全球燃煤电厂追踪2019:中国或计划再建数百燃煤电厂

日前,全球能源监测、绿色和平环境信托和塞拉俱乐部共同发布了《繁荣与衰落2019:追踪全球燃煤电厂开发》。

报告主要发现

   全球处于开发阶段的燃煤发电厂数量在2018年大幅减少,这也是全球煤电开发连续第3年下降。

 卫星图片显示,中国的燃煤电厂开发者们正在悄然恢复建设数十个被停建缓建的项目。

中国电力企业联合会发布的一份最新报告提议中国到2030年的煤电装机上限为1300吉瓦。达到这一水平将允许增加290吉瓦新的煤电装机。

“当中国政府开始为下一个10年规划能源目标时,其电力部门正在推动新建数百座燃煤发电厂。这也许不会必然破坏中国对巴黎协定的承诺,但是再来一次燃煤发电建设高潮,注定与为避免全球变暖最坏影响的出现而采取的减排行动相背离。对全球的温室气体排放来说,中国的能源目标有着比全球任何其他国家的政策决策更大的影响力。”全球能源监测的中国项目研究员于爱群说。

执行摘要

  根据全球燃煤电厂追踪系统的调查统计,包括开工建设、开工前期准备、项目投产等标示燃煤发电装机增长的各项主要指标在2018年继续大幅下跌。这已经是全球燃煤电厂产能增长幅度第三年连续下降。自2005年以来,中国和印度的新建燃煤发电装机容量占全球装机容量的85%(仅统计30兆瓦及以上的燃煤电厂机组)。但在2018年,中国和印度两国新核准的燃煤发电装机容量也降至历史最低点。虽然特朗普政府力图维持老旧燃煤电厂超期服役,但以美国为首,全球燃煤电厂的退役速度仍处于历史峰值。

各项燃煤发电装机指标的持续下降,反映出各国对于燃煤发电企业的政治与经济限制有增无减。这也包括了超过100家机构的财政限制和31国的煤炭淘汰计划。然而,中国、日本和韩国的国有金融机构,仍然是其他国家地区的燃煤电厂三个最大的融资来源。

在全球燃煤电厂建设的衰退浪潮中,一个值得注意的例外是中国——2014年至2016年期间过量核准的燃煤电厂项目仍待消化解决。2018年的卫星照片显示,数个此前被中央政府限令停工的项目仍在继续推进。2019年3月,中国电力企业联合会发布一份报告,将该国的煤电装机上限定于2030年达到1,300吉瓦(GW)。这标志着代表中国电力行业的机构正在推动该国大力扩张煤电规模。

即使在新增燃煤发电装机容量稳定下降的情况下,如果不全面停止新增燃煤电厂,并加速退役在运的燃煤电厂,全球气候目标仍难以实现。

2018年的主要发展趋势有:

■ 新开工的燃煤电厂同比下降39%。比2015年下降84%。

■ 新投产的燃煤电厂同比下降20%。与2015年相比下降53%。

■ 处于开工前期准备的燃煤电厂项目同比下降24%,与2015年相比下降69%。

■ 燃煤电厂的退役速度继续保持高步调。2018年是全球历史上燃煤电厂退役第三高的一年,也是美国燃煤电厂退役第二高的一年。

■ 由于中国恢复了此前被搁置的燃煤电厂建设,全球在建的燃煤发电装机同比增加12%。但与2015年相比仍下降了30%。

■ 中国和印度前所未有地放缓了燃煤发电项目的核准。中国在2018年仅核准了不到5吉瓦的新燃煤发电项目。

■ 尽管中国放缓了新的煤电项目核准,但中国电力企业联合会提出的到2030年达到1300吉瓦的装机上限,并达到峰值,将使该国的煤电装机在目前的水平上再增加290吉瓦——这一数字甚至超过当前美国全部煤电机组的装机总量(259吉瓦)。

■ 根据联合国政府间气候变化专门委员会(IPCC)对于煤炭使用的估算,当前运行的燃煤电厂在其平均利用率和服役年限的条件下,其排放水平仍然过高,无法实现全球温控低于1.5或2摄氏度的目标。

煤电规模继续缩减

  自2015起,处于开工前期准备阶段的煤电装机逐年减少。2018年,规划装机从2017年的447吉瓦降低至339吉瓦,减少接近四分之一(平均水平的燃煤发电机组装机容量为350兆瓦,而最常见的发电机组规模则是660兆瓦。新建机组可以达到1000兆瓦,或1吉瓦。大多数燃煤电厂拥有至少两台机组)。与2015年的1090吉瓦相比,处于开工前期准备阶段的装机减少了近70%。

中国和印度的规划煤电装机下降得尤为迅速。2015年底,中国规划建设515吉瓦的新燃煤电厂。这个数字目前为70吉瓦,下降了86%。在印度,处于开工前期准备阶段的装机已经缩减了83%,从2015年的218吉瓦减少到今天的36吉瓦(见附录中的分国家统计数据)。

如果没有在过去几年中由中国金融支持的数个大型燃煤电厂计划出现在俄罗斯、埃及、南非和孟加拉国(其装机容量从4至6.6吉瓦不等),处于开工前期准备阶段的装机将会进一步下降。这些规划装机合计共占除中国和印度之外174吉瓦尚未取得开工许可的规划装机的12%(21.2吉瓦)。

然而,全球除中国和印度以外的国家和地区,燃煤电厂核准的规模仍在缩减。日本自2017年起已经取消了7吉瓦的燃煤装机计划。韩国也已经停止核准新的燃煤电厂。在2018年,开工前期准备阶段的燃煤装机超过1吉瓦的国家只有菲律宾、尼日利亚和俄罗斯。

