是新能源导致了火电利用小时数的下降吗？

近年来以风电和光伏发电为代表的新能源发电快速发展，装机容量快速增长，发电量不断攀升，为保护生态环境、减少碳排放做出巨大贡献。但也经常会看到类似的说法：“大规模发展新能源，导致火电发电量被挤占、利用小时数下降”。似乎近年来新能源的发展，要为火电利用小时数的下降背锅，但事实真的是这样吗？

首先需要了解一下，近年来火电发电量和装机情况，是否每年也在增长，平均每年又增长多少？全国每年新增的新能源发电量，与每年新增的火电发电量相比，究竟又是个什么比例呢？ 带着这些疑惑，用电力工业年报统计数据，简单计算分析了一下。

（来源：微信公众号“查浩” 作者：查浩）

近几年各类电源的发电量：

近几年各类电源装机容量：

年均新增发电量：

年均新增装机：

从上面图中可见，2016-2019年，全国每年平均新增发电量4452亿千瓦时，其中火电年均新增发电量超过2500亿千瓦时，占全国年均新增发电量的56.62%，核电占10.15%，水电占9.07%，风电占12.33%，光伏占11.79%。

2015-2019年，全国每年平均新增电源装机12553万千瓦，其中火电年新增装机容量超过5000万千瓦，占比39.9%，核电占4.5%，水电占7.36%，风电占16.07%，光伏32.16%。

结合上面计算的数据，有几点看法：

（1）核电年均新增装机容量不大、装机占比也较低，但年均新增的发电量却不少，而且年均新增的发电量高于水电，和光伏年均新增发电量也仅相差1.6个百分点，感觉有点属于闷声低调抢电量。

（2）新能源（风电+光伏）占全国年均新增电源装机比例约48%，但年新增发电量的占比仅约24%（装机大、电量小的特征明显），远远低于火电年新增发电量56.62%的占比。数据也反映出，近些年来火电装机每年一直在增长、发电量也一直在增加，而且占全国每年新增发电量的比例超过了一半。因此，从年均新增发电量的占比来看，说新能源挤占了火电的发电量、导致火电的小时数下降，那这锅真的是有点太大了。

（3）若用年均新增发电量和年均新增装机，测算一下每年新增电源的小时数（认为每年新增的发电量，都是新增电源发出来的电），则年新增火电的平均小时数5033h，年新增水电的平均小时数4367h，年新增风电的平均小时数2721h，年新增光伏的平均小时数1300h，年新增核电的平均小时数7986h。

综上来看，近年来各类电源的装机容量都在增长，发电量也都在增加，火电年均新增发电量的占比超过了56%，是新能源年均新增发电量的2倍多，而且新增火电的年利用小时数并不低，超过了5000h。新能源虽然装机增长很快，但年均新增发电量的占比还不到四分之一，只是增量的补充，主要的发电量增量主要还是火电。从各类电源的新增发电量数值看，可以认为火电小时数下降和新能源没有直接关系。

若考虑火电因参与调峰调频等因素，需要客观承认火电为跟踪调节新能源随机波动，深度调峰会带来发电煤耗的上升（火电机组30%调峰深度时，可能比50%出力时的度电煤耗要增加20%，估计低负荷出力时的度电煤耗会增加大约60g吧），这也使得煤电机组深度调峰、低负荷运行的度电成本会上升。不过，目前国内各省基本都已建立电力辅助服务市场，参与了深度调峰的火电，会得到从没有参与深调峰的火电、风电、太阳能发电、以及核电等电源那里得到补偿，来弥补由于深度调峰带来的损失，目前辅助服务市场的推进力度较大（2018年全国除西藏外31个省区市电力辅助服务补偿费用147.62亿元，而2019年上半年补偿费用就已经达到130.31亿元），估计未来电力辅助服务费用还会继续增长。

从各类新增电源的年利用小时数也能看出，近年来新投运电源的年利用小时数均高于全国同类电源的平均值，反映出新投运电源的利用率在提升。以新能源为例，风电机组高塔筒、大叶片等技术应用，风电场优化布局设计、机组优化选型等都会带来风能利用效率的提高；自光伏“领跑者”计划以来，光伏组件转化效率快速提升，双面组件、自动跟踪支架、先进逆变器等新技术装备投入应用，也带来了新投运的电站发电量增加和利用小时数提高。

也许会有人问：为什么火电装机一直在增长呢？

主要还是用电负荷的增长，带来新增电源装机的需求。尤其是近年来，随着城镇化、工业化，以及煤改电等电能替代措施发展，第三产业和居民生活用电占比不断提高，夏季制冷负荷和冬季采暖负荷比重不断上升，再加上用户侧电动汽车增长，这些大功率的脉冲型负荷增多（功率大、电量小），负荷尖峰化特征越来越显著，负荷峰谷差也不断拉大。一些省区用电特性呈现出了“电力缺口大、电量缺口小”的特点。有研究表明，部分省区用电负荷中，全年最大负荷95%以上的尖峰持续时间普遍低于24小时（1天），对应电量不超过全年用电量的0.5%。这些尖峰用电负荷持续时间往往很短、用电量很小。总体来看，最大用电负荷的增速，快于用电量的增速。若要保障和满足这些尖峰的用电负荷，再考虑一定的备用容量，自然就需要新投资建设电源和配套电网给与保障。为了满足这些短时的尖峰用电，新建火电机组的使用效率是偏低的，但投入代价很大、也不经济。而且，新投运的这些仅需每天发电1~2小时的顶尖峰用电的火电装机，必然会与老火电装机和其他电源博弈争夺发电量。因此，火电整体利用小时数的下降，是不是在一定程度上可以认为，是负荷特性的变化，使得需要新建火电机组，而新建的机组挤占了传统老火电机组的发电量，导致了整体利用小时数的下降呢？

