電力缺口3000萬千瓦！中國究竟需要多少煤電？

近日，入夏以來全國日調度發電量三創歷史新高，創新高達到301.71億千瓦時，較去年峰值高出15.11億千瓦時；全國創新高用電負荷兩創歷史新高，新高達到13.39億千瓦，較去年峰值高出4950萬千瓦。

聯預計全國創新高用電負荷比2022年增加8000萬千瓦左右，全國約存在2000-3000萬千瓦的電力缺口。今年夏天，電力保供能否獲得成功？

飲鴆止渴OR保供所需

從當前電力保供的成效看，非常顯著。但這卻是提前規劃電源裝機的結果，其中大部分是煤電。

電力負荷年年創新高，但國家卻面陷入了一邊關停舊煤電項目，一面新增煤電裝機的“怪圈”。相關查詢資料發現，2016年以來，我國煤電裝機容量占比由59%下降至2022年的46%，但2022年煤電發電量占比仍高至58%。

相關報告顯示：2022年中國新增核準煤電項目82個，總核準裝機達9071.6萬千瓦，是2021年獲批總量的近5倍。截至今年1季度，我國新核準煤電項目裝機達2045萬千瓦，超過2021年獲批煤電的總裝機量。

煤電發電量占全口徑總發電量比重為58.5%，煤電仍是當前我國電力供應的主要電源。

2022年，共有18個省份新核準通過了9071.6萬千瓦的煤電項目，其中廣東（1818萬千瓦）、江蘇（1212萬千瓦）、安徽（828 萬千瓦）、江西（802萬千瓦）、河南（735萬千瓦）、河北（606萬千瓦）、浙江（532萬千瓦）和廣西（532萬千瓦）八省新核準煤電裝機總量均超過500萬千瓦。八省審批煤電裝機占全部新審批裝機的77.88%。

電力供應緊張期間，人們首先想到的是煤電的兜底保障作用，所以當電力負荷峰值不斷刷新高度之時，煤電機組便會跟進新增裝機。但在電力負荷不高的時候，很多煤電裝機的負荷就會顯得冗余，煤電利用小時數下滑進而導致煤電企業陷入虧損。

火電歷年平均利用小時數

現在很多省份超超臨界主力煤電機組甚至要日內啟停，一臺機組一年要啟停100-200次，如此利用煤電機組會加速折舊、磨損，讓其可靠性大幅降低。如果繼續大規模新建煤電裝機，到2025年煤電利用小時數可能跌到4000小時以下，煤電自身經濟賬和市場生存等狀況會進一步惡化。

煤電裝機大量增加，短期看是解決電力保供方案，但從長遠角度出發，此舉無異于飲鴆止渴，因為電力負荷每年都在不斷提升，如果以尖峰負荷配置煤電，如何才能實現“雙碳”目標？

雖然新增煤電機組有著更高的環保水平，但其產生的二氧化碳等溫室氣體排放卻需要成本高昂的CCS、CCUS技術去解決。

煤電大量新增，名義上是為了解決電力負荷不斷升高的問題，但實際上造成的影響卻可能是讓氣候變化陷入困境。

缺電分為利用小時數很高情況下對應的缺電現象，即“硬短缺”，以及利用小時數低時的缺電現象，即“軟短缺”。

硬短缺情況下，可通過新增煤電即可解決，但目前實際的煤電利用小時數還達不到要求。對于軟短缺，如果用應對硬短缺的方式，將導致煤電利用小時數更低，成本相應提高，效率降低。

西南五省陷缺電困局

中國當前煤電偏偏處在軟短缺的狀態，今年電力供應緊張不是煤電裝機不足，而是以往參與調峰的水電不給力，西南水電因干旱影響，陷入枯水期，川渝云貴等省份去年已經開始缺電。今年上半年，水電發電量同比下降了22.9%，進入主汛期后，西南地區主要流域來水依然偏枯。

今年6月末，今年成都大運會舉辦時間正值四川電網迎峰度夏保供攻堅期，全省電力缺口約750萬千瓦。

以往將自家水電外送的省份今年竟然紛紛從外省購電，四川從湖南湖北購電緩解危機，今年6月以來四川電網從省外增購電量，德陽-寶雞±500千伏直流輸電線路等電力入川通道已滿負荷運行。

