部分地區(qū)電力供需不平衡導(dǎo)致煤電停緩建政策放寬，然而如果電力短缺都是如2018年迎峰度夏期間尖峰資源不足，且97%以上尖峰負(fù)荷主要來自于空調(diào)制冷負(fù)荷，年持續(xù)時間在50-100小時之間，新建煤電會是最合適的選擇嗎？
煤電供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革的基本判斷發(fā)生微妙變化
通過對比國家能源局發(fā)布的煤電2019年預(yù)警指標(biāo)與2022年預(yù)警指標(biāo)，發(fā)現(xiàn)裝機(jī)充裕度紅色預(yù)警的省市由24個降至8個，這表明當(dāng)前主管部門認(rèn)為煤電裝機(jī)過剩情況緩解，多個省份煤電裝機(jī)容量仍有放開空間。主管部門和最高決策層對煤電供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革的基本判斷發(fā)生微妙變化，政策導(dǎo)向從2016年以來的“嚴(yán)控煤電產(chǎn)能過剩”變?yōu)?ldquo;補(bǔ)齊能源基礎(chǔ)設(shè)施短板，有效化解電力、煤炭區(qū)域性時段性供需矛盾”，多個省份放開管控限制將煤電機(jī)組移出停緩建名單。
電力供應(yīng)總體富余下煤電停緩建政策放寬誘因
全國當(dāng)前電力供應(yīng)總體富余，部分區(qū)域仍存在相對過剩現(xiàn)象。隨著宏觀經(jīng)濟(jì)總體穩(wěn)中向好，2018年全社會用電量增速從2015年的0.96%觸底反彈至8.5%，全社會人均用電量達(dá)4889千瓦時，逐步邁入工業(yè)化完成階段。2018年底全國全口徑發(fā)電裝機(jī)容量近19億千瓦，人均裝機(jī)容量達(dá)到1.36千瓦，超過世界平均水平，電力供應(yīng)能力持續(xù)增強(qiáng)。隨著非化石能源裝機(jī)的快速增長，我國發(fā)電裝機(jī)結(jié)構(gòu)不斷優(yōu)化的同時局部地區(qū)電力供應(yīng)能力過剩問題越發(fā)明顯。2018年火電平均利用小時數(shù)4361小時，比國家發(fā)展改革委核定火電標(biāo)桿上網(wǎng)電價的利用小時數(shù)5000小時還要低，遠(yuǎn)低于火電機(jī)組設(shè)定的標(biāo)準(zhǔn)利用小時數(shù)5300-5500小時。2018年，全國31個省市高于4361小時僅有13個，高于5000小時的僅有4個，可見全國煤電整體機(jī)組利用率低，仍處于過剩狀態(tài)。
迎峰度夏期間部分地區(qū)存在短時尖峰負(fù)荷不足，煤電停緩建政策放寬。2018年全社會用電量增長遠(yuǎn)超預(yù)期，尤其是溫度異常帶來的超短期夏季尖峰負(fù)荷出現(xiàn)，山東、江蘇、湖北、湖南、江西等省區(qū)電網(wǎng)在夏季共出現(xiàn)了約1500萬千瓦的尖峰負(fù)荷缺口，使得我國電源結(jié)構(gòu)不合理及區(qū)域分布矛盾更加凸顯。通過負(fù)荷分析，2018年迎峰度夏期間97%以上尖峰負(fù)荷的持續(xù)時間也只有幾個小時或十幾小時，且最重要的負(fù)荷增長是來自于空調(diào)制冷負(fù)荷。由于部分地區(qū)電力供需不平衡，導(dǎo)致部分地區(qū)煤電停緩建政策放寬，2018年能源局下發(fā)了《關(guān)于印發(fā)2018年分省煤電投產(chǎn)項目的通知》，其中涉及11省共34臺機(jī)組煤電裝機(jī)移出停緩建名單。根據(jù)國家能源局最新煤電規(guī)劃建設(shè)風(fēng)險預(yù)警顯示，蒙西、天津、冀北、青海、河南、四川、重慶、福建、廣東、廣西、云南、貴州十二個省市區(qū)預(yù)警降級，是否意味著這些省份會全面放開煤電停緩建限制，通過新建煤電來填補(bǔ)用電負(fù)荷缺口？
