在一定時期內，煤電仍然還將是電源的主要構成，仍將需以一定規(guī)模的容量存在較長的時間。
文 | 羅盾
2020年9月習近平總書記提出中國的“碳達峰”和碳中和目標之后，裝機容量超過10億千瓦的煤電在中國能源圈中成為了尷尬的存在。很多觀點認為，在煤電碳減排潛力逐漸見底的情況下，煤電的徹底退出會是中國電力行業(yè)碳達峰和碳中和的關鍵。
從2013年的霧霾之后，煤電在國內輿論場中一直備受指責，如今更是走到了“消亡”的邊緣地帶。但煤電的命運或許不能僅僅從碳中和目標這一孤立視角來看，更要從整個電力系統(tǒng)的大環(huán)境、大格局來判斷。
而當我們放寬了視角之后，結論可能截然不同：煤電不僅不會消亡，甚至會在未來的新型電力系統(tǒng)中扮演者重要作用。
大規(guī)模風光并網對的影響
在碳中和的背景下，業(yè)內預計未來十年年均新增風、光裝機規(guī)模分別為5000萬kw和7000萬kw，2030年新能源裝機將大大超過12億kw，達到17億kw以上，普遍預計到2025年就能達到12億kw，增速顯著超過“十三五”時期?！笆濉逼陂g，風電裝機年均新增約3000萬kw（2020年搶裝，當年新增裝機超過7000萬kw），光伏年均新增裝機約5000萬kw。即便是第三方機構，多數預測的風光合計年均新增裝機也普遍達到1億kw以上。
電力系統(tǒng)是一個超大規(guī)模的非線性時變能量平衡系統(tǒng)，要時刻保持平衡，生產組織模式是“源隨荷動”。發(fā)電作為主動調節(jié)集，負荷作為被動不可調節(jié)集，由發(fā)電主動調節(jié)，跟蹤負荷的運行，用一個精準可控的發(fā)電系統(tǒng)，去匹配一個基本可測的用電系統(tǒng)，通過實際運行過程中的滾動調節(jié)，實現電力系統(tǒng)安全可靠的運行。
以風、光發(fā)電為主的新能源，不能“源順荷動”（風、光不可控），或只能單邊“源隨荷動”（棄風棄光，減少出力）；同時，在用電側，大量分布式新能源接入后，用電負荷預測準確性也大幅下降。由此，新能源大規(guī)模接入，將對傳統(tǒng)電網帶來巨大影響。在電源側儲能未完全發(fā)展起來前，風、光發(fā)電系統(tǒng)均不具備調峰調頻、旋轉備用、無功補償的能力。隨機的氣象條件，使得機組出力時刻變化，這對電網形成較大沖擊，使得電網需要為風、光發(fā)電系統(tǒng)建設相應的旋轉備用和無功補償以解決調峰調頻及對電壓進行有效的控制和調整，需要其他常規(guī)電源為有功功率提供補償調節(jié)，以保證電網對負荷持續(xù)、穩(wěn)定、可靠的供電。
理論上，風、光入網所增加的發(fā)電能力并不能有效減少電力系統(tǒng)所擁有的常規(guī)發(fā)電機組。因此，從某種意義上，風、光發(fā)電的存在，相當于在電網中增加了一個“不確定性負荷”。
風、光發(fā)電大規(guī)模接入電網，面對“兩高”的未來（高比例清潔能源、高比例電力電子系統(tǒng)），既要提升新能源發(fā)電的用電比重（消納），又要確保用電安全，勢必需要構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，意味著風、光發(fā)電將是未來電力系統(tǒng)的主體。煤電將由主力能源降格為輔助能源，但又必須承擔供電安全“壓艙石”的職責。定位為輔助能源的煤電，為確保電網安全，將面臨總體裝機容量不能低，但運行效率（利用小時數）不能高的尷尬局面！
煤電是電網安全的“底牌”
