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但是,随着近年来全国电力供需从过去总体平衡转变为总体宽松,经济结构调整带来用电负荷峰谷差加大,电源结构不合理使电力系统调峰能力明显不足,造成火电利用小时持续下降。2014年,全国发电设备利用小时4286小时,为1978年以来的年度最低水平。
今年上半年,受电力消费需求放缓、供需宽松以及为快速增长的非化石能源发电调峰等因素影响,火电发电量同比下降3.2%,自2014年7月份以来连续12个月负增长,设备利用小时2158小时,同比降低217小时。
从火电燃料供应来看,电煤供应延续宽松,发电用天然气供应总体平稳。全国煤炭市场需求低迷,国内煤炭市场供应充足,电煤供需总体宽松。全国天然气消费需求增长放缓,天然气发电供气总体平稳。但是,因气价偏高、地方政府补贴不到位,部分天然气电厂持续亏损。
与此同时,在我国电源建设项目中,在建规模最大的仍然是火电工程项目,在建总规模为1081.55万千瓦,达到了全部电源建设工程的62.64%,火电在建容量与我国当前的电力装机的构成比例基本一致,今后随着老旧机组的淘汰更新,其建设规模预计仍将继续维持在较高的比例水平。
减排力度空前,火电清洁化水平大幅提高
《节能减排“十二五”规划》制定的火电行业减排目标是:2015年二氧化硫排放量从2010年的956万吨降至800万吨,2015年氮氧化物排放量从2010年的1055万吨降至750万吨。
在2014年底,火电烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放分别降至98万吨、620万吨、620万吨左右,分别比2013年下降约31.0%、20.5%、25.7%。电力二氧化硫排放(2013年实现)、氮氧化物排放(2014年实现)全面提前完成《节能减排“十二五”规划》规定的电力二氧化硫800万吨、氮氧化物750万吨的减排目标。与2006年排放最高时相比,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放之和减少约50%。
2014年,按照修订后的《火电厂大气污染物排放标准》,燃煤电厂对除尘设施进行了大范围改造,在继续应用低温电除尘器、高频电源、移动电极技术的基础上,湿式电除尘器等开始在一些新建机组和改造机组上大规模应用。同时,通过优化现有脱硫吸收塔内流场、改造湿法脱硫除雾系统等方式提高了对烟尘的协同脱除能力。经中电联分析,2014年煤电平均除尘效率达99.75%以上,比2013年提高0.1个百分点。
二氧化硫控制方面,截至2014年底,统计口径内燃煤发电机组基本上全部采取了脱硫措施,其中,烟气脱硫机组容量约7.55亿千瓦,约占煤电机组容量的91.5%,比2005年提高77个百分点,比美国2011年高31个百分点;其他机组主要采用具有炉内脱硫能力的循环流化床锅炉。
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