中国煤电建设再次升温

  2018年全球在建的煤电装机增加了12%,从2017年的209吉瓦增加到2018年的近236吉瓦。这一增长主要是由于中国此前被中央政府限令缓建的50吉瓦煤电装机悄然恢复建设。

除中国恢复建设的煤电项目以外,共有28吉瓦的煤电项目在2018年开工建设。与2017年的46吉瓦相比,同比下降39%。新开工建设的项目主要集中在11个国家,最多的是中国,其次分别是日本2.7吉瓦、印度2.4吉瓦,印度尼西亚2吉瓦,越南1.3吉瓦,以及波兰1吉瓦。

除了中国和印度之外,在建的煤电项目高度集中在东南亚地区,特别是孟加拉国、印度尼西亚、巴基斯坦、菲律宾和越南。这五个国家在建的煤电项目占到了全球除中国和印度以外国家71吉瓦中的42%(30吉瓦)。但若与中国相比,这5个国家仅占中国在建项目的大约四分之一。总体来看,全球在建的煤电装机与2015年的338吉瓦相比,已经下降了30%。

  图2:在建煤电装机从2015年的338吉瓦下降到2017年的210吉瓦。

但在2018年,由于中国(蓝色)将中央政府停建缓建的煤电项目恢复建设,在建装机上升至236吉瓦。

中国=蓝色、印度=紫色、其他=黄色

  表2:全部燃煤电厂,各年在建、新开工和停建的总装机(兆瓦)。

  中国由于将之前缓建的项目恢复建设,因此停建项目的装机在2018年有所下降。

在美国的带领下,退役煤电装机几乎创纪录

  虽然燃煤发电的总装机仍在增加,但全球燃煤发电的年净增量(即新增产能减去退役产能)继续下降。总体而言,新的全球燃煤发电装机年净增量在2018年为19吉瓦——创纪录的最低增长率——并连续第四年下降。

2018年,共有50.2吉瓦的燃煤电厂投产。其中,中国为34.5吉瓦,印度为7.7吉瓦,世界其他地区合计8吉瓦(主要是印度尼西亚,日本,巴基斯坦,菲律宾,南非,台湾,土耳其和越南)。

2018年共有近31吉瓦燃煤发电装机退役,成为全球煤电退役第三高的年份。退役装机主要来自于美国,为17.6吉瓦。2018年也是自2015年退役21吉瓦后,美国煤电退役第二高的年份。尽管特朗普政府试图通过放宽煤炭监管法规来阻止燃煤电厂的关闭,并试图指定这些老旧电厂做为不可或缺的备用电源,以保证它们继续生产,但仍有接近历史纪录的煤电装机在2018年退役。

中国和印度的退役产能总计9吉瓦,并且未来仍会增加。印度已提出到2027年陆续退役48吉瓦的燃煤电厂,主要是亚临界燃煤电厂,其设备无法满足新的排放标准。中国计划关停环保、能耗、安全等不达标的300兆瓦以下的燃煤机组。2020年底前,重点区域30万千瓦及以上热电联产电厂供热半径15公里范围内的燃煤锅炉和落后燃煤小热电,也将全部关停整合。

在欧盟,2018年燃煤电厂退役总量为3.7吉瓦。其中2.8吉瓦来自英国——其煤电发电比例从2012年占总发电量的39%,下降到2018年的5%。另外,超过一半的欧盟成员国承诺到2030年逐步淘汰煤炭,德国则到2038年逐步淘汰煤炭。

煤炭与气候目标

  煤炭是导致全球升温的二氧化碳的最主要来源。为了使全球增温“远低于”2摄氏度以实现国际气候目标,立即逐步减少燃煤电厂的使用就变得至关重要。

根据联合国政府间气候变化专门委员会(IPCC)的最新分析,将全球变暖控制在1.5摄氏度以内需要到2030年减少70%的燃煤发电量,并且到2050年全部淘汰燃煤发电。若要以较大概率保持温控在2摄氏度以内,则要求到2030年燃煤发电量减少55%以上,并且到2050年几乎全面淘汰燃煤发电。

下图显示了IPCC对1.5摄氏度和2摄氏度温控目标(1.5度场景下的中位数,无或极小过冲。2度场景下的中位数估算为66%概率水平下,不包括碳捕捉及封存。)的两种情景下对燃煤发电的估算。该估算基于目前全球全部在运燃煤电厂的平均利用率,并且计算了平均运行寿命期间的发电量(52.8%产能系数及40年平均寿命)。为了使温度与工业化前水平相比增加不超过1.5摄氏度或2摄氏度,燃煤发电占比必须迅速下降,并且需要加速退役现在运行的燃煤发电机组。

中国电力企业联合会提议大幅度提高煤电装机上限

  从2000年到2018年,中国新增加了864吉瓦的燃煤装机,超过美国全部燃煤发电装机(259吉瓦)的三倍还多。此外,从2014年底到2016年初实施的核准权限下放,导致地方政府核准了245吉瓦的煤电装机——比以前的水平增加了三倍。

面对产能过剩,中央政府于2016年3月开始限制新煤电项目的核准和建设,但贫困地区项目以及承担居民供暖的热电联产项目除外。

2017年,中央政府点名叫停了170吉瓦的煤电项目,其中主要是在建或处于筹建后期的项目。这170吉瓦中的四分之一(44吉瓦)需要放缓开发速度;16%(28吉瓦)停建,直到许可及合规问题得到解决;近60%(98吉瓦)的项目则需要推迟到2020年之后。但卫星图像和分析显示,到2018年底,170GW的燃煤电厂中有近一半(78GW,或46%)仍在进行开发建设。至于剩余的54%(92吉瓦)中有多少会继续推进则有待观察。