存量煤電機(jī)組價值潛力挖掘能否實現(xiàn)有效“保供”？
我國存量煤電機(jī)組潛能未得到充分發(fā)揮，發(fā)電集團(tuán)煤電板塊生產(chǎn)經(jīng)營面臨嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。我國煤電機(jī)組服役年限較短且利用效率低：我國存量煤電機(jī)組平均服役年限為15年，服役時間超過30年占比不超過1.1%，而歐美80%的煤電機(jī)組服役時間超過30年，近50%的機(jī)組服役時間超過40年；世界主要以煤電為主力電源國家——韓國、澳大利亞、希臘、印度、南非、德國——2015年煤電機(jī)組平均利用小時數(shù)分別為7033、5994、5848、5694、5694、4999小時，明顯高于我國機(jī)組利用水平（4361小時），上述國家煤電機(jī)組利用小時數(shù)的平均值為5877小時，我國煤電機(jī)組的利用小時數(shù)僅為該水平的74%。煤電行業(yè)虧損局面短期內(nèi)仍然難以改觀：中電聯(lián)報告顯示2018年火電企業(yè)虧損面超過50%，五大發(fā)電集團(tuán)全年火電板塊虧損額在140億元左右；近期更是多家火電企業(yè)發(fā)布子公司破產(chǎn)清算公告，顯示這些電廠嚴(yán)重資不抵債，資產(chǎn)負(fù)債率高達(dá)150%-300%，遠(yuǎn)超國資委資產(chǎn)負(fù)債率監(jiān)管紅線比率；2019年政府工作報告中提出“一般工商業(yè)平均電價再降低10%”的工作任務(wù)，預(yù)期短期內(nèi)上調(diào)標(biāo)桿上網(wǎng)電價至火電企業(yè)扭轉(zhuǎn)虧損、實現(xiàn)盈利是無法實現(xiàn)的。高煤價與低利用小時下，煤電行業(yè)虧損局面仍然難以改觀，如果煤電行業(yè)供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革不能保持定力，因為非常態(tài)負(fù)荷增長缺電而放寬停緩建政策、新核煤電項目上馬，煤電資產(chǎn)過剩和企業(yè)虧損的局面勢必會進(jìn)一步惡化。
存量煤電機(jī)組壽命管理與升級改造，既能緩解尖峰負(fù)荷電力缺口又能減少新建煤電投資與存量煤電資產(chǎn)擱淺。受電力系統(tǒng)特性制約，煤電機(jī)組除常規(guī)供電外，還承擔(dān)系統(tǒng)調(diào)峰、電源備用、無功平衡等作用，對于存量性能良好煤電機(jī)組加以改造和壽命管理，仍可在一定時間內(nèi)保留作為電力系統(tǒng)正常運行的有效補(bǔ)充。如北京的華能高碑店電廠，目前仍作為北京市內(nèi)應(yīng)急電源，并未實施真正關(guān)停；原北京第二熱電廠也作為電網(wǎng)無功電源使用多年后才真正退役。我國存量燃煤電廠設(shè)備技術(shù)水平較高，多為亞臨界電廠、超臨界電廠和超超臨界電廠且服役時間相對較短。若不是進(jìn)行“一刀切”式的關(guān)停小機(jī)組，而是通過將具有良好性能的機(jī)組升級改造向調(diào)峰調(diào)頻轉(zhuǎn)型。這樣既避免了新建煤電機(jī)組的大量投資，也充分挖掘了存量煤電機(jī)組為新能源“讓路”和為短期負(fù)荷激增“保供”的價值潛力。
