、逐步實現(xiàn)清潔能源占主導地位的能源轉(zhuǎn)型，成為世界能源發(fā)展的重要趨勢。歐洲多國為加快發(fā)展非化石能源，制定了一系列去碳化政策和發(fā)展目標。丹麥、英國、德國承諾分別于2023年、2025年、2038年前限制并逐步淘汰煤電。德國政府計劃2022年退出核電，同時將可再生能源發(fā)電量占比從目前的33%提升至2020年的35%、2030年的50%、2050年的80%；英國政府提出到2020年可再生能源發(fā)電達到20%、在一次能源消費占比達15%的目標；丹麥政府提出到2020年實現(xiàn)能源消費總量比2010年減少7.6%，可再生能源消費比重提高至35%，風電在電力消費總量中占比達到50%。各國在能源轉(zhuǎn)型中也遇到一些困難。德國能源轉(zhuǎn)型成本高昂，退出煤電使電價快速上漲，由此產(chǎn)生的額外電力成本到2030年將達到540億歐元，而政府只提供400億歐元作為彌補。英國因為風電高滲透率(34.6%)、常規(guī)電源支撐備用不足，造成大停電事故。日本于2014年將核能和煤電重新定位為“基荷電源”，認為煤電在穩(wěn)定供給和經(jīng)濟性方面具有明顯優(yōu)勢，同時批準了未來12年建設(shè)47臺、總?cè)萘? 250萬kW的煤電機組。澳大利亞預(yù)計到2030年煤電還將保持57%的比重，裝機繼續(xù)保持正增長。美國作為全球第二大煤炭生產(chǎn)國和消費國，仍將煤電作為美國電力系統(tǒng)重要的支撐電源。

為應(yīng)對氣候變化、落實能源安全新戰(zhàn)略，我國加快能源轉(zhuǎn)型步伐。2015年6月，中國向聯(lián)合國提交了應(yīng)對氣候變化國家自主貢獻文件《強化應(yīng)對氣候變化行動—中國國家自主貢獻》，承諾二氧化碳排放2030年左右達到峰值并爭取盡早達峰；單位國內(nèi)生產(chǎn)總值CO2排放比2005年下降60%～65%；非化石能源占一次能源消費比重達到20%左右。2014年6月13日，習近平總書記在中央財經(jīng)領(lǐng)導小組第六次會議上提出“四個革命、一個合作”能源安全新戰(zhàn)略，引領(lǐng)我國能源行業(yè)發(fā)展進入了新時代。2016年12月，國家能源主管部門發(fā)布《能源生產(chǎn)和消費革命戰(zhàn)略》，要求能源消費總量2020年不超過50億噸標準煤、2030年不超過60億噸標準煤；非化石能源消費比重2020年要求達到15%，2030年是20%。近年來，我國能源轉(zhuǎn)型步伐加快，以風電、太陽能發(fā)電為代表的新能源發(fā)展迅猛。截至2019年，我國發(fā)電裝機20.1億kW。2000年以來，風電、太陽能發(fā)電裝機年均分別增長40%和59%，為新能源大規(guī)模開發(fā)奠定了堅實基礎(chǔ)。新能源發(fā)電技術(shù)加快突破，單晶硅和多晶硅發(fā)電轉(zhuǎn)換效率已超過20%，陸上風電單機容量達到6 MW，海上風電達到10 MW。儲能、智能控制、虛擬同步等并網(wǎng)技術(shù)不斷突破。風電、光伏發(fā)電的經(jīng)濟性和競爭力不斷提高，我國西部北部風電、光伏發(fā)電平均度電成本分別降至0.35～0.46元、0.42～0.62元。目前，我國水電、風電、太陽能發(fā)電裝機規(guī)模和核電在建規(guī)模均居世界第一位。

要穩(wěn)步推進主體電源更替。截至2019年，我國煤電裝機10.4億kW，占比52%；煤電發(fā)電量45 607億kW·h，占比62%，煤電仍然是保障電力供應(yīng)的基礎(chǔ)性電源。作為世界最大的能源消費國，如何有效保障國家能源安全、有力保障國家經(jīng)濟社會發(fā)展，始終是我國能源電力發(fā)展的首要問題。要立足國情和發(fā)展階段，多元發(fā)展能源供給，提高能源安全保障水平。2019年10月11日，李克強總理在國家能源委員會會議上再次強調(diào)，要加快輸煤輸電大通道建設(shè)，推動煤電清潔高效發(fā)展。