然而,中国电力企业联合会(CEC)2019年3月发布的一份报告提出,该国的燃煤发电装机将在2030年达到1300吉瓦的上限——这也是1300吉瓦峰值第一次出现在一份半官方的文件中。这似乎是一个信号,表明中央政府可能不仅会放行之前被叫停的燃煤发电项目,而且还可能会开发建设新的燃煤电厂。这一变化将使该国的煤电产能在当前水平上再增加290吉瓦。这一数字甚至超过美国现有全部燃煤发电装机(259吉瓦)(中国全部在运的燃煤发电装机共计1010吉瓦,由于CEC的统计包括了小于30兆瓦的机组,这一数据比全球燃煤电厂追踪系统统计的数据多36吉瓦)。该提案标志着中国将背离现行限制煤电发展的政策。在这些政策下,煤电项目核准从2015年的184吉瓦下降到2018年的不足5吉瓦。

  图5:中国历年核准的煤电装机。其中,2014年9月至2016年3月期间,中央政府将煤电项目核准权下放给各省区。

因此,中国未来的燃煤使用情形取决于之前由省级政府核准又被叫停的项目是否恢复建设,以及允许多少燃煤电厂占据本应属于低碳能源的发电产能。值得一提的是,太阳能和风能的发电装机也在以高于其他任何国家的速度并入该国电网。

在全球范围内,煤炭的未来在很大程度上也依赖于中国:该国在燃煤电厂以及相关矿产和出口等项目的资金投入方面处于世界领先地位,在中国国境以外的全球煤电产能扩张中,有四分之一的资金来自于中国的国有企业。

综合海外和国内的数据来看,目前超过50%正在开发的全球煤电产能背后都有中国的金融机构支持。如果中央政府能够让其国有企业也加入正在转型远离煤炭的100多家金融机构,燃煤电厂的扩张可能会减少一半。

印度的太阳能和风能增长超过了燃煤发电

  和中国类似,印度也面临燃煤发电过度核准带来的问题。其过度核准问题甚至比中国的更久远。

2011年,Prayas集团的一项研究报告称,印度规划建设的燃煤电厂中有超过512吉瓦的项目已经至少获得了初步批准——这一数字是当时该国燃煤发电产能的五倍。项目核准的繁荣是2003年私有化推动新燃煤电厂建设的一部分,其中包括固定的长期购电协议(PPAs)。Prayas警告说,产能过剩最终会导致电厂和输电设施的资产搁浅。

到2012年,很明显燃煤电厂的繁荣正在成为一个泡沫,银行和其他金融守门人撤回了他们的支持。面对煤炭价格上涨、财政支持减少、公众对土地使用和污染的抗议,以及有限的电价调整能力,许多燃煤电厂项目最终被放弃。到2013年,颁发新项目许可证的数量比2012年下降了40%以上。到2015年,印度取消了305吉瓦的煤电项目。2017年,印度进入建设阶段的燃煤电厂全是由上市公司支持的。

  图6:印度核准开工的燃煤发电装机在私有化繁荣后飙升,在2013年到2017年之间逐渐降温,并在2018年降到了历史最低点。

目前,印度的燃煤电厂正在与风电和太阳能发电日益降低的电价竞争——后者的竞标价格低于该国近三分之一的燃煤电厂的运营成本。煤电企业需要长期遵守即将到来的排放限制,而这只会增加燃煤电厂的运营成本。面对日益激烈的竞争,新的燃煤电厂难以签订购电协议并收回其开发成本。印度政府认为该国超过40吉瓦的燃煤电厂有财政压力,其中10吉瓦的电厂被认为财政上无可救药。

2018年,该国核准建设的燃煤电厂低于3吉瓦。相比之下,2008年至2012年,该国煤电产能平均每年增长31吉瓦,2013年至2017年为13吉瓦。另外,2018年也是印度连续第二年实现太阳能和风能的新增产能超过了煤电新增产能。

来源:绿色和平

深度好文|煤电灵活性改造为何仅能完成规划目标的两成?

作为新能源的代言人,风电和光伏正大步向前的发展,甚至超出了规划。为了接纳占比不到两成的风光发出来的电,占比超过六成的煤电不得不做出改变,尤其是能够进行深度调峰(调峰深度为机组最大出力的60%-70%)的煤电灵活性改造机组。

按照《电力发展“十三五”规划》的要求,“十三五”期间,三北地区(东北、华北、西北)热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦,纯凝机组改造约8200万千瓦;其它地方纯凝机组改造约450万千瓦,共计约2.2亿千瓦。

TIPS:蒸汽进入汽轮发电机组的汽轮机,通过其中各级叶片做功后,乏汽全部进入凝结器凝结为水,也就是纯凝机组。如果在叶片中间抽出一部分蒸汽到换热器加热水,再将热水送到各家各户用于采暖,就是抽汽供热机组,如果是将通过汽轮机叶片后的全部乏汽都用于供热,就是背压供热机组。纯凝机组的煤耗低,发电效率高。供热机组由于被抽出部分或者全部蒸汽用于供热,所以发电煤耗较高,发电效率较低。

国网方面的数据显示,截至2018年11月,三北地区煤电灵活性改造数量为4069万千瓦,其中东北地区2378.5万千瓦,华北地区1133.5万千瓦,西北地区557万千瓦。

在有偿辅助服务补偿政策的强力支持下,东北的成绩显然是最好的,占三北地区完成量的比例接近60%,华北和西北地区的政策则相对滞后,煤电灵活性改造不温不火。

一方面,东北煤电灵活性改造已经取得了一定程度的成功,是向华北、西北地区推广的一个样本;另一方面,东北煤电灵活性改造电厂数量渐多,在玩家都进场后游戏规则也在发生着新的变化。