水電大省云南從今年年初就不斷針對缺電問題作出政策指引，2023年2月，云南對電解鋁行業限產；4月7日開始，云南壓減負荷涉及鉛鋅、化肥、鋼鐵行業；直到今年6月，還有很多電解鋁企業仍未復工。

據2022年云南電網優先發電計劃安排，2022年云南省西電東送協議計劃電量1452億千瓦時，其中云電送粵協議計劃電量1233億千瓦時，云電送桂協議計劃電量219億千瓦時。由于省間長期購電協議屬于剛性約束，云南、四川這些“西電東送”的主陣地哪怕是自身缺電，依然需要執行在省間協議框架下完成外送電量的任務。

云南因此不得不大興火電，以此分擔枯水期電力短缺的風險。按云南省政府政策要求，2023年，云南要大力推動煤炭增產煤電多發。其中，省級財政安排10億元專項資金，重點支持電煤保供、煤礦“五化”改造、煤礦重大災害治理等工作。

保供需要發、輸、用三端聯動

自從中國提出“雙碳”目標后，構建以新能源為主體的新型電力系統已經成為電力體制改革的重中之重。但以煤電為主體到以新能源為主體的電源結構到底行不行？如果無法打破舊的思維體系，新能源發電很難“扎根兒”。

其中需要改變的不是新增多少新能源裝機，也不是配套建設多少儲能電站，而是要建立新的調節機制和市場體系，讓電力從電源端、電網端調節，轉向電源端和電網端加用戶端的多項調節機制,構建適合用戶端參與電力調峰的市場機制，甚至讓用電負荷跟發電負荷配合，負荷峰值不斷攀升的問題或許才能真正有解。

由于新型電力系統以新能源為主體，在發電側可調節的空間十分有限，需要想辦法讓用戶側的用電“隨風光起舞”，以此提升新型電力系統安全保供的效率。

電力需求側管理是實現“削峰填谷”，緩解用電高峰供應壓力，是國際通用的應對尖峰負荷經濟的手段。全國每年用電負荷高于95%的尖峰負荷發生的時間只有幾十小時，如果我們能夠在這幾十小時適當錯避峰用電，就可以節約5000萬千瓦以上頂峰發電資源。

隨著電動汽車、新型儲能、分布式電源、虛擬電廠等需求側新主體新業態的不斷涌現，如果各類用能主體能積極參與市場化需求響應，通過自主降低用電負荷來獲取相應收益，那么各地電力峰值就不會不斷攀升，反而可能會降低。

新能源發電裝機也會真正在電源端成為“主角”。煤電或者其他電源形式也不用玩命疊加，讓能源領域碳排放控制成為一紙空文。實際國內已經有一些區域嘗試開展以虛擬電廠的形式統籌調度電力需求側與負荷側協同發展。

近日，將加快建設新型電力系統，完善用電需求響應機制，開展虛擬電廠建設，引導工業用電大戶和工商業可中斷用戶積極參與負荷需求側響應。

據悉，“虛擬電廠”是把發電方、用電方和儲能方三方，用系統統籌起來，進而削峰填谷，緩解用電沖突問題。簡單來講，“虛擬電廠”就是一種“電力區塊鏈”，實現發用電去中心化的分布式的智能電網技術。

“虛擬電廠”不用動用發電站，也不用專門去新建儲能電站，而是讓市場上現有的發電和儲能資源來兼職打工，用現有資源就把調峰的事情給辦了，其優勢就是能極大降低調節成本。

通過計算機的算法，“虛擬電廠”可以調控傳統的發電側和儲能側資源，比如火電、化學儲能，在風光電出力高峰期壓低煤電發電產能，促使社會多用風光電，多儲能，并且在風光電出力低谷期調高火電的發電量，填補風光電不足帶來的電力缺口。

“虛擬電廠”還可以調控用電側資源，比如工廠、樓宇、電動汽車，引導這些用電大戶避開社會用電高峰期，減輕電網在尖峰時刻的供電壓力，同時還能通過市場化手段調動它們迎合風光電的發電軌跡。

根據國網的測算，通過火電廠實現電力系統削峰填谷，滿足5%的峰值負荷需要投資4000億，而通過虛擬電廠僅需投500-600億元，虛擬電廠的成本僅為火電廠的1/8-1/7左右。
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