1.2 多元供應(yīng)體系中煤電的地位與作用

我國后續(xù)待開發(fā)水電主要集中在川、滇、藏三省(區(qū))，地處高山峻嶺，開發(fā)難度大、成本高，發(fā)展后勁不足。核電安全的特殊性決定了發(fā)展規(guī)模有限。煤電發(fā)展規(guī)模的伸縮性比較大。

1.2.1 煤電發(fā)展空間

煤電發(fā)展空間要從電量平衡和電力平衡兩個層面來考慮，既要滿足電量平衡又要滿足電力平衡。

從電量平衡看，目前煤電利用小時數(shù)僅為4 400 h左右，而煤電機組本身的利用小時數(shù)完全可以達到5 500 h以上。按照目前已建在建約11億kW煤電測算，至少可以增加1.3萬億kW·h以滿足4年左右時間的用電增長需要。從電力平衡看，由于新能源發(fā)電有效容量低，在用戶需要用電的時候，可能出現(xiàn)沒有風、沒有光的情況，新能源就沒有出力。2019年新能源裝機規(guī)模約4.1億kW，但是電網(wǎng)最大負荷時僅有約2 000萬kW的出力，有效裝機容量比較低，為滿足電力平衡要求，需要建設(shè)一定規(guī)模的煤電裝機來“托底保供”。2020年2月26日，國家能源局發(fā)布《煤電規(guī)劃建設(shè)風險預(yù)警的通知》(國能發(fā)電力〔2020〕12號)，有25個省(區(qū))為綠色地區(qū)，表明了煤電還有發(fā)展空間。

1.2.2 煤電發(fā)展定位

根據(jù)《可再生能源法》，需要優(yōu)先利用可再生能源。新能源高比例接入電力系統(tǒng)后，增加了系統(tǒng)調(diào)節(jié)的負擔，常規(guī)電源不僅要跟隨負荷變化，還要平衡新能源的出力波動。煤電更多地承擔系統(tǒng)調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)壓和備用功能，在電力系統(tǒng)中的定位將由電量型電源向電量和電力調(diào)節(jié)型電源轉(zhuǎn)變。

1.2.3 煤電利用小時數(shù)

煤電為新能源發(fā)電“讓路”，更多地參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)，額定運行工況減少，多數(shù)時間運行在低于額定功率下，煤電利用小時數(shù)呈下降趨勢。另外，負荷特性變化也使煤電利用小時數(shù)呈下降趨勢。隨著國家產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整步伐加快，第三產(chǎn)業(yè)和居民用電比例逐步上升，使得系統(tǒng)峰谷差不斷加大，負荷率減低，負荷利用小時數(shù)下降，煤電利用小時數(shù)勢必要下降。2018年，江蘇、山東、河南等13個省級電網(wǎng)受電力供需緊張影響，已采取有序用電措施，表明這些地區(qū)煤電產(chǎn)能過剩得到了化解，但煤電利用小時數(shù)平均約4 421 h，在一定程度上反映了煤電受電源結(jié)構(gòu)和負荷特性變化影響，利用小時數(shù)呈下降趨勢的情況。

隨著大數(shù)據(jù)、云計算、物聯(lián)網(wǎng)技術(shù)不斷發(fā)展，利用技術(shù)創(chuàng)新促進電能管理和節(jié)能響應(yīng)，加強需求側(cè)管理，削減尖峰負荷，可以有效改善電網(wǎng)負荷特性，提高設(shè)備利用率。以國內(nèi)某電網(wǎng)2018年用電負荷為例，全省95%以上的最高負荷約400萬kW，累計時長147 h。通過需求側(cè)管理削減尖峰負荷可以減少煤電裝機500萬kW，提高現(xiàn)有煤電利用小時數(shù)230 h。