風、光發(fā)電功率的波動完全隨天氣狀況做隨機變化，而且要比電網正常的負荷變化高得多。所以，為風、光發(fā)電所準備的可調容量不能簡單地依靠臨時性的啟、停機來完成，而是必須使其處于旋轉備用狀態(tài)。隨之而來的是，風、光發(fā)電裝機容量越大，旋轉備用的容量就被迫越大。因此，風、光發(fā)電大比例接入電網，必須匹配大量靈活可調的電源，即靈活性電源。理論上，傳統(tǒng)能源均可為靈活性電源，因為它們都是可調可控的。例如水電（包括抽蓄）、氣電、電池（電化學儲能），以及煤電。
水電方面，我國水電裝機容量3.7億kw，其中抽蓄電站3000萬kw，受資源和環(huán)境的雙重壓力，再大規(guī)模開發(fā)水電的空間已經不大。盡管水電廠（包括抽蓄）的調節(jié)能力比較強，容量大、機組的啟/停調節(jié)迅速，是較為理想的調頻調峰電源，但水電布局受自然資源的約束，在選址和容量上均有所限制，加上水電本身的周期（豐枯水期），使其自身有時也會有調峰的需求。目前，我國抽蓄電站3000萬kw的裝機容量，明顯不足于完全承擔靈活電源的功能。
氣電在調峰能力和超低排放上極具優(yōu)勢。氣電啟停速度快，大型機組啟動至帶滿負荷可控制在1小時以內，能夠快速響應電網需求，可為電網提供可靠的調峰支持；氮氧化物排放量小，S02和煙塵排放基本為零，與煤電相比要清潔環(huán)保。但是，受制于中國“富煤缺油少氣”的資源稟賦，較高的氣價和安全供應得不到完全保障的國際環(huán)境使得我國氣電裝機比較有限，在2020年末我國氣電裝機達1億kw，但只占總裝機容量的4.5%；另外，冬季往往也是天然氣用氣高峰，保民生的需求也會抑制氣電調峰的出力。
目前，寄以厚望的是儲能應用系統(tǒng)，特別是電化學(電池）儲能，以及少量氫能儲能。電池儲能采用電力電子控制輸出功率，響應十分迅速，本身非常適合于電力系統(tǒng)的調頻，其調頻效果是水電機組的1.7倍，更是遠好于煤電機組。從中長期來看，儲能或氫能（氫能可以看著是儲能的一種）加上智慧能源系統(tǒng)是實現大規(guī)模新能源消納，進而實現能源系統(tǒng)碳中和的最終解決方案。但在近一定時期內，儲能還無法完全承擔調峰功能。
首先，目前以鋰電池為主的儲能系統(tǒng)容量有限。儲能多數容量配置10%，充（放）電時間在2小時左右。對電力系統(tǒng)而言，這樣的配置在短時間內（“分鐘”級別）的一次調頻方面是有效的，但在針對以“天”或“周”為時間周期的調峰方面卻可能不夠。假定在“十四五”期末風、光發(fā)電機組累計裝機達到12億kw，未來5年新增7億kw，50%的新增裝機配置10%的儲能，則儲能裝機將配置有3500萬kw，能提供電量7000萬kwh。這個數對我國“十四五”期末預測的14億kw的負荷和年9.3萬億kwh的用電需求量來說并不能解決“天”級別或“周”級別時間周期的峰荷問題，在一些氣象條件下，“周”級別時間的峰荷需求并不少見。其次，從產業(yè)上看，2019年，全球電池儲能累計裝機規(guī)模為9.52GW，當年新增投運電池儲能規(guī)模是2.89GW。截至2020年6月底，我國電化學儲能累計裝機規(guī)模達到1831MW，未來五年要達到3500萬kw的新增儲能裝機，是2020年裝機的近20倍。這在電池儲能技術體系尚未實現完全標準化，產品質量和系統(tǒng)集成水平參差不齊，安全問題尚有疑慮的情況下，這樣的擴張速度存在較大不確定性。在成本和商業(yè)模式方面，儲能電站度電次成本在0.5元左右，離規(guī)模應用的目標度電次成本0.3~0.4元仍還有不小差距；商業(yè)模式也還未成熟，收益存在很大不確定，大規(guī)模的投資難以進場。