目前出現(xiàn)短期“缺電力、富電量”狀態(tài)，是極端氣象因素作用下的非常態(tài)負(fù)荷增長現(xiàn)象。為滿足短時間的非常態(tài)負(fù)荷造成的“短缺電”而新建耗資數(shù)十億的燃煤電廠是否是最合適的選擇？局部地區(qū)短時間季節(jié)性、結(jié)構(gòu)性電力缺口對全社會用電的影響是否需要通過全面放開煤電停緩建限制？尖峰負(fù)荷不足究竟通過何種方式解決對煤電管制政策方向與煤電機(jī)組定位有重要影響，仍需要主管部門通過比較負(fù)荷缺口的解決方案，來強(qiáng)化判斷如何才能實現(xiàn)資源最優(yōu)最有效利用。
本文從電力規(guī)劃與技術(shù)經(jīng)濟(jì)的角度，結(jié)合screening curve理論，假設(shè)電力缺口為30萬千瓦，選擇幾種具有代表性的方案，對全年不同時長電力負(fù)荷缺口進(jìn)行分析。電力負(fù)荷缺口補(bǔ)足代表性的方案分為三部分介紹：一為機(jī)組類，包括新增煤電機(jī)組、新增燃?xì)鈾C(jī)組、延壽煤電機(jī)組三種類型；二為需求響應(yīng)；三為儲能設(shè)備。
1．機(jī)組類
選取典型的30萬千瓦新建氣電、新建煤電和延壽煤電機(jī)組的發(fā)電成本進(jìn)行分析。其中延壽煤電機(jī)組的改造費用（單位造價）暫設(shè)定為機(jī)組原單位造價的10%，其他參數(shù)按照行業(yè)情況和具體數(shù)據(jù)設(shè)定。
2．需求響應(yīng)
需求側(cè)響應(yīng)作為供需互動的重要手段有助于實現(xiàn)發(fā)電側(cè)和需求側(cè)資源的協(xié)調(diào)優(yōu)化，與“節(jié)能環(huán)保”“綠色低碳”“提高效率效益”的發(fā)展要求高度契合。2017年9月《電力需求側(cè)管理辦法（修訂版）》發(fā)布，其中明確要求要“逐步形成占年度最大用電負(fù)荷3%左右的需求側(cè)機(jī)動調(diào)峰能力”。2018年，我國多地需求響應(yīng)實踐有了新的進(jìn)展和突破，激勵性需求響應(yīng)除去通常使用的約定賠償方式外，競價模式逐步發(fā)展，江蘇、山東等地在2018年均采用了競價模式。
2019年廣東省發(fā)布《關(guān)于征求廣東省2019年電力需求響應(yīng)方案（征求意見稿）意見的函》，規(guī)定市場化交易電力用戶參與需求響應(yīng)的服務(wù)費價格標(biāo)準(zhǔn)為20元/千瓦·天，非市場化交易電力用戶服務(wù)費標(biāo)準(zhǔn)為10元/千瓦·天。
根據(jù)各省需求響應(yīng)實施情況，假設(shè)電力用戶參與需求響應(yīng)的服務(wù)費價格標(biāo)準(zhǔn)為18元/千瓦·天，每天出現(xiàn)5小時高峰負(fù)荷。
3．發(fā)電側(cè)儲能