通過削減尖峰負荷提高煤電利用小時數(shù)也會受到一定限制。首先是電力供需應(yīng)處于基本平衡、略有缺額的狀態(tài)，如果電力過剩，電源裝機已經(jīng)建成，消減尖峰負荷沒有實際意義，也不能起到提高煤電利用小時數(shù)的作用。由于傳統(tǒng)電源建設(shè)周期短則2年、長則8年，而用電需求增長有很大不確定性，即便是短期預(yù)測都很難準確，電力發(fā)展規(guī)劃做到緊平衡是有一定難度的。其次要注意防范缺電風險，由于我國用電基數(shù)大，用電持續(xù)增長，一旦電源安排失衡可能影響電力供需要求。

1.2.4 煤電發(fā)展與碳排放的關(guān)系

CO2等溫室氣體排放導致冰川融化、海面上升等災(zāi)害，嚴重威脅人類的生存發(fā)展。今后，煤電發(fā)展一定要控制好新增規(guī)模，還要從提高煤電乃至整個電力行業(yè)碳減排能力上下功夫。煤電裝機增加與碳排放增加不是正比例關(guān)系。見圖1、圖2，2010－2018年，煤電裝機年均增長5.7%，但電力碳排放量年均增長3.1%。煤電供電煤耗、利用小時數(shù)下降，單位裝機碳排放量下降。2010年以來，供電煤耗持續(xù)下降了25 g/kW·h，降幅為7.5%；煤電利用小時下降500 h，降幅為10%。

實施電能替代，有效壓減散燒煤，雖然增加煤電裝機，但不增加碳排放。目前，我國尚有7億噸左右散燒煤直燃直排，能效水平低，還污染環(huán)境。隨著電驅(qū)動、電加熱、電取暖等設(shè)施的應(yīng)用，民用、工業(yè)、商業(yè)、建筑、運輸?shù)阮I(lǐng)域以電代煤、以電代油的力度將越來越大，見圖3。

我國電力綜合碳排放強度顯著下降。未來新增用電需求將主要由清潔能源滿足，電力生產(chǎn)碳強度穩(wěn)步下降。2018年，全國單位發(fā)電量二氧化碳排放約509 g/(kW·h)時，比2005年下降30.1%。經(jīng)過測算，預(yù)計我國單位發(fā)電碳排放量到2025年為411 g/(kW·h)、2035年306 g/(kW·h)。電力碳排放已進入平臺期，有望在2025年達到峰值，見圖4。

2 關(guān)于新能源發(fā)展

新能源更大規(guī)模發(fā)展，消納形勢仍然不容樂觀。我國新能源快速發(fā)展的同時，曾出現(xiàn)嚴重的棄風棄光問題。近年來，采取了一系列措施，棄電問題有所緩解。但新能源發(fā)電量占比超過15%的省(區(qū))(青海、甘肅、內(nèi)蒙古、新疆)，棄電基本在7%以上，見圖5。預(yù)計2030年，全國新能源發(fā)電量占比將從目前的8.6%上升到20%，部分省份將突破40%。消納瓶頸問題需引起高度重視。

2.1 新能源消納與調(diào)節(jié)能力建設(shè)

新能源發(fā)電不同于常規(guī)電源，出力具有隨機性、波動性和間歇性特點，解決新能源消納難題，涉及電源、電網(wǎng)、用戶、政策、技術(shù)等多方面，需要多措并舉。系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力與新能源發(fā)電特性直接相關(guān)，是解決新能源消納問題的關(guān)鍵措施。

我國靈活調(diào)節(jié)電源占比低。我國電源結(jié)構(gòu)以火電為主，火電占比64%，抽蓄、燃機等靈活調(diào)節(jié)電源比重不到6%，尤其是“三北”地區(qū)不到4%，調(diào)節(jié)能力先天不足。比較而言，歐美等國靈活電源比重較高，西班牙、德國、美國占比分別為34%、18%、49%。

截至2019年底，全國抽水蓄能電站總裝機3 029萬kW，由于抽水蓄能電站建設(shè)工期一般需要7～8年，預(yù)計2025年，抽水蓄能電站裝機達到7 000萬kW。抽水蓄能電站受資源、工期限制，發(fā)展規(guī)模有限。我國天然氣資源嚴重不足，2018年，天然氣進口1 254億m3，對外依存度達45.3%；天然氣發(fā)電度電燃料成本約0.55元，上網(wǎng)電價高于新能源和煤電，氣電受氣源、氣價限制，不具備大規(guī)模建設(shè)條件。

