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要推进电能替代
为贯彻落实中央财经领导小组第六次会议《国务院关于印发大气污染防治行动计划的通知》(国发〔2013〕37号)及《能源发展战略行动计划(2014~2020年)》(国办发〔2014〕31号)相关部署,国家发展改革委等八部委以发改能源〔2016〕1054号文联合印发了《关于推进电能替代的指导意见》,要求“2016~2020年,实现能源终端消费环节电能替代散烧煤,燃油消费总量约1.3亿吨标煤,带动电煤占煤炭消费比重提高到1.9%,带动电能占终端能源消费比重提高约1.5%,促进电能占终端能源消费比重达到约27%。”
有一件事情始终没有弄清楚,就是以电代煤,要代替1.3亿吨标煤,需要多少电?后来媒体公布,代替1.3亿吨标煤要用4500亿千瓦时电力。因为以电代煤,不是用电去代替声、光、通信等高效用电,以电代煤是用电去代替经济性差的供热部分。因为这部分经济性差,所以一直还是用煤炭、石油、天然气等化石燃料供应。最近几年由于热泵技术的发展,1千瓦时电可以获得2千瓦时、3千瓦时、甚至4千瓦时电的能量。用电制热效率高了,经济性有所提高,但由于发电和热泵需要巨大的投资和运行费用,因此目前热泵的经济性并不高,有待于技术水平的提升。
目前来看,用电锅炉代替煤锅炉,环境效益好,但能效和经济性还不高。现在关于以电代煤公布了一些数字:国家电网公司从2013~2016年累计推广实施电能替代电量达1030亿千瓦时,首次突破1000亿大关,相当于在能源消费终端减少燃煤4037万吨,减排二氧化碳7190万吨,减排二氧化硫等污染物76万吨,环保、社会效益显著。还有一种估计,在“十三五”期间,电能替代在国家电网公司供电区域内可完成5000亿千瓦时替代量,南方电网公司供电区域内可完成1000亿千瓦时电能替代(没有提到内蒙古电力公司供电区域内可以完成多少),至少两大电网公司可完成6000亿千瓦时,加上这笔用电量,2020年全社会用电增长率至少可以达到6.5%。
这里是按电能替代电能利用高效率来计算耗电量的,每亿千瓦时电能可以替代3亿吨左右标准煤或4亿吨左右原煤来计算的,象电锅炉、电炊具达不到这么高效率,要替代1.3亿吨标准煤,替代电量还要增加,“十三五”相应的全社会用电量和全社会用电量增长率还会增加。因为电能替代1.3亿吨标准煤是必须完成的。所以电能替代的电量是一定能够完成的,应当纳入电力规划。
关于灵活电源平衡
在建国初期电力短缺,为了多发电力满足电力需求,往往采取调班用电,提高发电设备利用小时数。那时倾向于多建基荷电厂。后来装机容量比较富裕之后,为了保持各类电厂运行的灵活性、可靠性和经济性,在进行电力规划中,不仅要保证有足额的装机容量,而且要根据负荷特性,使高峰电厂、腰荷电厂和基荷电厂有合理的比例。
目前我国处在化石能源发电向可再生能源和新能源发电大转换时期,要大力发展可再生能源电力和新能源电力,需要用火电(天然气发电和煤电)、储能和需求响应来解决可再生能源电力和新能源电力的间歇性,随机性和季节性问题。特别是目前需求响应尚不能大规模发展时,主要靠火电调峰、调频、辅助服务的情况下,矛盾比较突出。“三北”弃风弃光,云南、四川弃水,局部地区调峰能力不足,煤电利用小时数不断下降,输电系统利用率偏低。为了解决这些问题,我们在进行电力需求预测时,是否应该测算一下,我们发展可再生能源电力、核电电力,风电、太阳能电力,需要多少调峰、调频容量?需要多少辅助服务容量?我们有多少调峰、调频、辅助服务容量,是否平衡,能否满足发展水电、核电、风电、太阳能发电要求?在“十三五”期间能否解决弃水、弃风、弃光,甚至弃核的要求?