運用儲能系統(tǒng)作為削減尖峰負(fù)荷，緩解高峰時段電力壓力的手段，需要綜合考慮儲能系統(tǒng)的放電功率與放電時間。兩者共同決定了儲能系統(tǒng)的容量，其容量進(jìn)一步?jīng)Q定了儲能的成本。根據(jù)電力缺口持續(xù)時間不同，儲能系統(tǒng)需要配置不同容量。電化學(xué)儲能系統(tǒng)與其他四種方式不同，其可變成本為所儲電量低谷時電費，其年化成本主要為初始投資和運維成本，因此儲能系統(tǒng)的容量對其年化成本其決定性作用。隨著電力缺口持續(xù)時間的增長，所需儲能系統(tǒng)容量增長，進(jìn)而導(dǎo)致screening curve中儲能年化成本的增長。為確保儲能系統(tǒng)提高電力充裕度的能力，設(shè)定最小充放電時間為0.5小時，且電力缺口時長在0-180h之間儲能系統(tǒng)容量沒有變化，等同于其他策略的初始投資；當(dāng)電力缺口時長超過180小時時，增加儲能系統(tǒng)容量。具體有關(guān)儲能成本計算與設(shè)定表4所示：
年化成本主要包括兩項：年化初始投資和固定運維費用
隨著負(fù)荷缺口時長的增長，經(jīng)濟(jì)最優(yōu)選擇由需求響應(yīng)轉(zhuǎn)變?yōu)榘l(fā)電側(cè)儲能，最后轉(zhuǎn)變?yōu)檠訅勖弘姟Ｔ诙虝r間電力缺口時，需求響應(yīng)作為最靈活的方式，在圖中截距為零，即初始成本為零；其次為儲能、延壽煤電機(jī)組、新建氣電機(jī)組、新建煤電機(jī)組。延壽煤電機(jī)組是經(jīng)舊煤電機(jī)組改造而來，其初始成本一定低于新建煤電機(jī)組，雖然延壽煤電的運行維護(hù)費用大于新建煤電，但運行維護(hù)費用占比較小。因此，在screening curve模型中，延壽煤電年化成本曲線近乎與新建煤電平行，與新建煤電曲線向下平移類似，即在任何時長下，延壽煤電機(jī)組均比新建煤電機(jī)組更經(jīng)濟(jì)。
結(jié)論：保持煤電調(diào)控定力，充分發(fā)揮存量煤電機(jī)組系統(tǒng)價值，實現(xiàn)煤電高質(zhì)量發(fā)展
尖峰負(fù)荷缺口通過放松煤電管制解決并不是最優(yōu)的選擇，而應(yīng)通過科學(xué)安排電力系統(tǒng)運行方式，加強(qiáng)跨省區(qū)電力互濟(jì)，優(yōu)化調(diào)峰電站運行管理，發(fā)揮市場機(jī)制引導(dǎo)需求響應(yīng)資源，強(qiáng)化儲能，引導(dǎo)存量煤電升級改造與壽命管理。煤電高質(zhì)量發(fā)展的首要任務(wù)是要保障近期和中長期的電力需求和供應(yīng)安全，并在電力市場環(huán)境下結(jié)合自身競爭優(yōu)勢找準(zhǔn)功能定位和盈利點。對存量煤電進(jìn)行升級改造與壽命管理，是短期內(nèi)緩解尖峰負(fù)荷電力缺口的有效途徑之一，可以減少新增煤電需求，同時充分挖掘存量煤電機(jī)組為新能源“讓路”和為短期負(fù)荷激增“保供”的價值潛力，是緩解煤電企業(yè)被破產(chǎn)清算和擱淺的最優(yōu)選擇。供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革能否繼續(xù)保持定力，決定了電力行業(yè)整體的健康發(fā)展方向，亦將對電力體制改革、電力行業(yè)國企改革形成諸多牽制。因此，建議主管部門保持煤電調(diào)控定力，對存量煤電機(jī)組重新定位，從系統(tǒng)需求和存量機(jī)組價值最大化角度出發(fā)，充分利用部分仍具有良好使用狀態(tài)的煤電機(jī)組。科學(xué)量化這部分機(jī)組的系統(tǒng)價值，有序引導(dǎo)這些機(jī)組從電量市場中退出，轉(zhuǎn)向提供輔助服務(wù)。
標(biāo)簽：行業(yè)新聞