儲能受經(jīng)濟性、安全性等制約，尚未大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用。截至2018年底，電化學儲能共107.3萬kW，同比增長175.2%。鋰離子電池累計裝機規(guī)模75.9萬kW，占比70.6%?？焖侔l(fā)展的同時，儲能電站火災(zāi)事故頻發(fā)，見表1。度電成本距離大規(guī)模應(yīng)用的目標成本還有較大差距，見圖6。

2019年，我國新能源占總裝機比重為20.6%，抽蓄、氣電等靈活調(diào)節(jié)電源占總裝機的比重僅為6.0%，相差14個百分點。預(yù)計到2035年，新能源占總裝機比重為36%；抽蓄、氣電等靈活調(diào)節(jié)電源占總裝機的比重僅為11%，相差25個百分點，見圖7?？傮w來看，靈活調(diào)節(jié)電源建設(shè)遠不及新能源發(fā)展節(jié)奏。

表1 截至2018年底全球電化學儲能電站起火或爆炸事故統(tǒng)計

2.2 推進煤電靈活性改造服務(wù)新能源發(fā)展

煤電靈活性改造技術(shù)成熟，是提高系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的現(xiàn)實選擇。目前，我國煤電機組一般最小出力為50%～60%，供熱期僅為75%～85%。國內(nèi)外運行經(jīng)驗表明，煤電靈活性改造技術(shù)可行。改造后，丹麥煤電機組最小出力低至15%～20%，德國為25%～30%。中國遼寧華能丹東電廠30萬kW機組最低出力為20%，在經(jīng)濟性方面具有比較優(yōu)勢，單位千瓦調(diào)峰容量改造成本約在1 000～1 500元之間，低于抽水蓄能、儲能電站等其它系統(tǒng)調(diào)節(jié)手段。在能效方面，機組深度調(diào)峰，煤耗增加，但綜合能效水平是提高的。30萬kW機組在20%額定負荷運行時，發(fā)電煤耗由滿負荷運行的302 g/(kW·h)增加到406 g/(kW·h)；考慮增加風、光、核電量，綜合煤耗僅為81.2 g/(kW·h)，見圖8。

《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》中提出，“十三五”期間“三北”地區(qū)煤電靈活性改造約2.15億kW，改造后增加調(diào)峰能力4 500萬kW。目前，東北地區(qū)試點項目完成80%，華北地區(qū)完成25%，西北地區(qū)完成較少?！叭薄辈糠质?區(qū))棄風率情況見圖9。

推進煤電靈活性改造需要完善輔助服務(wù)補償政策。丹麥、德國等國家通過現(xiàn)貨市場或電力容量市場，以價格信號激勵煤電企業(yè)開展靈活性改造。丹麥的火電利用小時數(shù)從調(diào)峰前的5 000 h下降到了調(diào)峰后的2 500～3 000 h，但調(diào)峰收入仍然確保了其可以獲得合理的收益，見圖10。

我國應(yīng)加大輔助服務(wù)補償力度。煤電靈活性改造不僅增加改造成本，深度調(diào)峰機組年利用小時數(shù)大幅下降，直接影響企業(yè)收益，頻繁調(diào)節(jié)還將增加設(shè)備運維成本，應(yīng)獲取合理補償。相比國外，我國的補償標準明顯偏低。2018年我國輔助服務(wù)補償費用占上網(wǎng)電費總額的0.83%，遠低于美國PJM市場的2.5%、英國的8%。

3 結(jié)語

煤電建設(shè)還有一定的發(fā)展空間，要控制好新增規(guī)模。煤電利用小時數(shù)總體呈下降趨勢。加強需求側(cè)管理可以提高煤電利用小時數(shù)，對電力規(guī)劃提出更高要求。煤電裝機增加不等于碳排放增加。電力綜合碳排放強度顯著下降，電力碳排放已進入平臺期，有望在2025年達到峰值。

新能源呈現(xiàn)快速發(fā)展態(tài)勢，更大規(guī)模新能源消納問題要引起重視。解決新能源消納問題需要多措并舉，關(guān)鍵是提高系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力。煤電靈活性改造是提高系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的現(xiàn)實選擇。推進煤電靈活性改造需要進一步完善補償政策和機制。要加快儲能技術(shù)研發(fā)和推廣應(yīng)用。