东北第一个吃螃蟹,少发一度电最高补一块

越少发电越赚钱,这对于靠卖电赚钱的电厂来说似乎是个悖论,但是对于东北的许多煤电厂来说,有时候的确是不发电比发电更划算,比如说多风的冬季。

而这个划算的生意就是尽可能的压低自己的负荷给风电让出空间,少发的电可以获得丰厚的补偿。

记者从黑龙江一家煤电厂了解到,其60万千瓦的热电机组在没有进行灵活性改造的前提下,实际运行时最小技术出力能够达到27万千瓦,即最低负荷控制在45%。但是如果供热需求大的话,就必须要考虑进行灵活性改造压低负荷。

TIPS:所谓最小技术出力,也就是在满足锅炉稳定燃烧的情况下,发电机组安全运行的最小稳定的发电能力。火力发电机组的最小稳定出力是一项重要的性能指标,具有小的稳定出力机组,出力调整范围大,可以满足电力系统调峰的需要。

尽管没有进行灵活性改造,但是45%的负荷水平已经达到了东北调峰补助的第一档标准,上述电厂均按照报价的上限0.4元进行上报,在没有进行灵活性改造的前提下依然收获颇丰。2018年最后几个月,电厂仅在调峰上便获利超过2000万,在风力强劲的冬季,一个月获利便达千万。

早在2014年10月,东北电力调峰辅助服务市场便已经开始试运行,相继下发了《东北区域发电厂并网运行管理实施细则(试行)》、《东北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则(试行)》、《<东北电力调峰辅助服务市场监管办法(试行)>补充规定》等文件。

2016年,《东北电力辅助服务市场运营规则(试行)》出台,实时深度调峰交易采用“阶梯式”报价方式和价格机制,发电企业在不同时期分两档浮动报价,而有偿辅助服务补偿费用由省内负荷率高于深度调峰基准的火电厂、风电场、核电厂共同分摊。

在调峰市场运行初期,调峰资源属于稀缺资源,具备深度调峰能力的煤电厂基本都是按照上限上报价格,也就是0.4元/kWh或1元/kWh,均高于东北三省0.34元/kWh左右的燃煤标杆电价。

同样在2016年,国家能源局接连下发第一批、第二批煤电灵活性改造试点项目,共计22个项目,规模在1800万千瓦左右,其中15个项目位于东北三省。

以试点项目中的大连庄河电厂为例,其60万千瓦纯凝机组改造后,调峰能力接近70%。2014-2016年电厂分别获得3920万、7913万和1.58亿元的调峰收益。截至2018年3月,庄电公司累计实现3.88亿元收益。

记者从庄河电厂一位负责人处了解到,电厂的投入并不大,许多工作都是电厂自己进行改造,调峰两三个月后就收回了成本,现在机组的最小技术出力维持在30%的水平。

数据显示,2014年10月至2018年5月底,东北电力辅助服务市场合计补偿费用44.74亿元,有偿调峰辅助服务平均价格0.506元,实际最高出清价格1元,最低出清价格0.2元。

滞后之后,西北、华北2018年底政策集中发布

作为新能源最为聚集的区域,西北地区相比东北地区的调峰需求更为强烈。虽然2017年以来,三北地区弃风情况得到好转,但是并没有完全得到解决。2018年1-9月,全国弃风电量222亿千瓦时,其中新疆维吾尔自治区、内蒙古自治区、甘肃三省区弃风电量合计199.1亿千瓦时,占全国弃风电量的90%。

资料显示,西北电网全网调度口径总装机2.45亿千瓦,新能源装机容量达到8489万千瓦,超过总装机比例的三分之一;系统调峰能力严重不足,全网火电机组中四分之一为自备机组,基本不参与调峰,40%为供热机组,供热期调峰能力下降。

内蒙古一位电力人士认为,由于配套政策不到位,刚刚出台的政策支持力度相对东北比较薄弱,即便是列入试点项目的煤电厂推进也很缓慢。电厂改造的动力不足,整个内蒙古的煤电灵活性改造并不多。

资深行业研究人士詹华忠认为,现在许多煤电厂普遍的思维是“先看着,不被考核就行”。近年来火电经济效益差,设备利用小时数仍然不是很理想,想要煤电厂投入资金进行灵活性改造,能够有多少收益是最务实的想法。

2018年12月25日,西北最新的政策下发,国家能源局西北监管局关于印发了新的《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》及《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》。对于有偿调峰补偿,规定提供深度调峰服务的燃煤火电机组,按少发电量每万千瓦时补偿3分(每分对应金额为1000元,相当于一度电补偿0.3元)。

此外,辅助服务补偿费用主要来源是全部并网运行管理考核费用、发电机组调试运行期差额资金的50%和符合国家有关法律法规规定的其他资金。上述费用减去辅助服务补偿所需金额的差额部分由各省(区)内发电企业按上网电量比例进行分摊。

对于西北地区的陕西省、甘肃省、青海省、宁夏回族自治区、新疆、内蒙古(分为蒙东和蒙西)而言,陕西、甘肃、青海和蒙东的燃煤标杆电价均高于0.3元/kWh。尽管有了补偿的机制,但是相较于东北地区的补偿力度似乎并不大。

无独有偶,同样是在12月25日,华北能源监管局也下发了《华北电力调峰辅助服务市场运营规则(试运行版)》,华北由华北调峰辅助服务市场和省网调峰辅助服务市场,前者又包括日前市场和日内市场,后者仅有日内市场。