也许会有人接着问：能否不建火电，增加新能源装机来满足尖峰用电负荷呢？

答案可能是偏悲观的。常言道“天有不测风云”，风能、太阳能资源特性与发电出力规律，与用电负荷曲线的匹配性难免会有差异。从学术期刊杂志上曾看到国家电力调控中心写的文章，有这样一组数据：“从实际运行数据来看,2018年国家电网最大负荷达到8.4亿kW,而当时的风电、光伏出力分别为2263万kW、4993万kW，风光发电出力合计仅占负荷电力的9%。7、8月份迎峰度夏期间，新能源总发电量633亿kW·h，占7、8月份总用电量的6.1%”，从这个数据能看出，新能源参与用电负荷尖峰的电力和电量平衡，是存在难度的。因为从气象学的规律来看，夏季午间的高温天气，海陆热力差较小、气压差也小，是比较难以形成大风的。而到了傍晚，太阳落山后，晚高峰用电又开始增大了，此时已没有了光伏出力，也很难满足晚高峰的用电负荷。这些客观因素的存在，导致满足尖峰负荷用电的责任往往由火电来承担，可能这也成为了火电装机不断寻求增长的主因吧。但新增火电越多，就像上面讲过的，只用来满足短时的用电尖峰负荷需求，但带来的问题却很多很大。

也许会有人继续问：那有没有其他的方式来解决尖峰负荷用电问题呢？

想到两个办法，一是发展储能，二是价格政策引导改变用电。2018年江苏镇江投运的电网侧储能，初衷是为了解决尖峰时段缺电力的问题。2017年9月3台燃煤机组退役，补缺口的2台燃气机组无法按计划建成投运，因此采用了建设储能“充电宝”的方式来填补夏季用电高峰时段的电力缺口，从而最大限度地保障生产和生活用电。虽然储能成本还比较高，但在当时时间紧、任务重、新建电源来不及的情况下，采用建设储能的方式保障了尖峰短时用电需求，同时也减少煤电装机并提高全系统运行效率。不过由于电网侧储能未被纳入输配电价中，这也给电力储能的规模化利用带来了很大影响。从电力系统潮流分布的角度来思考，在电源侧配置储能，可能不如在电网的变电站配置储能，更有利于发挥储能的多重功效。单一的新能源场站发电出力波动较大，但地理空间分布的多个新能源场站出力叠加后，会有一定的互补平滑、也能减少随机波动，对储能的需求也会相应下降。因此，单一场站配置储能，直觉上可能不如在电网的变电站配置储能，储能规模精准配置、共建共担、共享共用，是不是能更好发挥储能“四两拨千金”的功效？

关于未来的电力规划和价格机制，是否可以这样想，必须100%满足那些持续时间很短的尖峰用电吗？因为真的代价太大了，再考虑备用容量，需要新增多少电源和配套电网投资？若电力系统规划运行中，采取负荷需求侧管理、备用容量共享、省间互济等手段来“削峰填谷”，并进一步通过分时电价，利用高峰负荷和尖峰负荷电价等价格机制来引导调节需求侧用电特性，削减那些持续时间很短的尖峰用电，从而减少以满足短时尖峰用电为动因的新增煤电电源装机和配套电网建设，是不是也就可以提高整个电力系统的效率，并降低全社会成本呢？而且，以目前的调度计划模式，日前的发电计划制定，大多还是以满足尖峰负荷为目的来确定次日电源开机容量，大概率还是以火电装机来确定。但目前的煤电灵活性，很多还做不到灵活启停和快速调节。所以，一旦火电机组开启了，往往很难让出发电空间，给日内新能源消纳带来困难。

为此，从促进新能源消纳利用和储能等新技术发展的角度来说，通过电价引导电力需求侧的负荷特性，能带来的效果和价值可能会很大。电力规划的思路，也需要以提升电力系统整体效率和促进可再生能源发展利用转变。

最后，以我国的能源资源禀赋，可再生能源发展空间十分巨大，但发展可再生能源也离不开火电作为保底支撑和调节电源，可再生能源从增量补充过渡到增量主导，再逐步进入对存量火电的替代，在革命性的电力储能技术突破前，这个过程会需要很长时间。火电的角色，也会逐步从过去多发电量多盈利、向多跟踪调节多盈利的模式转变，利用小时数会进一步下降，而跟踪调节的辅助服务费用会逐步增长，最终实现包括可再生能源发电在内的各类电源与火电利益平衡、和谐共生！