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2020年中國電力工業供需特征與火電機組靈活性改造現狀與前景分析[圖]

2021年01月07日 13:47:24字號:T|T

    一、新能源發電發展問題概述

    電力是現代化國家的基礎產業,電力工業的快速發展促進了經濟發展和社會進步。電力消費對我國經濟增長,能源結構調整具有顯著的促進作用。加大電力消費在終端能源的應用比例,轉化能源結構,提高新能源發電占比是是降低碳排放的最為重要的手段之一。

    但目前我國面臨電力消費持續增長,隨著第三產業與居民用電的持續增長,電力需求而的剛性持續增加。同時隨著新能源裝機的持續增長,電力供需結構的季節性、地域性矛盾凸顯,新能源消納能力不足的等問題進一步凸顯,尤其是當光伏與風電已經接近平價上網時,這些問題越發突出,已經成為制約了我國光伏、風電等新能源產業在“十四五”持續增長的重要問題。

    電網將成為新能源發展的最重要約束條件,電力市場化改革與發電側的火電機組靈活性改造將成為重要的解決方法。尤其是火電行業在“上大壓小”政策執行多年后,火電機組供應能力的靈活性顯著降低,現有火電機組靈活性改造重要性進一步凸顯。

    二、中國電力市場需求的特征

    1、周期性特征

    全社會用電量與國內生產總值具有長期均衡的正相關關系,2012-2019年兩者相關性系數約為0.84。隨著經濟的穩定增長,我國全社會用電量也持續穩定增長,統計數據顯示,2019年我國全社會用電量達到72255億千瓦時,同比增長4.5%。全國人均用電量達到5161千瓦時,人均生活用電為732千瓦時。初步統計,2020年1-11月全國全社會用電量66772億千瓦時,同比增長2.5%。

2010-2020年11月中國全社會用電量統計

資料來源:國家能源局、中電聯、智研咨詢整理

2012-2020年Q3中國全社會用電量與GDP增速走勢

資料來源:中電聯、智研咨詢整理

    2、季節性特征

    總的看,由于明顯季風性氣候以及傳統節假日的影響,我國用電需求呈現出明顯的季節性,與之相適應的發電量也具有明顯的季節性。一般而言,每年3月是春節后復產時間,用電量迅速上升,5、6、7月夏季,制冷需求高速增長,11月采暖季,用電量上升。雖然部分年份受異常氣候影響,與突發事件影響(如2020年新冠疫情)略有差異,但總體季節性體現的非常良好。

2010-2020年中國發電量月度環比走勢

資料來源:國家統計局、智研咨詢整理

    注:1-2 月環比數據計算方法為,取 1-2 月的發電總量平均值,環比上一年 11 月的發電量數值(由于 12 月的電量數據涉及到全年電量調整,故取 11 月數據)。

    3、需求結構特征

    2019年我國全社會用電量達到72255億千瓦時,其中一二三產業全行業用電合計62005億千瓦時,城鄉居民生活用電合計達到10250億千瓦時。2020年1-11月,第一產業用電量778億千瓦時,同比增長9.9%;第二產業用電量45034億千瓦時,同比增長2.1%,城鄉居民生活用電量10034億千瓦時,同比增長6.0%,增速比上年同期提高0.3個百分點,占全社會用電量的比重為15.0%。

    預計未來居民生活用電需求仍將持續增長,其次第三產業用電可能成為最為主要的增長動力,居民生活用電剛性突出,南方的采暖需求將使得冬季翹尾因素更加明顯,電網波動顯著增強。

2011-2019年我國全社會用電量分行業統計圖

資料來源:中電聯、智研咨詢整理

    相關報告:智研咨詢發布的《2021-2027年中國電力設備行業市場運行格局及未來前景分析報告

    三、電力的供給特征

    1、總體供給特征

    總的來看,中國的電力供給結構特征總體可以概括為火電占據主導地位,且將長期保持;水電資源開發成熟,增長空間有限;風電替代能源地位突出,海上風電加速發展、光伏平價上網加速,進入大范圍普及周期。