调峰服务费用由(燃煤、燃气)、风电、光伏(光伏扶贫场站除外)等发电企业及参与市场化交易的用户共同承担。

报价方面,以华北日前市场为例,火电机组按额定容量(增容机组按照原容量计算调峰档位)进行分档申报,以额定容量的100%-70%为一档,70%以下每10%为一档报价,按照价格递增方式逐档申报,每一档全天报价相同,价格单位为:元/MW·h,报价最小单位为10元/MW·h ,报价周期为周。

为保证市场平稳健康发展,调峰市场机组报价上限按照火电机组及风电度电边际收益确定。市场开展初期额定容量的70%及以上档位暂定0价。额定容量的40%-70%每档报价范围为0-300元/MW·h(即0.3元/kWh),40%以下个档位报价上限为400元/MW·h(即0.4元/kWh)。

显然,西北、华北在东北之后也开始真正的发力,出台具备实操性的规则,但是执行效果如何仍需2019年的实践来检验。

八成没完成,技术、政策、价格机制均有关系

中电联行业发展与环境资源部副主任叶春告诉记者:“2.2亿千瓦的煤电灵活性改造完成的量不多,与技术、政策、价格机制等等一些原因都有关系。”

技术方面

由于火电机组灵活性改造是个系统问题,涉及到锅炉、汽机、辅机、控制系统等多个方面,要想深挖调峰潜力达到理想的调峰深度,除了现有的技术改造手段,在确保机组安全运行和环保的前提下,还需要在智能控制、自适应控制等方面有一定突破性的进展;此外,还要针对机组自身的运行特性以及调峰目标幅度,灵活制定改造技术路线,以实现燃煤机组在低负荷下的安全稳定运行。

政策方面

从现有的火电灵活性改造试点来看,灵活性改造相关的电力辅助服务收益很大程度上还是依赖现有政策所规定的补偿方式,项目收益还存在一定的风险,目前的补偿机制尚不能完全补偿因技改投入的成本,火电厂改造的积极性不高。

价格机制方面

通过电力市场交易形成电力辅助服务价格的市场机制尚未形成,不能有效激励火电厂进行灵活性改造。

火电机组灵活性改造其主要目标是降低火电机组最小出力限制,扩大机组出力调节的幅度;减低热电联产组合中发电对发热的配比,即所谓“热电解耦”;以及提高机组出力调节速度、启停能力,减低出力调节成本。

几种煤电灵活性改造的特点▼

叶春认为,煤电灵活性改造要按照分地区、分机组容量有序实施。对新能源装机占比较大的地区,以及核电利用小时较低的广西、福建,可对30万千瓦及以下的煤电机组为主进行灵活性改造,作为系统的调节电源;而大容量高参数的机组作为基荷电源发挥作用。

完善调峰辅助服务补偿机制

进行灵活性改造的煤电机组利用小时将大幅降低,频繁启停对机组的影响也比较大。现有的调峰补偿力度对火电参与调峰没有足够的吸引力,因此确保其获得合理收益,才能提高调峰的积极性,推动火电灵活性改造的步伐。

制定煤电灵活性的标准

总结示范点的经验,借鉴国外电力系统灵活性的经验,开展相关改造的标准制定,推动新建机组能达到灵活运行的标准。另外,要对根据当地的电源发展规划相匹配,明确调峰需求的容量,避免项目收益无法保证。

加快推进电力辅助服务市场化

充分发挥市场在辅助服务资源配置中的决定性作用,形成了更加灵活、高效的辅助服务市场体系,建立起反映辅助服务供需情况的价格形成机制,全面提升市场主体参与辅助服务的积极性,保障电网安全、稳定、优质、经济运行。

负荷能减能加,东北电力辅助服务市场或仍将变化

东北能源监管局数据显示,东北电网的88家大型的火电厂中,有81家火电厂申报能力低于最小技术出力,22家火电厂申报的价格低于上限,24家火电厂计划开展灵活性的改造,2018年或将全部改造完成。

换句话说,东北煤电厂灵活性改造后参与电力调峰高额回报的日子即将成为过去式,因为大家都来分“蛋糕”了。

上述庄河电厂的负责人解释称:

现在大家都能调峰,一张饼大家分着吃。而且饼的份量也在减小,比如以前一年能拿出8个亿补偿调峰的所有电厂,现在只拿出5个亿来。辽宁的规则还会进行修改,也就是说在大家都进场之后,游戏规则也会改变,变得更加苛刻。

早在2017年10月,东北能源监管局调整完善电力辅助服务市场运营规则,其中提到部分电厂开展了重大技术改造,降低了机组低谷时段发电出力,提升了供热能力。但个别改造后的机组出力范围受到限制,顶尖峰能力出现下降,不利于电网运行。为体现公平,《补充规定》将出力达不到铭牌容量80%的火电厂所获得的调峰费用减半。

据了解,进入2018年,由于煤质、供热等各种技术原因,以及只有低谷单向盈利空间,出现了火电机组尖峰时出力受阻的问题,影响了火电的整体调峰能力。

2017年6月1日至2018年5月31日,东北电网统计数据分析显示,最大受阻容量达1600万千瓦,平均受阻容量达900万千瓦。其中供热原因导致的尖峰受阻可以通过灵活性改造、“热电解耦”解决。

为了解决尖峰受阻的问题,东北电网或将增加旋转备用市场,对备用容量进行买卖,来完善电力辅助服务市场规则。

TIPS

旋转备用指为了保证可靠供电,电力调控机构指定的并网机组通过预留发电容量所提供的服务,必须能够实时调用。

这样,往下压负荷的低谷深调峰市场和解决尖峰受阻的尖峰旋转备用市场共同运转,将继续扩大灵活性改造的收益。

(来源:能源杂志 ID:energymagazine 作者:李帅)

