图4 2020—2050年电源装机预测
从图中可以看出, 到2020年, 火电装机容量占总装机容量61%, 2030年下降到51%, 到2050年进一步下降至38%;而新能源装机占比持续上升, 到2050年, 新能源装机占比已上升至33%, 我国电源结构逐渐从化石能源为主向非化石能源为主转型, 电源结构变化情况与发达国家相似。装机容量方面, 到2050年, 火电装机容量低于2030年水平, 出现负增长, 火电产业规模开始缩小。可见, 2030年以后, 我国火电产业逐渐进入衰退期。
在未来的成熟期及衰退期, 火电产业将在产业需求的导向下继续演化。2030年以前, 我国火电产业仍处于成熟阶段, 装机容量占比仍在50%以上。随着我国经济的稳定增长, 电力需求也将进一步扩大, 火电产业仍有为经济增长提供电力保障的需求。但随着我国经济进入新常态, 产业结构调整, 高能耗、高污染的产业面临转型升级, 火电作为传统高耗能产业, 影响社会经济的可持续发展, 也将面临向清洁、高效的方向转型升级。此外, 未来我国风电、光伏等新能源装机将进一步提升, 但是由于风、光等资源不稳定的特点, 新能源大规模并网后影响电网的可靠性, 需要火电提供辅助服务, 以维持电网稳定运行, 因此未来火电还需要支撑新能源的发展。未来处于产业需求导向, 我国火电产业发展方向如下:
(1) 火电产业成熟阶段仍处电源主导地位。
我国“十三五”规划纲要中提出, 2016—2020年, 经济保持中高速增长, GDP年均增速要保持在6.5%以上。从中长期角度来看, 中国正处于工业化、城市化快速发展阶段, 未来一个时期大规模基础设施要投入建设, 各地以建设全面小康为目标, 致力于改善和提高人民生活水平, 经济发展仍能保持较快速度增长, 能源消费将会持续增加。根据中国电力企业联合会预测, “十三五”期间年均增长保持5.5%左右, 2020年全国全社会用电量为7.7万亿k Wh, 2030年全国全社会用电量为10.3万亿k Wh左右,2020—2030年年均增长3%左右。可见未来我国电力需求情况将进一步扩大, 在火电成熟期, 火电仍是我国的主力电源, 因此未来一段时期内, 火电仍将承担我国的大部分电力供应。
(2) 火电产业向清洁高效方向发展。
由于资源枯竭和环境污染等问题日益突出, 能源行业需要调整产业结构、转换发展方式, 以促进经济社会的可持续发展。火电作为传统高耗能、高污染产业, 出于环境资源等约束, 需要转型升级, 以缓解对环境造成的破坏, 保障国家能源安全。火电机组主要通过发展热电联产、超低排放改造、节能改造的方式, 提高能源利用效率, 减少污染物排放。
热电联产是指发电厂既生产电能, 又利用汽轮发电机做过功的蒸汽对用户供热的生产方式,即同时生产电、热能的工艺过程, 较之分别生产电、热能方式节约燃料。热电联产的蒸汽没有冷源损失, 所以能将热效率提高到85%, 比大型凝汽式机组 (热效率达40%) 还要高, 从系统优化角度大大提升了能源效率, 节约资源。目前全国热电装机已超过2.5亿k W, “十三五”时期, 预计将改造3.5亿k W火电装机为热电机组, 全国近60万台燃煤小锅炉也将由热电联产部分替代。到2020年, 燃煤热电机组装机容量占煤电总装机容量比重力争达到28%。不少发达国家制订了具体的热电联产优惠政策:美国给予热电项目减免10%投资税, 缩短热电资产的折旧年限等支持政策;日本为扶持热电联产而免除供热设施占地的特别土地保有税和供热行业有关的事业所得税;丹麦对热电工程提供低利率的优惠贷款。
