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在转型的命题之中,煤电,一直是业内高度关注、反复探讨的议题之一。在碳中和目标的倒逼下,煤电未来生存无论是时间还是空间都所剩不多,但即便结局已被锁定,煤电的“黄昏”该如何度过,仍然未有定论。
(来源:微信公众号“中国电力企业管理” ID:zgdlqygl 作者:翁爽)
我国能源结构以煤为主,要在短时间内大幅降低煤炭消费占比,需克服技术和经济等多方面困难,快速增长的电力需求也使得清洁能源进一步替代煤电充满挑战;同时,我国拥有全球最庞大的煤电体系,且机组普遍年轻,能力和效益还有很大的空间未能发挥。如此一来,有关煤电的“进与退”,以及如何进、如何退,业界众说纷纭。
在国际上,煤电退出早有先例,近年来,许多国家正在陆续退煤甚至已经实现“无煤”,但西方国家工业化进程开始较早,燃煤发电机组普遍老旧,即将退役,由可再生能源接替煤电是一个技术、经济发展的自然过程,而我国的煤电退出则是自我加压、主动作为的选择,无疑难度更大。中电联发布的《煤电机组灵活性运行与延寿运行研究》显示,国际上火电机组的设计寿命一般为30年,国外煤电机组服役时间普遍超过设计寿命。我国现役大部分煤电机组具备在设计寿命基础上延寿运行10~15年的能力,但目前现役机组平均服役时间为12年,运行超过30年的机组不足1.1%。
在能源的“不可能三角”中,安全与经济,在现阶段是与低碳存在矛盾和对立的诉求。从能源安全来看,美国加州、得州的停电事故,以及去年湖南、江西的限电事件,都表明极端气候因素带给电力系统的冲击已不是小概率事件。稳定可靠的电力供应能力增长落后于用电负荷及用电量增长,供应风险必然加大。
从经济性来看,2020年我国新能源投产约7000万千瓦,是历年来投产规模最集中的一年,整个电源基本建设投资为5244亿元,在过去,年度电源投资基本为3500~3800亿元。新能源投产规模激增立即推动电源投资的明显拉高。尽管新能源发电成本处于快速下降的通道中,但由于风电、光伏发电等新能源属于低能量密度电源,要满足电力增长的需求势必要加大投资力度。再加之辅助新能源入网的消纳资源投资,发电成本的上涨是必然趋势。
如今,多目标的抉择时刻已然到来。“十四五”是实现未来碳达峰、碳中和的窗口期。碳中和目标主导下所要求的一系列改弦更张式的重构,都将在“十四五”这一阶段确立框架、体系与坐标。巨大的转折与跃迁,将从当下这个五年开始。
“十四五”是如此关键,也是如此艰难。“十四五”的能源规划,仍然要基于现阶段的发展需求和技术基础,但当前人类社会正面临新一轮技术革命,技术的更新速度往往超出人们的想象,近期所谋划的一切,都有可能被远期的巨变改写。
正因如此,“十四五”的煤电规划,既需解决近忧,也要着眼远虑,在规划之中,存在诸多的变动因素。在记者采访、组稿的过程中,业内人士对于这些近忧与远虑表达了不同的观点与看法:
解决“十四五”的电力平衡问题仍然只能选择煤电作为支撑性电源。煤电利用小时数下降的“过剩论”是片面和武断的,电源结构的变化导致了煤电不可能再达到5000多利用小时,但这并不意味着煤电已过剩;
碳达峰、碳中和目标紧迫,在这样的大趋势下,煤电继续新增,很有可能投资收不回来,带来的沉没成本是巨大的;
退煤并非简单的加减法,也并不意味着“十四五”不上新煤机。总量可以不增加,但内部结构需要调整。煤电仍需发展,否则系统运行“过不去”,但一定要按需发展,即“严控增量、用好存量、淘汰落后”,为新能源大规模发展起到托底保供的作用;
在资本市场中,煤电或已成为“最坏的选择”,但若“十四五”电力系统仍需新增煤电,而发电企业缺乏投资煤电的积极性,“限电”可能不再是偶发性事件,电力供应安全将受到威胁;
煤电从基础性、主体性能源向保障性、调节性能源转变是大势所趋,但目前的电力市场缺乏针对电力平衡产品而设计的价格机制。既然系统仍然需要煤电的支撑,就应给予其合理的生存空间,建立包含容量电价和电量电价的两部制电价体系,健全辅助服务市场;
如果转型带来的成本上涨是持续性的,那么从市场经济的规律来说必然导致电价的上升。转型必然要付出代价,德国的转型成本是通过电价疏导出去的,但我国的价格体系仍然没有理顺,疏导机制存在堵点,这将是“十四五”期间机制转变中面临的重大挑战;
新技术的突破,始终是转型中的一个重要变量。如电化学储能技术一旦取得突破,发电系统、电力设备、网络运行等各个环节的效率都将升级更新,基础设施投资的支出将打破新能源调峰对煤电的依赖。因此制定“十四五”规划需要充分考虑到动态发展中的变数。
……
盘根交错的矛盾,不仅仅体现在煤电问题上,煤电的“安全着落”也绝非单纯的行业问题,更事关转型与改革大计。本期封面策划邀请多位业内权威专家针对“十四五”煤电的转型与重构进行深度分析,并期望从一场聚焦煤电的探讨中,延伸出有关“十四五”能源电力体制机制变革的更多思考。
本文刊载于《中国电力企业管理》2021年03期,作者系本刊记者
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