從長遠來看，風、光+儲能和氫能將是能源體系的主要的發(fā)展方向，煤電終將會退出歷史舞臺。然而，從上述分析來看，儲能的發(fā)展過去是沒有跟上風、光發(fā)展的步伐的，而且在最近的一定時間內也還不能迅速跟上新能源裝機擴張的步伐。
綜合上述的分析，在一定時期內，煤電仍然還將是電源的主要構成，仍將需以一定規(guī)模的容量存在較長的時間。
來看個實例。2021年初寒潮，1月7日國家電網統(tǒng)調最高負荷達到9.60億kw，11日南方電網負荷達到1.97億kw的峰值。1月7日當天晚，兩網高峰創(chuàng)出了高點，達到了近11億kw，當天的電量是259.67億kwh。我國電力總裝機近22億kw，這個負荷高峰出現在晚上，光伏沒有出力；7日那一天全國大面積沒有什么風，風力發(fā)電的裝機出力只有10%左右，全國5.3億千瓦風電和光伏的總裝機，5億千瓦沒有出上力；冬季是枯水期，3.7億千瓦水電的裝機有2億多沒有出上力；冬季也是天然氣的用氣高峰，天然氣發(fā)電裝機有將近1億千瓦，50%也沒有出上力。這時，如果沒有近11億裝機的煤電頂上來，這個高峰負荷是完全無法滿足的。已知的事實是，彼時，南方一些省份被迫有序用電。
冬夏雙峰是我國電力負荷的特點。2021年1月，南網首次連續(xù)五日（“周”級的時間）出現冬季日用電負荷與夏季高峰時段相當的局面。如上面的實例，冬季負荷的峰值大都出現在晚上。冬季是枯水期，水電出力下降；南方濕度大，風機可能凝凍；晚高峰，太陽已下山，光伏無法出力。多省市同一時段出現負荷峰值，難以實現余缺互濟。此時，頂峰迎冬的重任是不得不由煤電來抵頂的。2021年1月間，湖南、浙江限電，北京燃煤供熱機組重啟等事實可以證實上述判斷。
煤電要適應低負荷運行
截至2020年底，全國全口徑發(fā)電裝機容量為22億kw。火電裝機12.5億kw（煤電裝機容量10.8億kw，占總裝機容量的比重為49.1%，首次降至50%以下）、水電裝機3.7億kw、核電0.5億kw、并網風電2.8億kw、光伏裝機2.5億kw。2020年新增并網風電、太陽能發(fā)電裝機容量分別為7167萬kw和4820萬kw。搶裝潮下，2020年度當年新增并網風電裝機規(guī)模創(chuàng)出歷史新高。
用電端，2020年全國用電量7.51萬億kwh，全口徑發(fā)電量為7.62萬億kwh，發(fā)電量高于用電量1.5%。“十三五”期間全社會用電量年增長5.7%，全口徑發(fā)電量年均增長5.8%，發(fā)電量的增幅略高于用電量的增幅。并網風電和光伏發(fā)電量分別為4665、2611億kwh，同比分別增長了15.1%和16.6%，兩者合計占全社會用電量9.7%。全口徑發(fā)電設備平均利用小時數3758小時，火電利用小時4216小時，其中煤電4340小時；并網風電、光伏利用小時分別為2073和1281小時。
盡管煤電仍然還有4000多小時的利用小時數，情形尚可，但是，從長期來看，煤電終將面臨利用小時數逐漸降低的壓力。從地區(qū)結構上看，即便是在當前，在一些清潔能源占比較高的地區(qū)，煤電的利用小時數已經低于3000小時。從分省來看，十余個省的煤電利用小時數已低于4000小時，在清潔能源占比較高的省份，煤電利用小時已經低于3000小時。
2020年全國負荷最高達10.76億kw（國網和南網負荷有時間差，若簡單相加達最高負荷接近12億kw）。預計“十四五”負荷增速5%-6%，用電量增速4%-5%，負荷增速略高于電量增速，則“十四五”末，即到2025年，負荷將達14億kw，用電量達到9.31萬億kwh。一般地，發(fā)電量要高于用電量，以高1.5%計，則發(fā)電量預測為9.45萬億kwh，比2020年增加1.8萬億kwh。
