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“截至2019年底,山西省电力总装机接近1亿千瓦,其中约70%的煤电,发了占比85%的电量。由于本地消纳难,大量煤电需外送至华东、华中等区域。电力严重过剩的同时,也给山西能源转型带来巨大挑战。”在近日举行的“中国煤电发展之路辨析”系列沙龙上,清华大学低碳能源实验室助理研究员杜尔顺以山西为例,直指煤电大省转型的迫切性。
上述情况,不仅限于一省一地。据记者了解,目前全国电力供需基本处于平衡状态,但在不同区域和省份,电力增长态势仍在继续。对山西等煤电大省而言,一边是产能过剩、大面积亏损的压力,一边是短期难以摆脱煤电依赖的现实,部分地区甚至继续上马新项目。对此,应该如何调整布局?
煤电大省面临现实矛盾
据杜尔顺介绍,山西去年的最大用电负荷3200万千瓦,仅为总装机量的1/3。“这意味着,负荷即便再扩大1倍,现有容量也能满足需求,电力严重过剩。”
“山西火电利用小时数已从2011年的5284小时降到2019年的4265小时,低于全国火电平均利用小时数。以煤电为主的结构中,一半以上是热电联产机组,灵活性能力不足等问题逐步显现。”杜尔顺举例,今年春节期间,山西省用电量持续低位运行,热电机组处于最小运行方式的情况下,仍存在大量弃风弃光,说明山西电网的灵活性与新能源消纳矛盾日渐突出。“严控煤电发展,从源头向清洁化转变是形势所迫。煤电比重不断下降,但依然发挥重要的支撑作用,如何从市场化角度给煤电一个合理的价值定位?给煤电找出路是山西面临的难题之一。”
除了“近忧”,部分地区还有“远虑”,比如吉林。
原国网吉林经济技术研究院教授级高工周景宏介绍,截至去年底,吉林省电力总装机3200万千瓦,煤电约1900万千瓦,其中70%是热电联产机组。“当地供热需求大,供暖周期较长,因此规划建设了相当规模的热电联产机组。现阶段,发电主力还是煤电,控制产能得统筹考虑民生问题。”
周景宏还称,吉林风电消纳得以明显改善,离不开煤电支撑。“风电要发展,没有火电机组不行;火电机组过多,又与新能源形成竞争关系。二者如何平衡?伴随特高压直流电网接入等因素,消纳压力将持续减轻,未来对调峰资源的需求不如从前,现已投入的大量主体难免遭受损失。有无办法缓解?”
记者了解到,由于开发环节产能过剩,严控煤电规模迫在眉睫。但同时,一些煤电大省面临种种现实阻碍,如何把握发展节奏、科学布局成为关键。
由基荷转向调峰电源
在多位专家看来,明确煤电发展定位是把握节奏的前提。
“电力行业目前面临的主要问题,不再是大面积缺电。电量增长放缓,且新增需求更多来自服务业及居民家庭消费,负荷特性较工业负荷的波动更大,导致用电负荷增长快于电量。若按照老路子,以新建电源为主要手段来保障电力供应,将带来更多结构性问题。”华北电力大学教授袁家海表示,从电量增长空间看,煤电已没有过去持续增长的可能性。
袁家海认为,各地不应再铺煤电“新摊子”。“一方面,‘十三五’期间多地遗留了停缓建机组,特别是缓建项目,该投的钱实际已投得差不多。若有需要,‘十四五’期间可有序建成,无需再核准新项目。另一方面,用好存量煤电,推动电力系统加速向更灵活、以可再生为主的方向转变,煤电角色由基荷向调峰转变。”
全球能源互联网发展合作组织经济技术研究院专家张赟也称,煤电功能应逐步转变为提供容量支撑高比例清洁能源并网运行。继续新建项目,将加大资产损失、挤占新能源发展空间。“包括工程建设、财务成本等投资在内,当前每增加1亿千瓦煤电机组,未来将带来3000亿元资产损失,同时2030年前将累计减少清洁能源装机约3亿千瓦,相当于挤压2万亿元清洁能源投资。”
对于部分地区煤电投资依然高涨、项目继续上马等现象,张赟提醒,这不仅影响自身收益,还将波及“无辜”存量。“我国煤电机组的平均服役年限约为11年,超过40%的机组是近10年内建成投产,服役超过20年机组仅占11%。预计到2050年,强制提前退役造成的资产损失高达2万亿元。一些服役时间短的机组,在符合要求的情况下本可不必退出,但被新建机组挤压了空间,反倒造成浪费。”
不同类型机组应分类优化
“在认清定位的基础上,进而控制增量、调整存量。”张赟建议,着力优化调整煤电功能定位,通过灵活性改造挖掘调峰价值。近中期,大容量、高参数、低能耗的超临界、超超临界机组提供基荷服务;部分60万千瓦以下机组实施灵活性改造,主要提供系统调峰服务。远期,绝大部分煤电均可转变为调峰电源与应急备用电源。
“山西小机组较多,30万千瓦以下机组占比超过54%,对此可采取‘上大压小’的方式。如果电能不可取消,通过等量或减量替代,用大容量高效机组替代小容量低效机组;若热能不可替代,则采用大容量背压机组替代中小容量的抽凝或背压机组。此外,对存量机组实施灵活性改造,以满足调峰需求。”杜尔顺认为,长远看,现有装机规模足以支撑山西煤电的角色转变,参与调峰与严控产能并不矛盾。
袁家海进一步指出,不同类型机组可以分类优化。“60万千瓦及以上机组用于调峰,负荷率降至40%或更低,效率将大打折扣。努力几十年达到的最优效率水平,若因调峰‘回到解放前’是得不偿失。尽量通过电力市场改革,将其放在基荷侧稳定出力,在有需要的情况下,利用小时数可适当提高。对于30万千瓦等级的机组,通过灵活性改造进而深度调峰,实际正是给新能源消纳腾出空间。”
周景宏还提出,对参与调峰的机组而言,发电量减少,功能却未减弱。若缺少相应回报,积极性难免下降,制定相匹配的政策也是煤电大省的“必修课”。“诸如东北电力辅助服务市场,就在一定时期起到关键作用。趁着现阶段调峰需求暂时不迫切,主管部门可借助时间空档认真研究规则,考虑如何利用更高程度的市场化,促进调峰辅助服务市场运行。”
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