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按照4500小时的煤电利用小时数计算,再考虑效率提升等因素,仍存在6亿~7亿千瓦左右的理论煤电增长空间。具体煤电增长空间要结合系统需求综合规划。
煤电逐渐从电量主体向容量主体转变
我国煤电与新能源发展是相辅相成的,煤电逐渐从电量提供主体向容量提供主体转变。
在能源电力低碳发展的战略目标下,近年来我国新能源装机容量和发电量都保持着超高的增长速度,但新能源天然具有随机性和间歇性特点,有效容量低,无法大规模经济存储,在参与电力平衡时有效容量通常只有装机容量的5%~10%,煤电在新能源发展上正在并持续扮演着重要角色。
首先,在电量上煤电为新能源“让路”,利用小时数下降将成为常态。
我国政策上以消纳新能源电量为优先目标,新能源在电量上必然“挤占”传统煤电发电量。2014年我国新增发电量全部来自风能、太阳能和核能,煤电有史以来首次发电量负增长。我国已向国际社会承诺,2020年“非化石能源占一次能源消费比重达到15%”,未来新能源加大发电量占比的趋势仍将延续。
其次,随着新能源加速发展和用电结构调整,系统对调峰容量的需求将不断提高,煤电是当前技术条件下最经济可靠的调峰电源。
新能源大规模接入导致系统面临的调峰压力日益增大,尤其是风电的反调峰特性更明显增加了电网调峰的难度。
根据对东北、蒙西和吉林电网的统计,风电反调峰概率分别为60%、57%和56%。其中吉林电网由于风电接入,一年期间峰谷差变大的时间平均达到210天。
另一方面,随着国家产业结构调整步伐加快,第二产业用电比例持续下降,第三产业和居民用电比例逐步上升,使得系统负荷特性发生较大变化,系统峰谷差不断加大。
以华东电网为例,2014年最大峰谷差接近全网用电负荷的1/3,节日期间峰谷比变化值是年平均值的2~3倍,调峰难度显著增加。
煤电作为调峰电源有技术经济优势
目前,我国系统中可选的调峰电源主要包括水电、气电、储能和煤电等。
水电中抽水蓄能电站调节性能优良,但受站址资源条件约束和审批建设缓慢影响,发展速度和总量有限。两步制电价一定程度上完善了抽水蓄能电站价格形成机制,但收益问题制约着各方投资抽水蓄能电站的积极性。
气电也有较强调峰能力,但我国天然气资源相对缺乏,价格一直居高不下,按比价关系计算是煤价的3~4倍。且目前已建和在建的燃气电厂大部分为联合循环供热机组,主要任务是满足供电和供热需求,调峰容量有限。
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