假設2025年風、光裝機已就達到12億kw，風光各半，則“十四五”風光裝機新增3.2億kw，光伏新增3.5億kw。風、光發(fā)電小時分別按2000、1300小時計，風光裝機將新增發(fā)電量近1.1萬億kwh，將要占到新增發(fā)電量需求的近60%。屆時，風光總發(fā)電量將達到近2萬億kwh。若按照9.31萬億kwh的用電量來匡算，這將占到全社會用電量的20%以上！考慮限電達到10%，也將出力達1.8萬億kwh，占到全社會用電量的19%。
考慮到風、光發(fā)電的受阻系數極高，為確保用電安全及14億kw的峰值用電負荷，就必須增加穩(wěn)定電源的配置。綜合測算，煤電需增加裝機容量約1.4億kw（這個數值有爭議，但多數研究認為煤電增加裝機是必須的，分歧只是增加容量大小的問題）。
事實上，在“十三五”期間，有27個省、直轄市或自治區(qū)新核準通過了1.45億kw的煤電項目。僅在2020年，就核準通過了4600萬kw，占“十三五”期間通過總和的31.9%。核準通過的煤電裝機總容量在“十三五”期間呈現了明顯的U型曲線上升?？紤]建設周期，這些項目將在“十四五”期間建成投產。
因此，“十四五”期間，隨著用電峰荷的增加，煤電裝機不得不增加。在優(yōu)先發(fā)電權讓路清潔能源的同時，新增發(fā)電量的需求（如上文預計為1.8萬億kwh）的60%將交由風光發(fā)電機組發(fā)出，即新增發(fā)電量需求的大部分要被新增的風光發(fā)電裝機“吃掉”。若算上新增的水電、核電等機組新增的發(fā)電量約3000億kwh，新增煤電裝機將只有4200億kwh的發(fā)電量額度，對應1.4億kw的新增裝機規(guī)模，利用小時數就只有約3000小時，將大幅下降。
靈活性是煤電唯一的選擇
根據過去十年，即2010-2020年的歷史數據，大部分省市的用電負荷增速要大于用電量增速。出于安全考慮，用電負荷需要穩(wěn)定的電源來保障，如前分析，在一定時期，我國穩(wěn)定電源的現實選項就是煤電，這就不得不在近期內增加煤電的裝機。同時，氣候承諾和減排的壓力又需要使用大量的清潔能源。因此，煤電裝機容量和使用電量的不匹配將會在相當長的時期內存在。最簡單和直觀的估算：負荷年增加6000萬kw，意味著穩(wěn)定電源的裝機容量需要增加6000萬kw；用電量變化同步于用電負荷，增速小于負荷增速，電量年增加3600億kwh。在容量和電量完全匹配的情況下，機組利用小時數為6000小時，這是經濟合理的。然而，在技術進步和平價上網的情況下，風、光新能源機組大規(guī)模的裝機是必然的，謹慎估計，若年新增裝機1億kw，綜合利用小時1650小時，就將“吃掉”電量約1650億kwh，留給煤電機組的就只有1950億kwh。顯然，煤電機組的利用小時就會跌到3250小時。
在大力拓展清潔能源，新能源裝機增加的同時，煤電裝機也得增加，這看起來似乎相當荒謬！其實不然，單純反對煤電建設的觀點是缺乏對電力系統(tǒng)運行基本常識的認知，這只關注電量替代的競爭關系，忽略了電力瞬時平衡的特點。煤電裝機容量的提高，更多是為了調節(jié)新能源服務，它的利用小時數仍會持續(xù)降低，因而裝機容量的提高并不一定等于煤電電量的提高和碳排放的增加。
但是容量和電量的不匹配，必然損失煤電運營效率，增加運營和維護成本。這是無奈卻現實的選擇。是面對能源領域不可能三角（清潔、廉價、安全，三者不能得兼）的選擇！