中国火电史的“教科书”:邹县电厂

2018年11月13日,国家博物馆一张火力发电厂的航拍图吸引了人们的注意。

图片上8台大容量机组依次排列,高耸的凉水塔蒸汽氤氲,以大气磅礴的构图清晰展现了中国火电40年发展脉络和成长轨迹。

这张图片就华电国际邹县发电厂,从山东省第一台30万千瓦、60万千瓦火电机组到全国单机容量最大的100万千瓦火电机组,邹县电厂一路“与最好同行”,成为中国电力改革的时代标杆。

国家博物馆展示的华电国际邹县发电厂航拍图。

30万机组起步

1978年,山东省发电装机总容量292.61万千瓦,严重缺电的鲁西南地区经济发展落后,可以用一穷二白来形容。

1983年10月1日,伴随着共和国轰鸣的礼炮声,国家“七五”到“八五”重点建设项目、山东省首台30万千瓦机组在邹县开工兴建。

老厂长成洪源说:“作为这么一个重要工程,从国务院总理到省市各级领导都非常重视,山东省真的把我们这个工程作为‘天字第一号’工程。大家都憋了一股子劲,就是怎么样把我们这个厂搞成最好的、最大的电厂。”

一二期工程4台机组,受到了党和国家领导人的高度重视,时任水电部部长李鹏曾3次到厂视察指导。1985年12月12日,第一台30万千瓦国产机组正式投产发电。

随后于1989年圆满完成了4台30万千瓦国产机组的建设任务,邹县电厂以120万千瓦的装机总容量一跃成为山东省最大的火力发电厂。

1986年7月16日,邹县电厂1号浓缩机突然发生故障,如果不及时修复,就会造成停机事故。1号机组可是当时山东电网的主力机组,情急之下,在场的老厂长率先跳进冰冷的浓缩池,带领职工用身体搅拌灰浆。在pH值达12以上的灰浆中,“电力铁人”们不顾碱水烧身,用自己的血肉之躯,换来了机组的安全,换来了电网的稳定。

60万机组发展

1992年,邓小平南巡讲话催生了电力工业“加速度”,火电企业像雨后春笋般快速涌现,乘着新一轮改革开放的春风,1993年,邹县电厂两台世行贷款60万千瓦引进机组开始动工。

1997年,两台机组实现“一年双投”,邹县电厂以装机容量240万千瓦的气魄,成为中国最大的火力发电厂。

1998年被授予首批“全国一流火力发电厂”称号。

百万机组称雄

2002年底,五大发电集团应运而生,邹县电厂归属中国华电集团

华电决定在邹县电厂建设全国首批百万千瓦超超临界机组。

2005年1月15日,“邹四工程”第一方混凝土的浇注,两台100万机组作为国家引进技术国产化的依托工程,被列为国家“863”项目和“十一五”重点工程。

两台百万机组分别于2006年、2007年顺利投产发电。时任国务院总理温家宝闻讯后专门做出重要批示:“得知华电百万千瓦超超临界燃煤机组投产,谨致祝贺。要积累经验,继续努力,确保机组安全、稳定运行”。

至此,集30万、60万、100万3个等级机组于一身的邹县电厂,装机总容量达454万千瓦,成为展现改革开放40年中国火电机组发展历史的一本活的“教科书”。

以上内容来源:中国电力报,内容有删减。作者:许盼 石鲁香 马桂红 姜帅

华润阜阳项目二期2×660MW超超临界燃煤机组工程正式启动

2018年11月28日,阜阳华润电力有限公司(简称“阜阳项目”)二期2×660MW超超临界燃煤机组工程启动活动正式举行。安徽省能源局总工程师程进军,阜阳市副市长李红,皖能集团总经理朱宜存,华润电力副总裁赵后昌以及地方政府代表、参建单位代表、阜阳项目员工共180多人出席项目启动活动,活动由华东大区副总经理高雪斌主持。

阜阳项目总经理刘文首先致欢迎辞,刘总代表阜阳项目全体员工向长期以来给予公司大力支持的各级政府和有关部门、各股东方、合作伙伴表示最衷心的感谢。刘总指出,阜阳项目二期工程是安徽省基础建设重点项目之一,项目建成投产后,年发电量约66亿千瓦时,新增产值约26亿元,将对加快当地产业发展、人才聚集发挥重要作用。

华润电力副总裁赵后昌在致辞中向阜阳市委、市政府以及合作伙伴皖能集团、阜阳能投给予的支持和帮助表示感谢。赵总指出,华润电力将充分发挥在能源业务行业的专业领先水平,稳步有序推进项目建设,将阜阳二期项目打造成绿色环保的国家优质工程,继续为阜阳市经济发展做出贡献。

皖能集团总经理朱宜存向阜阳项目管理团队、参建单位表达敬意。朱总表示,在省、市两级政府的推动下,皖能集团将为项目建设提供全方位的支持,高起点谋划、高目标定位、高质量建设、高水平管理,把阜阳项目二期工程打造为精品、示范、绿色环保工程,在助推阜阳市经济高质量发展的同时,为全面建设现代化“五大发展”美好安徽做出新的贡献。

李红副市长希望华润电力高标准建设、高效率推进,把阜阳二期项目建设成一流工程、精品项目。阜阳市委、市政府将高度重视和密切关注项目建设,连同市、区等各级部门,努力创造更好的环境,提供更优的服务,全力配合华润电力,确保项目顺利建成投产,早日产生效益。

活动结束后,参会领导在阜阳项目总经理刘文的陪同下,参观了一期生产现场。

(来源:微信公众号“华润电力华东大区”  作者:阜阳项目公司)

生物质发电本不该遇到的“生死劫”