2012-2020年11月中國發電量與火力發電量占比走勢

資料來源:國家統計局、智研咨詢整理

    2020年Q3,中國水電發電量為9025億千瓦時,同比增長0.9%,汛期重點流域來水偏豐,7、8、9月水電發電量同比分別增長6.1%、8.9%、22.8%全口徑并網風電和并網太陽能發電量分別為3330和2001億千瓦時,同比分別增長14.3%和17.1%。

2012-2020年Q3中國發電量與火力發電量占比走勢

資料來源:國家統計局、中電聯、智研咨詢整理

    2、季節性結構特征

    總體而言,優質水電資源有限,難以無限增長,且發電量存在明顯的季節性。同時風電、光伏的季節性、日間波動,會導致電能質量下降、電網損耗增加。同時還受到氣候與天氣的影響。風電與光伏的不穩定性和隨機性,經常造成大容量電場并網嚴重影響電力系統的可靠性,制約著大容量光伏電站與風電場的并網運行。

張北地區光伏發電的月度波動與日間波動

資料來源:知網、智研咨詢整理

水力發電量月度走勢呈現出明顯季節性

資料來源:國家統計局、智研咨詢整理

    值得注意的是,風電與光伏在雖然存在較為明顯的季節性,但不同地區的出力曲線和季度特征都有一定的差異,總體而言風電在秋冬季出力更大,光伏在春夏季出力更高,總體而言,中國的風電裝機可以與水電形成季節性,地域空間性互補,對于南方地區而言,采用多種方式混合供電,實現互補是一種可行的方式,但技術難度與管理難度較大,傳統的計劃體制已經不太適應。

    四、火電機組靈活改造必要性與市場前景

    1、火電靈活性電源建設必要性

    隨著新能源發電高速增長期,發電能力與發電量迅速增長,但設備利用小時仍處于較低的水平,電網消納能力急需提升。同時新能源發電技術對電網的沖擊性也在逐漸增強,日間波動與跨季節性波動顯著增加。

    部分地區的電網在春夏兩季面臨著新能源高峰發電消納,必須壓減火電規模,但在冬季的用電高峰又面臨著出火電以外的電源發電能力不足的突出矛盾。在能源結構調整的大背景下,燃煤機組空間有限,部分地區冬季電力供給不足等問題突出,在很大程度上對社會的經濟生產與居民生活都造成了較大的影響。

    總的來說,新能源發電的季節性錯配,區域資源與用電區域的錯配,以及新能源電能質量的問題仍是主要的障礙,解決這一問題的最有效的途徑是儲能技術,其中電儲能成本最高,氫儲能受能源效率最低,抽水儲能受地理條件限制,飛輪儲能理論上最為完美,但技術仍處于初級階段,大規模應用推廣需要經歷漫長的時間。因此,為滿足更大規模新能源發展要求,需要進一步提升系統調節能力。

    2、火電靈活性電源建設現狀與制約

    從電力調節的角度來看,在我國主要的靈活性電源中,抽水蓄能電站、氣電因受資源稟賦等條件限制,發展規模相對有限,已經不能滿足實際跨季度調峰需求,同時儲能技術受制于經濟性、安全性,尚不具備大規模商業化應用條件,煤電實施靈活性改造已成為目前解決清潔能源消納的有效之策。煤電的靈活性改造既能夠保證電力穩定供給,增加電力供需彈性,也能夠促進新能源消費持續增加,是實現能源結構穩定轉型的重要技術手段。

    但火電尤其是燃煤機組的出力曲線下限較低,一般而言目前我國在運煤電機組一般最小出力為50~60%,冬季供熱期僅能低至75~85%。“上大壓小”政策造成行業產能過剩,且供給彈性逐漸缺失。

    從2011年以來,我國煤電機組平均規模持續擴大,據中電聯統計,單機6000千瓦及以上火電機組平均單機容量從2011年的11.40萬千瓦增長至了2018年的13.38萬千瓦,平均規模的擴大進一步削弱了火電靈活性,降低了其調峰能力,也導致了行業設備利用小時數呈現出明顯的下降態勢。

2010-2020年11月中國火電設備利用小時數

資料來源:中電聯、智研咨詢整理

    考慮到中國靈活性電源占比還不到6%的現實,電力系統調節能力不足已成為中國能源轉型的主要瓶頸之一,特別是在可再生能源持續高速發展的新形勢之下,大幅提升電力系統調節能力已迫在眉睫。

