是新能源導(dǎo)致了火電利用小時數(shù)下降嗎？

:近年來以風(fēng)電和光伏發(fā)電為代表的新能源發(fā)電快速發(fā)展，裝機(jī)容量快速增長，發(fā)電量不斷攀升，為保護(hù)生態(tài)環(huán)境、減少碳排放做出巨大貢獻(xiàn)。但也經(jīng)常會看到類似的說法：“大規(guī)模發(fā)展新能源，導(dǎo)致火電發(fā)電量被擠占、利用小時數(shù)下降”。似乎近年來新能源的發(fā)展，要為火電利用小時數(shù)的下降背鍋，但事實(shí)真的是這樣嗎？

（來源：微信公眾號“查浩”作者：查浩）

首先需要了解一下，近年來火電發(fā)電量和裝機(jī)情況，是否每年也在增長，平均每年又增長多少？全國每年新增的新能源發(fā)電量，與每年新增的火電發(fā)電量相比，究竟又是個什么比例呢？帶著這些疑惑，用電力工業(yè)年報統(tǒng)計數(shù)據(jù)，簡單計算分析了一下。

近幾年各類電源的發(fā)電量： 

近幾年各類電源裝機(jī)容量：

年均新增發(fā)電量：

年均新增裝機(jī)：

從上面圖中可見，2016-2019年，全國每年平均新增發(fā)電量4452億千瓦時，其中火電年均新增發(fā)電量超過2500億千瓦時，占全國年均新增發(fā)電量的56.62%，核電占10.15%，水電占9.07%，風(fēng)電占12.33%，光伏占11.79%。

2015-2019年，全國每年平均新增電源裝機(jī)12553萬千瓦，其中火電年新增裝機(jī)容量超過5000萬千瓦，占比39.9%，核電占4.5%，水電占7.36%，風(fēng)電占16.07%，光伏32.16%。

結(jié)合上面計算的數(shù)據(jù)，有幾點(diǎn)看法：

（1）核電年均新增裝機(jī)容量不大、裝機(jī)占比也較低，但年均新增的發(fā)電量卻不少，而且年均新增的發(fā)電量高于水電，和光伏年均新增發(fā)電量也僅相差1.6個百分點(diǎn)，感覺有點(diǎn)屬于悶聲低調(diào)搶電量

（2）新能源（風(fēng)電+光伏）占全國年均新增電源裝機(jī)比例約48%，但年新增發(fā)電量的占比僅約24%（裝機(jī)大、電量小的特征明顯），遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于火電年新增發(fā)電量56.62%的占比。數(shù)據(jù)也反映出，近些年來火電裝機(jī)每年一直在增長、發(fā)電量也一直在增加，而且占全國每年新增發(fā)電量的比例超過了一半。因此，從年均新增發(fā)電量的占比來看，說新能源擠占了火電的發(fā)電量、導(dǎo)致火電的小時數(shù)下降，那這鍋真的是有點(diǎn)太大了

（3）若用年均新增發(fā)電量和年均新增裝機(jī)，測算一下每年新增電源的小時數(shù)（認(rèn)為每年新增的發(fā)電量，都是新增電源發(fā)出來的電），則年新增火電的平均小時數(shù)5033h，年新增水電的平均小時數(shù)4367h，年新增風(fēng)電的平均小時數(shù)2721h，年新增光伏的平均小時數(shù)1300h，年新增核電的平均小時數(shù)7986h。

綜上來看，近年來各類電源的裝機(jī)容量都在增長，發(fā)電量也都在增加，火電年均新增發(fā)電量的占比超過了56%，是新能源年均新增發(fā)電量的2倍多，而且新增火電的年利用小時數(shù)并不低，超過了5000h。新能源雖然裝機(jī)增長很快，但年均新增發(fā)電量的占比還不到四分之一，只是增量的補(bǔ)充，主要的發(fā)電量增量主要還是火電。從各類電源的新增發(fā)電量數(shù)值看，可以認(rèn)為火電小時數(shù)下降和新能源沒有直接關(guān)系。

若考慮火電因參與調(diào)峰調(diào)頻等因素，需要客觀承認(rèn)火電為跟蹤調(diào)節(jié)新能源隨機(jī)波動，深度調(diào)峰會帶來發(fā)電煤耗的上升（火電機(jī)組30%調(diào)峰深度時，可能比50%出力時的度電煤耗要增加20%，估計低負(fù)荷出力時的度電煤耗會增加大約60g吧），這也使得煤電機(jī)組深度調(diào)峰、低負(fù)荷運(yùn)行的度電成本會上升。不過，目前國內(nèi)各省基本都已建立電力輔助服務(wù)市場，參與了深度調(diào)峰的火電，會得到從沒有參與深調(diào)峰的火電、風(fēng)電、太陽能發(fā)電、以及核電等電源那里得到補(bǔ)償，來彌補(bǔ)由于深度調(diào)峰帶來的損失，目前輔助服務(wù)市場的推進(jìn)力度較大（2018年全國除西藏外31個省區(qū)市電力輔助服務(wù)補(bǔ)償費(fèi)用147.62億元，而2019年上半年補(bǔ)償費(fèi)用就已經(jīng)達(dá)到130.31億元），估計未來電力輔助服務(wù)費(fèi)用還會繼續(xù)增長。

