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重置煤电平衡小时、设置容量电价,避免误判电力供需形势

作者:陈愚 来源:南方能源观察 发布时间:2020-10-13 浏览:
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四川、云南、重庆、湖南等省份,因为水电占比大或三产生活用电占比高,火电(煤电)利用小时远低于5000小时的同时,已出现电力缺口或电力紧平衡。煤电5000小时不再适合作为区域电量平衡的标准,需根据各地发用电结构,重置煤电平衡小时,以免误判电力供需情况。未来各省将步川渝滇湘后尘,煤电小时普遍下行,建议设置容量电价,避免存量煤电破产,影响当地电力供应。

1、煤电小时下降的原因


图 1 全国水电、风光装机占比和火电利用小时

(一)供应过剩

传统的技经分析,在计算煤电项目经济性时,利用小时取值为5500小时,近年下降为5000小时。在判断一个区域的电量供需平衡时,传统的判断认为:以区域煤电利用小时为指针,5000小时是电量平衡,4500小时是宽松,低于4000小时是过剩。

2006年之前,我国电力装机由水电、抽蓄、火电(煤电气电)、核电构成,其中,抽蓄、火电、核电能保证出力,径流式水电出力随丰枯季变化,有库容的水电具备调节能力。大部分电源均有调峰能力,火电(煤电)小时可体现电量市场供需情况。

(二)波动电源占比提高

风电和光伏波动性电源,靠天吃饭,无法提供稳定出力,甚至可能极寒无光、极热无风。2006年风电光伏装机容量的占比为0.3%,2019年提高至20.6%。随着风电、光伏、径流式水电装机占比的迅速提高,煤电在提供电量的同时,需频繁调峰,以保证风光的优先发电,利用小时下降。

水电大省四川、云南,水电装机占比超70%,发电量占比超80%。2019年,四川火电3084小时,云南火电2113小时,火电小时低位徘徊时,已出现电力(负荷)缺口或紧平衡,这是水电装机占比大、径流式电站多的特殊电源结构导致的。

2019年,重庆发电811亿千瓦时,用电1160亿千瓦时,外来电349亿千瓦时(其中四川308亿千瓦时),用电量中水电占比超44%,所以,2019年重庆火电利用仅3582小时(统调煤电3102小时),就出现约150万千瓦的电力负荷缺口。

(三)三产、生活用电占比大

2019年湖南发电1551亿千瓦时,其中水电发电544亿千瓦时占比35.1%;用电1864亿千瓦时,接受湖北、甘肃祁绍(酒湖)直流送电;平水年,火电3978小时,煤电3796小时。

2019年,湖南的三产和生活用电合计占比高达46.1%,远高于全国30.6%的平均水平,制冷和采暖需求拉动尖峰负荷。以湖南省会长沙为例,2018年夏季空调负荷占比54%、冬季采暖负荷占比46%。特殊的用电结构,加上湖南水电占比较大,导致湖南火电利用小时低于4000的同时,夏冬存在电力缺口。

图2 三产和生活的用电占比(湖南和全国)

2、煤电在区域电网中不可或缺

以四川为例,煤电在保障枯水期供应、电网潮流分布、电压支撑、西电东送以及枯水期调峰等起到至关重要的作用:

保障枯水期电力供应。四川水电枯水期保证出力仅为装机的30%-35%,形成区域独特的“丰裕枯缺”的供需形势。近两年枯水期,四川主网火电日均上网电量均超1亿千瓦时,火电平均开机容量达75%,最大开机容量达96%,四川火电在枯水期的保供作用不可或缺。

保障电网安全稳定运行。四川电力资源和负荷逆向分布,电源大多位于高海拔地区,长距离接力式输电特征明显,在电网的支撑点上必须有适当规模火电提供电压支撑,近年来,即使在最小运行方式下,四川电网仍然需要330万千瓦左右的火电开机支撑电网安全稳定运行。独特的网源结构和潮流分布,决定了四川火电不可或缺。

调峰需要和水电外送支撑。2018年四川电网丰水期最大峰谷差为1386万千瓦,且峰谷差加剧趋势明显,要满足高峰时段用电,必须依靠火电作为调峰支撑。同时,为提高外送电能质量及通道利用率,客观上火电的外送通道支撑作用不可或缺。

3、重置各地煤电平衡小时,避免误判电力供需形势

在川滇渝湘,能否提高火电小时以保障电力和电量供应呢?答案是否定的。川滇渝湘火电小时低位运行时,已出现电力缺口或电力紧平衡;如果优先保障电力供应、提高煤电小时,则需压降水风光电量;如优先保证水风光出力、提高煤电小时,则电力缺口将扩大,需常态化拉闸限电。在现有的电源结构下,保障供电、提高水风光比重、提高煤电小时,三个目标难以同时实现,不可能三角。

火电利用小时达5000小时是电量平衡的传统观点,已经不再适合现在的电力供需格局。根据各省不同的发用电结构,在保证电力供应和水风光满发的前提下,电量平衡的煤电小时是不同的:平水、常温年,各省电力紧平衡或刚出现电力缺口时对应的煤电小时,就是新的电量平衡小时。

如果仅因为煤电小时低,就将供需平衡误判为严重过剩而暂缓电源投资,而新电源的前期、核准、建设需要一段时间,期间电力缺口将持续存在甚至扩大。

4、未来煤电小时将普遍下行

(一)需求侧:三产生活用电占比继续提高

图3 人均用电量和用电结构,千瓦时/人年

2019年,我国人均三产用电量847千瓦时/年,人均生活用电732千瓦时/年,三产和生活的用电占比30.6%。英美德法等发达国家,人均二产和生活用电量远高于我国,用电结构是二产、三产和生活用电各占1/3。预计未来我国三产和生活的用电量和电量占比将继续提高,需求侧的用电结构变化,将导致夏季和冬季的尖峰负荷更陡峭。

(二)供给侧:风光占比继续提高

火电、抽蓄、核电能提供稳定出力,水电次之,风光是波动性电源,只能提供电量,无法参与电力平衡。未来新增电源中,风电光伏等波动性电源的占比越来越高,能提供稳定出力电源占比下降。

(三)未来各区域煤电小时将普遍下行

未来,在全国范围内,需求侧三产、生活用电占比提高,电力负荷更加陡峭,发电侧能提供稳定处理的电源占比持续下降;煤电在提供电量的同时,需提供更多的调峰服务,各区域的煤电平衡小时将普遍下行。

5、设置容量电费

历史上我国大部分电源都自带调峰能力,习惯上只为电量付费,不为电力调峰付费。电力辅助费用(含调峰费用)在电费中的占比,经过数年爬升,2019年上半年提高到了1.47%。

表1 电力辅助服务费用及占比

四川、重庆、云南的存量调峰火电仅靠电量电费不足以盈亏平衡,煤电企业亏损面达到100%,部分企业资不抵债,面临资金链断裂的风险。以云南为例,截止2018年底,11家统调煤电厂平均资产负债率达147%。如新建本地调峰煤电项目或外送电以填补电力缺口,煤电小时低位运行,项目经济性存疑。

川滇渝湘等地煤电小时低、电力紧平衡甚至有负荷缺口,说明当地需要调峰煤电提供的电力。建议在上述地区试点容量电费,避免存量煤电破产、增量煤电缺乏投资意愿,从而恶化当地的电力供应,避免因为拉闸限电影响当地经济民生。

(作者系电力行业从业者,文章仅代表个人观点)

参考文献:中电联副理事长王志轩《煤电利用小时下降是必然趋势》。

关键字:电价

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