    為提升系統調節能力,增強系統靈活性、適應性,破解新能源消納難題,《電力發展“十三五”規劃》明確提出,全面推動煤電機組靈活性改造,“十三五”期間計劃完成2.2億千瓦的煤電機組靈活性改造目標。

    火電靈活性改造是指通過熱電解耦或者技術改造等方式,將機組的最小技術出力由傳統的50%降至40%-20%,使其具有更加靈活的調峰能力。

火電靈活性改造的主流方案

機組類型
技術特點
靈活性改造需求
技術方案
純凝機組
低負荷運行能力強,負荷調節靈活。
需解決制煤、鍋爐、汽機、輔機、排放系統的低負荷運行適應性問題,重點關注低負荷排放和設備磨損及壽命問題。
(1)磨煤機改造;(2)低負荷穩燃、脫硝技術;(3)汽機系統適應性改造。
供熱機組
熱電耦合,供熱時負荷調節能力差。
增加供熱能力,降低供熱時的強迫出力,或利用熱儲能實現熱電解耦
(1)汽輪機旁路供熱;(2)低壓缸零出力;(3)高背壓改造;(4)電極鍋爐;(5)固體儲熱;(6)儲熱水罐

資料來源:江蘇中科智儲科技、智研咨詢整理

    純凝機組靈活性提升主要取決于鍋爐燃燒穩定性以及汽輪機和主要輔機的適應性。目前國內試點示范項目通過靈活性改造,最小技術出力可低至30%~35%額定容量,部分機組可以低至20%~25%。熱電聯產機組靈活性提升路線主要包括:熱水蓄熱調峰技術,固體電蓄熱鍋爐調峰技術,電極鍋爐調峰技術,切除低壓缸技術,余熱回收供熱技術,主、再蒸汽減溫減壓供熱技術等。改造后,熱電聯產機組最小技術出力達到40%~50%額定容量,部分“熱電解耦”改造最小技術出力可進一步降低。改造后,機組能夠達到環保要求。從提高和優化整個電力系統調節能力角度講,對現有煤電機組進行改造利大于弊。

    但截至2019年底,我國累計推動完成煤電靈活性改造約5775萬千瓦,改造完成度僅為“十三五”改造目標的1/4左右,同時2019年的新增改造裝機遠低于預期水平,僅為2018年的一半。

2017-2019年煤電靈活性改造裝機走勢

資料來源:國家電網、智研咨詢整理

    經濟補償與市場機制的不足是行業改造動力缺失的主要原因。靈活性改造既是技術問題,也是經濟問題,還涉及體制機制的完善,需多方共同努力。據中電聯統計,煤電靈活性改造單位千瓦調峰容量成本約在500—1500元。加上后期運維、煤耗等成本,若沒有合理經濟回報,電廠難以承擔調峰損失。

    只有建立市場機制,推廣并完善電力輔助服務補償機制,讓電廠在合理時間收回投資,并使其成為利潤的增長點,才能更好的推進煤電的靈活性改造與新能源上網。同時電網也應該制定合理調度體系、優化調峰輔助服務市場運營規則。用科學化、智能化調度,提高整個電網運營的經濟性和高效性。

    3、火電靈活性改造市場前景

    值得注意的是,盡管靈活性改造推進不暢,但多地仍在進一步提高要求。山西省能源局日前發布《關于加快推進煤電機組靈活性改造的通知》提出,“2020年底各發電集團煤電機組改造容量應不低于本集團的新能源裝機容量”;陜西省發改委近日也發文鼓勵煤電靈活性改造,明確將按照深度調峰能力給予利用小時數獎勵;山東等地則在編制“十四五”可再生能源規劃時,紛紛提出加快煤電靈活性改造的要求。

    未來,“十四五”期間,可分地區、分機組容量有序實施改造,尤其在在新能源發電裝機占比較大的“三北”地區,及核電利用小時數較低的廣西、福建等地,對30萬千瓦及以下和部分60萬千瓦煤電機組進行靈活性改造,作為系統的調節電源。

    預計未來隨著我國新能源產業的持續增長,未來華北地區將成為火電靈活性改造的主戰場,隨著西南地區大水電建設加速,華東與華南地區的由于海上風電放量與水電跨省等因素刺激,火電靈活性改造有望逐漸加速。

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