2018年11月7日,由国家可再生能源中心、国家发改委能源研究所、生物质能产业促进会三部门共同编制完成的《生物质电价政策研究报告》(以下简称《报告》)在北京新鲜出炉,《报告》显示,截至2017年,未列入可再生能源电价附加资金目录的补助资金和未发放补助资金共约143.64亿元,未纳入可再生能源电价附加资金支持目录的项目的总装机规模已达122.8万千瓦,约占生物质发电装机的8%。

近十五年来,我国生物质发电装机容量由2003年的150万千瓦发展到2017年的近1500万千瓦,截止2017年底,我国生物质发电并网装机容量1475.77万千瓦。这意味着生物质行业发展十分之快速。而生物质发电在承担了环保及民生等社会责任的同时,正在面临逐年上升的成本压力、严苛的环保要求等问题。在风电和光伏电价政策逐步收紧的形势下,生物质发电电价政策是否会受到影响,引起了行业、相关主管部门的高度重视。

原料成本高达70% 补贴到位已成“生死劫”

众所周知,生物质发电包括农林生物质发电、垃圾焚烧发电、沼气发电,无论哪一种发电形式,首当其冲处理的是垃圾、废弃物,对于生物质发电来说这是刚性需求,可以说,生物质发电具有环保属性;其次,农林生物质发电承担民用供热,生物质发电也具有民生属性。另外,生物质发电有别于风电、光伏行业,生物质发电行业大多为民营企业,且农林生物质发电存在高额的燃料收购成本,抗金融风险能力不及风电、光伏产业。所以,生物质发电行业是一个十分特殊的行业,尽管生物质发电并网装机容量仅占2%,但在可再生能源领域表现的愈发重要。

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基于生物质发电的环保属性、民生属性,生物质发电行业呼吁维持电价补贴,这关系到企业的“生死存亡”。中国节能环保集团政策研究室主任袁宝荣认为:“生物质发电行业属于重资产,投资大,利润薄,投资回收期比较长,对于农林生物质发电来说,收储原料(秸秆)成本占整个项目运营成本70%,原料不断涨价,成本随之上调。若不能及时发放补贴,对企业的经济效益、生存都非常大。风电、光伏补贴退坡机制已成大趋所示,生物质发电行业不应该受风电、光伏电价退坡机制的影响而影响,未来应建立一个生物质发电项目专项电价补贴目录。”

据北极星电力网了解,2017、2018年进入补贴目录的部分企业还没有得到补贴,由于企业申报有一个周期性,对于还没有进入目录的企业来说,要想拿到补贴会更加的漫长,对于这部分企业来说经营会比较困难,而正常到位的补贴已成生物质发电企业的“生死劫”。

在本《报告》中也提到,生物质发电可借鉴《光伏扶贫电站管理办法》的激励政策模式,建立生物质发电项目专项电价补贴目录,通过单独列出生物质发电项目补贴目录,明确生物质发电项目补贴的优先性,明确生物质发电项目专项电价补贴目录的发布周期,考虑到农林生物质发电项目燃料收购直接关系到农民收益,建议专项电价补贴目录一年发布一次,及时发放补贴资金。

袁宝荣表示:“从电价补贴的角度,一个可持续、能够促进整个生物质发电产业健康发展的专项补贴,正在过程中。”

补贴与标准结合进一步规范生物质发电排放

环保排放标准的问题是摆在生物质发电行业的另一棘手问题。随着环保越来越受到重视,企业面临的压力也随之增大,生物质发电行业正不遗余力的加紧解决。

对于垃圾焚烧发电来说,去年年初,环境保护部组织在垃圾焚烧发电行业开展“装、树、联”工作,全面提升垃圾焚烧发电行业的环境管理整体水平,这对于规范垃圾焚烧发电起到很好的作用。但是,对于建的较早的企业运用循环流化床技术,这部分企业在环保方面排放不达标,产生的影响是显而易见的,特别是产生邻避效应较凸显。这就需要企业守法、合规去经营;另外,需要加强行业监管力度行业才能健康发展。

那么,该如何杜绝环保问题的发生?袁宝荣认为:“把可再生能源电价附加补贴与行业监管相结合,环保排放标准达标的企业,发放补贴,否则反之。通过这种方式,可以督促企业更好的从环保的角度去做,让行业更加可持续、更规范的发展。”

据了解,中节能垃圾焚烧发电项目建设的非常规范,每一个项目建设的像花园一般,该公司使用的均是炉排炉技术。在满足排放要求的同时,并没有增加多的运营成本。

另外,生物质行业面临的最大问题是没有专属于本行业的环保标准。

农林生物质发电依然是参照用煤的排放标准,而且要求超低排放。本身农林生物质发电含硫低,现在要求超低排放标准,这样生物质的成本会很高,所以,以煤的排放标准去衡量生物质的排放标准是非常不合理的。

环境保护部环境工程评估中心能源评估部徐海红曾在2018全国农林生物质发电行业创新与发展高峰论坛上认为:“现在的标准都是分成阶段的,不可以一刀切的,可以分区域、分情况来制定,对于京津冀地区可能要制定相对严格的标准,对于西南、西北地区可能就相对宽松。”

生物质热电联产或将成为主流

生物质是唯一一种可以产生多种能源产品的能源物质,生物质可以发电、供热、供气,即便如此,对于我们国家来说是不缺电的,国家缺热、缺气。在此背景下,去年,十部委印发《北方地区冬季清洁取暖规划》、国家能源局发改委下发《可再生能源生物质供热指导意见》,其中,生物质能可以直接提供热量的优势发挥出来,且可以灵活运用,可以替代燃煤锅炉非常好的方法,解决环保问题,合理布局,提供清洁的热能。