2015年, 国家出台《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》, 方案指出具备条件的燃煤机组要实施超低排放改造 (即在基准氧含量6%条件下, 烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10mg/m、35mg/m、50mg/m) , 不具备改造条件的机组要实施达标排放治理, 落后产能和不符合相关强制性标准要求的机组要实施淘汰, 计划到2020年, 全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放。
节能改造方面, 全国新建燃煤发电项目原则上采用60万k W及以上超超临界机组, 平均供电煤耗低于300g/k Wh, 到2020年, 现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310g/k Wh。为配合政策实施, 国家也出台了电价补贴、发电量奖励、排污费激励等政策支持火电企业实施改造。
(3) 火电支持清洁能源发展。
近年来, 我国鼓励新能源发展政策陆续出台, 2014年我国提出“两个替代”, 倡导清洁能源替代化石能源, 我国电源结构将逐步向以清洁能源为主转型。但是由于风电、光电等新能源出力不稳定, 新能源大规模并网后, 对电网安全稳定运行造成影响, 使得弃能现象严重, 造成资源浪费。2016年1—9月全国平均弃风率为19%, 其中, 风力资源丰富的“三北” (东北、华北、西北) 地区弃风现象尤其严重, 甘肃省平均弃风率达到46%。为维持电网的稳定性, 需要通过火电灵活性改造、燃气发电、抽水蓄能、其他新型储能等方式提高系统调峰能力。作为“三北”地区主力电源的火电, 灵活性改造后将在电力系统调峰能力提升中发挥重要作用。为满足可再生能源的快速发展需要, 提高可再生能源消纳能力, 国家“十三五”规划纲要指出, 将实施提升电力系统调节能力专项工程, 提升火电运行灵活性是重点工作之一。预计到2020年, 可以提高“三北”地区调峰能力约1 700万k W, 结合其他提升电力系统调节能力的措施, 弃风率将控制在5%之内。
提高火电灵活性, 包括改善机组调峰能力、爬坡速度、启停时间等多个方面。目前, 我国纯凝机组在实际运行中的调峰能力一般为额定容量的50%左右, 典型的抽凝机组在供热期的调峰能力仅为额定容量的20%。通过灵活性改造, 预期将使热电机组增加20%额定容量的调峰能力, 最小技术出力达到40%~50%额定容量;纯凝机组增加15%~20%额定容量的调峰能力, 最小技术出力达到30%~35%额定容量。丹麦和德国的火电机组在调峰方面有较好的性能, 如下图5所示。具体到调峰能力, 丹麦火电机组基本上是热电联产机组, 冬季供热期最小出力可以低至15%~20%,德国热电联产机组可以低至40%;德国纯凝燃煤机组技术出力可以低至25%。目前我们国家供暖期热电机组“以热定电”运行, 冬季最小出力一般在60%~70%左右, 和国外的差距还比较大。中国的相关科研单位积极启动科研及实施改造的具体方案, 鼓励示范试点电厂积累提高增减负荷速度、缩短煤电启停时间等相关经验。
图5 中国、丹麦、德国机组调峰能力
为进一步提高火电调峰能力, 我国仍要完善调峰调频辅助服务补偿机制, 探索开展辅助服务市场交易, 对承担调峰任务的燃煤发电机组适当给予补偿以提高火电机组调峰积极性, 以促进新能源消纳, 引导其向支持新能源发展的方向转型。
近年来随着温室气体对气候环境的影响加剧, 二氧化碳排放较高的火电产业向低碳化方向转型。我国政府从产业政策、技术、机制等方面采取措施, 推动火电产业转型。未来一段时间, 火电仍在电源结构中处于主导地位, 随着我国电力需求将进一步扩大, 火电仍将为大部分电力供应提供保障。同时为缓解火电发展对环境的影响, 实现社会经济的可持续发展, 火电产业将逐渐向清洁、高效方向转型。此外, 随着可再生能源的进一步发展, 火电将为其发展作支撑。
注：本文为节选，原文题目为“中国火电产业的历史轨迹与发展展望”，《科技管理研究》2017年第16期。