從各類新增電源的年利用小時數(shù)也能看出，近年來新投運(yùn)電源的年利用小時數(shù)均高于全國同類電源的平均值，反映出新投運(yùn)電源的利用率在提升。以新能源為例，風(fēng)電機(jī)組高塔筒、大葉片等技術(shù)應(yīng)用，風(fēng)電場優(yōu)化布局設(shè)計、機(jī)組優(yōu)化選型等都會帶來風(fēng)能利用效率的提高；自光伏“領(lǐng)跑者”計劃以來，光伏組件轉(zhuǎn)化效率快速提升，雙面組件、自動跟蹤支架、先進(jìn)逆變器等新技術(shù)裝備投入應(yīng)用，也帶來了新投運(yùn)的電站發(fā)電量增加和利用小時數(shù)提高。

也許會有人問：為什么火電裝機(jī)一直在增長呢？

主要還是用電負(fù)荷的增長，帶來新增電源裝機(jī)的需求。尤其是近年來，隨著城鎮(zhèn)化、工業(yè)化，以及煤改電等電能替代措施發(fā)展，第三產(chǎn)業(yè)和居民生活用電占比不斷提高，夏季制冷負(fù)荷和冬季采暖負(fù)荷比重不斷上升，再加上用戶側(cè)電動汽車增長，這些大功率的脈沖型負(fù)荷增多（功率大、電量?。?fù)荷尖峰化特征越來越顯著，負(fù)荷峰谷差也不斷拉大。一些省區(qū)用電特性呈現(xiàn)出了“電力缺口大、電量缺口小”的特點(diǎn)。有研究表明，部分省區(qū)用電負(fù)荷中，全年最大負(fù)荷95%以上的尖峰持續(xù)時間普遍低于24小時（1天），對應(yīng)電量不超過全年用電量的0.5%。這些尖峰用電負(fù)荷持續(xù)時間往往很短、用電量很小。總體來看，最大用電負(fù)荷的增速，快于用電量的增速。若要保障和滿足這些尖峰的用電負(fù)荷，再考慮一定的備用容量，自然就需要新投資建設(shè)電源和配套電網(wǎng)給與保障。為了滿足這些短時的尖峰用電，新建火電機(jī)組的使用效率是偏低的，但投入代價很大、也不經(jīng)濟(jì)。而且，新投運(yùn)的這些僅需每天發(fā)電1~2小時的頂尖峰用電的火電裝機(jī)，必然會與老火電裝機(jī)和其他電源博弈爭奪發(fā)電量。因此，火電整體利用小時數(shù)的下降，是不是在一定程度上可以認(rèn)為，是負(fù)荷特性的變化，使得需要新建火電機(jī)組，而新建的機(jī)組擠占了傳統(tǒng)老火電機(jī)組的發(fā)電量，導(dǎo)致了整體利用小時數(shù)的下降呢？

也許會有人接著問：能否不建火電，增加新能源裝機(jī)來滿足尖峰用電負(fù)荷呢？

答案可能是偏悲觀的。常言道“天有不測風(fēng)云”，風(fēng)能、太陽能資源特性與發(fā)電出力規(guī)律，與用電負(fù)荷曲線的匹配性難免會有差異。從學(xué)術(shù)期刊雜志上曾看到國家電力調(diào)控中心寫的文章，有這樣一組數(shù)據(jù)：“從實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)來看,2018年國家電網(wǎng)最大負(fù)荷達(dá)到8.4億kW,而當(dāng)時的風(fēng)電、光伏出力分別為2263萬kW、4993萬kW，風(fēng)光發(fā)電出力合計僅占負(fù)荷電力的9%。7、8月份迎峰度夏期間，新能源總發(fā)電量633億kW·h，占7、8月份總用電量的6.1%”，從這個數(shù)據(jù)能看出，新能源參與用電負(fù)荷尖峰的電力和電量平衡，是存在難度的。因?yàn)閺臍庀髮W(xué)的規(guī)律來看，夏季午間的高溫天氣，海陸熱力差較小、氣壓差也小，是比較難以形成大風(fēng)的。而到了傍晚，太陽落山后，晚高峰用電又開始增大了，此時已沒有了光伏出力，也很難滿足晚高峰的用電負(fù)荷。這些客觀因素的存在，導(dǎo)致滿足尖峰負(fù)荷用電的責(zé)任往往由火電來承擔(dān)，可能這也成為了火電裝機(jī)不斷尋求增長的主因吧。但新增火電越多，就像上面講過的，只用來滿足短時的用電尖峰負(fù)荷需求，但帶來的問題卻很多很大。

