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煤电复兴,无关对错

12月27日,在北京大学能源研究院《中国典型五省煤电发展现状与转型优化潜力研究》(下称《研究》)报告发布会上,提及2022年前11个月,中国新核准的煤电装机容量已超过6500万千瓦,达到2021全年的核准量2136万千瓦的三倍之多。

而2020年全国核准煤电项目装机约为46.1GW,是2019年获批总量的3.3倍。整个“十三五”期间,全国新核准煤电144.8GW,其中3成集中在2020年。

煤电核准为何剧烈波动?

2016年,为化解煤电过剩风险,国家发改委和国家能源局下发了《关于促进我国煤电有序发展的通知》等多份文件。因此2020年之前,煤电核准大幅度下降。

煤电复兴,无关对错

而到了2020年,煤电核准大幅度增加,这一定程度上是因为富煤地区地方政府希望依托煤电项目实现对经济的刺激。

但是在2020年9月,中国提出“2030碳达峰、2060碳中和”的战略目标之后,煤电核准明显受到了影响。这直接反应在了2021年的核准数据上。

不过事情很快又有转机。2021年9月、2022年夏季,国内连续两年在部分地区出现了较为严重的拉闸限电现象,并且引发了中央和地方省市的高度重视。煤电核准数据迅速攀升,达到了十三五以来的最高点。

说明了什么?

在12月20日举办的兼顾安全保供和双碳电力系统发展路径研讨会上,能源智库Ember高级电力政策分析师杨木易指出,能源转型是一个复杂的过程,但很多观点会将其简化为停建煤电、马上以绿电替代……“这些政策建议并非不对,而是将转型想的太过简单。”

综观十三五以来的煤电核准数据,我们能够清晰地看到政策引导下的被动变化痕迹。核准数量的多寡,并非由供需关系、行业景气度、企业盈利水平决定,而是跟着政策走向在变化。

2022年的煤电复兴则更多像是政府在被连续两年的拉闸限电刺激之后的应激反应。不过这也从侧面证明,煤电是当下发挥保供作用的重要手段。在兼顾安全保供和双碳电力系统发展路径研讨会上,国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧指出,中国煤电发展历史悠久,积累了丰富的经验,能够发挥出更多的保供作用,在转型过程中,煤电可以很好的发挥过渡作用。

煤电太多了么?

表面上看,煤电的增加可能会增加更多的碳排放,对碳中和与能源转型不利。但实际上煤电身份的转变已经成为业内共识。参与兼顾安全保供和双碳电力系统发展路径研讨会的中国电科院系统所前瞻技术研究室主任马士聪就表示,煤电近期的发展普遍定位为“增装机不增电量”,火电既要给新能源消纳让出空间,又要承担系统支撑和可靠供电的保障作用。

但在实际运行中,全行业并没有扭转煤电的身份与运行机制。在各地政府对煤电核准的过程中,基本上只是基于成本加成计算项目可行性,并没有市场化的经济性考核指标。在缺乏相应体制机制的情况下,煤电利用小时数和发电量减少,但相应的权利却得不到对应的义务(收益)。

以今年的数据为例,今年夏季全国最大用电负荷13亿千瓦(这一数据在几千万千瓦限电基础上),而截至2022年11月底,全国煤电装机11.2亿千瓦。

而与之相对比的是,2019年全国各省年最大负荷合计为11.06亿千瓦,火电装机11.9亿千瓦。

如果以2019年的数据来参考,我们的煤电缺口在2亿千瓦左右。当然,这只是粗尺度的历史数据对比,并不是绝对的科学判断。但是作为参考,我们应该认识到煤电在保供方面发挥的意义。

回到煤电是否太多,乃至会影响转型的问题上来。即便是我们在瞬间拥有了2亿千瓦新增的煤电装机,这些机组的运行时间也不应该被平均到全年,拥有三四千小时的利用小时数。而是应该只在负荷最高的一两千小时、甚至不到一千小时的时间里发挥用作。

但在现有机制下,没有机组可以只发电几百小时就能满足回本盈利。所以煤电新增实际上也可以不增加碳排放,遗憾的是,相比于计较煤电装机的多寡,体制机制改革的问题更加尖锐。

电网可靠性只能靠煤电么?

这是引申出来的新问题。抽蓄、电化学储能、水电、风光、核电、气电……如此繁多的电源种类——有些还是专门的调节型电源——不能成为除煤电之外的答案么?

水电、核电有地域性限制,气电有资源性限制,水电、风光本身就是不可控电源,而抽蓄与电化学储能都无法应对高强度、长时间的电力供应紧张。

国内电网可靠性(或者说保供)的最大难点实际上就在于冬季和夏季的两个季节性用电高峰。除了用电负荷数值高之外,这两个季节的用电负荷另一个特点就是持续时间特别长,从几天到1、2个月都有可能。

无论是抽蓄还是电化学储能,都无法实现长时间的电力电量支撑。而冬季本就是水电枯水期,夏季则往往面临无风问题。可再生能源发电持续不稳定,核电装机容量有限。煤电几乎可以说是必然选择。

需求侧响应、虚拟电厂……

新技术为何受限?

在不考虑冬季与夏季用电尖峰的情况下,新技术手段是可以起到增加电力系统可靠性、灵活性的作用的。国家电投中国电力总裁助理王冬容在兼顾安全保供和双碳目标的电力系统发展路径研讨会上表示,应当由机制体制支持有意愿的用户承担起自我保供的责任。

在合理、成熟、健全的市场机制下,自发自用的(以新能源为主力电源的)分布式能源体系能够减少电力系统的保供压力,还增加了(发用电)调节能力。这也是以新能源为主的新型电力系统一个可能的发展趋势与方向。

但正如我们前文所述,这新技术应用的基础是不考虑冬季与夏季的用电尖峰。从过往经验来看,冬夏两季用电负荷增长是居民(包括农业)用电快速拉动的。而这些用户,一是基本不会拥有自调节能力,二是基本都是电力刚需,难以进行需求侧响应。面对这些硬性缺口,需求侧响应、虚拟电厂等技术显然无法提供保供能力。

煤电复兴,暴露出的是

规划问题、体制机制问题

复兴客观存在,煤电也的的确确是现在电力系统需要的电源。那么2022年的复兴说明之前对于煤电的规划是不准确的。十三五期间部分年份煤电核准大幅度减少,实际上是政府基于不合理的评价体系,做出的错误判断。

这是个老生常谈的问题。以煤电利用小时数为判断煤电是否过剩的标准,在新形势下已经被彻底证明是错误的了。基于电力系统、市场供需、市场化下的经济性,才应当是规划的基准。

无论是煤电、核电、水电、风光、抽蓄还是电化学储能,在规划的时候都应该综合考虑新增容量对电力系统安全性、稳定性、可靠性、灵活性及成本和碳排放的影响。

电力市场化改革是判断经济性、市场供需的重要基础。而电力市场化改革也只是体制机制改革的一小部分。随着市场化规模和程度的增加,强势的监管机制必须相应建立。电改本就是政府对部分权力下方的过程,但社会主义市场经济强调的是“有形的手”与“无形的手”相互配合,市场机制与强监管必须同步推进。

 

 


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