“十三五”规划中虽有水电、风电、太阳能发电、核电的装机规模,也有天然气发电、煤电、抽水蓄能电站的规模,但没有水电、风电、太阳能发电、核电需要多少调峰、调频和辅助服务容量。不知道非化石能源电力的辅助服务要求能否满足?弃水、弃风、弃光、弃核的问题能否解决?最好是调峰、调频、灵活电源多准备些,以便水电、风电、光电、核电超计划完成,才能保证不丢弃、少丢弃电能。
关于饱和用电水平
饱和用电水平是关系国家及地区电力规划的关键指标,对其进行科学研究,将有助于远近结合,统筹兼顾,将有助于指导当前能源电力发展建设。过去有人研究认为2030年是电力发展峰值年。最近南方能源报刊登《基于国际比较的我国饱和用电水平研判》,认为我国人均用电量约为7000~8000千瓦时/年,2032年或2042年达到饱和时期,全社会用电量预计将达到11.68万亿千瓦时(8000千瓦时/人/年×14.6亿人口。
能源转型对于饱和用电水平有很大影响,所以首先要了解清楚能源转型。能源转型包含多种理解:一是在供给侧,用清洁能源替代化石能源;在能源消费侧实施清洁能源替代。这里所说的清洁能源是指风能、太阳能、水能等可再生能源,还包括煤炭清洁高效利用和天然气等。另一种理解则是,发展以电力为中心,实现“两个替代”,能源开发实施“清洁替代”,以太阳能、风能、水能等清洁能源替代化石能源,能源消费实行“电能替代”,以电代煤、以电代油、以电代天然气,实现一个回归(化石能源回归基本属性,主要作为工业原料和材料使用),一个提高(即提高电气化水平)。因为第一方案缺乏必要的数据,难以估算,现在按第二方案,能源供给实施可再生能源和核电替代,能源消费以电能替代,估计需要电能20万亿千瓦时(按国家发改委等八部委电能4500亿千瓦时替代标准煤1.3亿吨计算)。
改革开放以后的能源预测,都或多或少在考虑能源转型,用清洁、低碳能源替代化石能源。从1996年到2015年收集到14个预测资料来看,绝大部分预测的时间节点为2050年。随着对能源转型的认识,2050年的发电量和装机容量不断提高,但到目前为止,2050年的发电量预测还没有提高到20万亿千瓦小时。
“十三五”规划中2020年发电量6.8~7.2万亿千瓦时,装机容量20亿千瓦。2012年国家开发银行的预测,2050年发电量为13.8万亿千瓦时,装机容量35亿千瓦;2012年中国电力企业联合会王志轩预测,2050年发电量为16.3万亿千瓦时,装机容量达49亿千瓦。2014年华北电力大学罗建国等人预测,2050年发电量15万亿千瓦时,装机容量41亿千瓦,2015年国家电网公司能源研究院白建华预测,发电量15万亿千瓦时,装机容量68.4亿千瓦(其中包括储能容量为6亿千瓦)。如果按白建华的预测2050年发电设备利用小时数为2200小时,那么要达到饱和电量20万亿千瓦时,装机容量应该达到90.9亿千瓦。如果要想用电力完全替代所有各种化石能源,以全球综合电力网替代全球综合能源网,20万亿千瓦时是不够的,关键是4500亿千瓦时电力替代不了1.3亿吨标煤。看来认为2030年是电力发展峰值年是不可靠的。
最近有人说,在2017年前中国一直存在着两个潜在的风险,第一个是能源,第二个是粮食。自从在技术上获得三大突破,中国有可能排除两大风险。这三大突破一是地热发电的研究成功;二是低成本沙漠化土壤改良;三是海水、盐碱地、水稻种植。热干岩勘查取得重大突破,其储量比煤炭、石油的储量高几十倍,甚至可能使人类放弃高聚变生产能源。热干岩如能开采成功,可以弥补我国能源资源的不足,对于电能的替代,电力饱和水平也可能有影响。电力饱和用电水平的高低,取决于用电力替代化石能源的水平(用电力替代化石能源的比例,例如替代50%,80%或是全替代)。再一个就是电力替代化石能源的速度,替代速度愈快,饱和用电水平就会愈快到来。而这两个发展速度的快慢取决于经济性的实现。同时,我们也希望页岩气的利用技术能很快成熟,与地热发电一同为我国电力发展作贡献。
新时代、新征程、新常态下,就要有新的电力预测方法,要抛弃电力弹性系数法、人均用电量法,要用调查研究来预测负荷。
(本文刊载于《中国电力企业管理》2018年2期,作者系本刊特约撰稿人)
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4月17日,国家能源局发布3月份全社会用电量等数据。3月份,全社会用电量7942亿千瓦时,同比增长7.4%。从分产业用电看,第一产业用电量96亿千瓦时,同比增长7.0%;第二产业用电量5421亿千瓦时,同比增长4.9%;第三产业用电量1365亿千瓦时,同比增长11.6%;城乡居民生活用电量1060亿千瓦时,同比增长15.8
4月17日,国家能源局发布3月份全社会用电量等数据。3月份,全社会用电量7942亿千瓦时,同比增长7.4%。从分产业用电看,第一产业用电量96亿千瓦时,同比增长7.0%;第二产业用电量5421亿千瓦时,同比增长4.9%;第三产业用电量1365亿千瓦时,同比增长11.6%;城乡居民生活用电量1060亿千瓦时,同比增长15.8
一、用电情况3月全社会用电量220.60亿千瓦时,同比增长3.87%。分产业看,第一产业用电量2.47亿千瓦时,同比下降3.53%;第二产业用电量136.99亿千瓦时,同比增长0.65%;第三产业用电量43.20亿千瓦时,同比增长9.26%;居民生活用电量37.93亿千瓦时,同比增长11.02%。二、发电情况3月全省发电量200.0
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据国网浙江省电力有限公司(下称“国网浙江电力”)9日消息,近日,浙江、福建两省就2024-2026年中长期送受电签订合作协议。初步测算,2024年福建送浙电量将超165亿度,较2023年增加60亿度,此举将有力支撑浙江电力保供稳价。根据协议,2024年4月1日至12月31日,福建省在电力电量盈余的情况下,按照250万
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1-2月,全省全社会用电量为515.7亿千瓦时,同比增长5.9%。2月,全社会用电量为235.4亿千瓦时,增长0.4%。分产业看,1-2月,第一产业用电量为4.7亿千瓦时,同比增长8.1%;第二产业用电量为360.1亿千瓦时,增长3.3%;第三产业用电量为77.1亿千瓦时,增长14.9%;城乡居民生活用电量为73.9亿千瓦时,增长10
2月份,全省全社会用电量82.41亿千瓦时,同比增长6.51%。全口径发电量87.95亿千瓦时,同比下降3.78%;原油产量36.05万吨,同比增长1.09%;原油加工量74.40万吨,同比增长0.21%;天然气产量1.45亿立方米,同比下降3.14%;天然气消费量3.28亿立方米,同比增长1.90%;原煤产量59.05万吨,同比下降20.37%。
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