也許會有人繼續(xù)問：那有沒有其他的方式來解決尖峰負(fù)荷用電問題呢？

想到兩個辦法，一是發(fā)展儲能，二是價格政策引導(dǎo)改變用電。2018年江蘇鎮(zhèn)江投運(yùn)的電網(wǎng)側(cè)儲能，初衷是為了解決尖峰時段缺電力的問題。2017年9月3臺燃煤機(jī)組退役，補(bǔ)缺口的2臺燃?xì)鈾C(jī)組無法按計劃建成投運(yùn)，因此采用了建設(shè)儲能“充電寶”的方式來填補(bǔ)夏季用電高峰時段的電力缺口，從而最大限度地保障生產(chǎn)和生活用電。雖然儲能成本還比較高，但在當(dāng)時時間緊、任務(wù)重、新建電源來不及的情況下，采用建設(shè)儲能的方式保障了尖峰短時用電需求，同時也減少煤電裝機(jī)并提高全系統(tǒng)運(yùn)行效率。不過由于電網(wǎng)側(cè)儲能未被納入輸配電價中，這也給電力儲能的規(guī)?；脦砹撕艽笥绊憽碾娏ο到y(tǒng)潮流分布的角度來思考，在電源側(cè)配置儲能，可能不如在電網(wǎng)的變電站配置儲能，更有利于發(fā)揮儲能的多重功效。單一的新能源場站發(fā)電出力波動較大，但地理空間分布的多個新能源場站出力疊加后，會有一定的互補(bǔ)平滑、也能減少隨機(jī)波動，對儲能的需求也會相應(yīng)下降。因此，單一場站配置儲能，直覺上可能不如在電網(wǎng)的變電站配置儲能，儲能規(guī)模精準(zhǔn)配置、共建共擔(dān)、共享共用，是不是能更好發(fā)揮儲能“四兩撥千金”的功效？

關(guān)于未來的電力規(guī)劃和價格機(jī)制，是否可以這樣想，必須100%滿足那些持續(xù)時間很短的尖峰用電嗎？因?yàn)檎娴拇鷥r太大了，再考慮備用容量，需要新增多少電源和配套電網(wǎng)投資？若電力系統(tǒng)規(guī)劃運(yùn)行中，采取負(fù)荷需求側(cè)管理、備用容量共享、省間互濟(jì)等手段來“削峰填谷”，并進(jìn)一步通過分時電價，利用高峰負(fù)荷和尖峰負(fù)荷電價等價格機(jī)制來引導(dǎo)調(diào)節(jié)需求側(cè)用電特性，削減那些持續(xù)時間很短的尖峰用電，從而減少以滿足短時尖峰用電為動因的新增煤電電源裝機(jī)和配套電網(wǎng)建設(shè)，是不是也就可以提高整個電力系統(tǒng)的效率，并降低全社會成本呢？而且，以目前的調(diào)度計劃模式，日前的發(fā)電計劃制定，大多還是以滿足尖峰負(fù)荷為目的來確定次日電源開機(jī)容量，大概率還是以火電裝機(jī)來確定。但目前的煤電靈活性，很多還做不到靈活啟停和快速調(diào)節(jié)。所以，一旦火電機(jī)組開啟了，往往很難讓出發(fā)電空間，給日內(nèi)新能源消納帶來困難。

為此，從促進(jìn)新能源消納利用和儲能等新技術(shù)發(fā)展的角度來說，通過電價引導(dǎo)電力需求側(cè)的負(fù)荷特性，能帶來的效果和價值可能會很大。電力規(guī)劃的思路，也需要以提升電力系統(tǒng)整體效率和促進(jìn)可再生能源發(fā)展利用轉(zhuǎn)變。

最后，以我國的能源資源稟賦，可再生能源發(fā)展空間十分巨大，但發(fā)展可再生能源也離不開火電作為保底支撐和調(diào)節(jié)電源，可再生能源從增量補(bǔ)充過渡到增量主導(dǎo)，再逐步進(jìn)入對存量火電的替代，在革命性的電力儲能技術(shù)突破前，這個過程會需要很長時間?；痣姷慕巧矔鸩綇倪^去多發(fā)電量多盈利、向多跟蹤調(diào)節(jié)多盈利的模式轉(zhuǎn)變，利用小時數(shù)會進(jìn)一步下降，而跟蹤調(diào)節(jié)的輔助服務(wù)費(fèi)用會逐步增長，最終實(shí)現(xiàn)包括可再生能源發(fā)電在內(nèi)的各類電源與火電利益平衡、和諧共生。