“从大的宏观形势来看,国家对生物质能的发展是加以肯定的,可以说为生物质能的发展,特别是在热利用这个方向提供很好的发展机遇。”袁宝荣说。

随着城镇化的发展,在国家政策的鼓励、支持引导下,农林生物质发电由纯发电改造成热电联产项目,垃圾焚烧项目也在改造成热电联产项目。袁宝荣认为,未来建立生物质发电专项补贴目录,国家认同的一定是热电联产项目。

据国家能源局《关于促进生物质能供热发展的指导意见》,到2020年生物质热电联产装机容量超过1200万千瓦。今年年初,国家能源局发布《关于开展“百个城镇”生物质热电联产县域清洁供热示范项目建设的通知》。“百个城镇”清洁供热示范项目将形成100个以上生物质热电联产清洁供热为主的县城、乡镇,以及一批中小工业园区。示范项目共136个,涉及20个省(区、市)及新疆生产建设兵团,装机容量380万千瓦,年消耗农林废弃物和城镇生活垃圾约3600万吨。

在此基础上,未来热电联产项目会有所增加,袁宝荣进一步解释:“生物质能十三五规划中期评估,根据项目指标完成情况,生物质发电项目(包括垃圾焚烧发电、农林生物质发电)的数量会增加。进一步说明,大的环境政策,宏观政策影响,均倾向于热电联产项目,所以,热电联产项目的数量将会增加。”

据生物质能产业促进会统计,截至2017年底,我国的农林生物质热电联产项目共计105个,约占项目总数量的38.9%,总装机容量273.81万千瓦,约占总装机容量的39.1%。生物质发电产业有待依托热电联产改造来提升系统效率,提高生物质发电的技术经济性,以达到绿色可持续发展。

生物质发电想要可持续、高质量的健康发展,《报告》提出,可以借鉴国外生物质发电支持政策和管理办法,从电价补贴、项目管理、税收优惠、地方政府激励等方面进行改进。

来源:北极星电力网  作者:安晴

国家能源局新能源司副司长梁志鹏:相比较于其他可再生能源 生物质能利用意义更大

11月28日,生物质能清洁利用国际研讨会在北京举办,国家能源局新能源司、国际能源署(IEA)等机构的相关领导出席了会议。

国家能源局新能源司副司长梁志鹏在致辞时认为,相较于其他可再生能源,生物质能利用具有多重意义。生物质能是可再生能源领域最重要、也是可以发挥更多作用的能源品种。为打好“污染防治攻坚战”和更好实施“蓝天保卫战”行动计划,下一步,我国应加大力度、加快速度重点推动生物质天然气、生物质热电联产、生物质锅炉供热以及分散性生物质成型燃料的应用。并通过加强国际合作,推动不同地区之间在产业政策、标准制定和市场化发展机制的相互交流,为下一步中国生物质能产业的发展创造良好环境,推动其成为中国清洁能源产业发展的一支重要力量。

☛发言实录如下:

实质上生物质是一种比较特殊的可再生能源,相比风电、太阳能等资源,这些能源是否得到利用,都不会对环境产生危害。但生物质能不同,如不加以合理利用会对环境产生污染。所以生物质能利用具有双重环保效益,相比较于其他可再生能源,生物质能利用具有更多重意义,不管是应对气候变化,还是解决环境污染问题,亦或增加能源资源供应,都非常重要。

近年来,中国特别重视生物质能产业发展。事实上,生物质能利用在我国已拥有几十年历史,生物质能适用性强,适合电、热、气等各个领域,用途非常广泛。在早期,我国生物质能利用方向是户用沼气和大型养殖场的沼气;之后我们又学习欧洲经验,发展生物质发电、生物质成型燃料;现在又开始发展生物质天然气等。

但是,生物质能产业的问题也很突出,比如生物质资源分散,产业规模较小。中国近些年为支持可再生能源发展,制定了一系列规划和政策。比如先后制定了生物质能产业“十二五”、“十三五”发展规划,按照规划,我国生物质能产业正从小到大,逐步发展。

同时,近年来,中国亦高度重视农村发展、农村生态与环境保护。国家在制定振兴乡村战略中,已经把生物质能利用作为一个重要发展方向。我国在打好“污染防治攻坚战”和实施“蓝天保卫战”行动计划中,也将生物质能利用作为重要方向。

目前中国在生物质能方面也已取得了较大成绩,虽然产业发展较慢,规模较小,但总结起来还是可以发现,生物质能产业整体发展已经取得了很大进步。截至目前,中国的生物质发电量已经达到1700万KW,年度发电量达到800亿kWh。其中农用生物质发电大约750万kW,垃圾发电量大约950万kW,沼气发电量50万kW。此外,我国生物质成型燃料年利用量达到1500万吨。以燃料乙醇和生物柴油为主的生物质液体燃料年产量也达到400万吨/年,生物质天然气已经达到1亿方/年。

下一步应如何发展生物质能?还是要围绕环境保护、减少温室气体排放、增加农业收入等方面做好工作。特别在终端用能环节,尤其是清洁供暖领域,生物质能有发挥较大作用的空间。

所以,下一步生物质产业发展的几个重要方向:

一是要积极推进生物质天然气产业化发展。

对生物天然气的开发利用要加大力度,包括生物发酵沼气、生物热解法制优质燃气,在一定程度上可以缓解天然气供应压力。现阶段,我们重视各个地区的生物质天然气规划编制,并已经启动了一批示范项目,欲探索新的商业模式、完善政策支持体系,使得生物天然气未来在中国能够取得较快发展。

二是要加快生物质能供热利用。

目前,我们已经在推动生物质热电联产发展,已经开始要求北方地区的生物质发电项目改造成热电联产模式,新建生物质发电项目也要以采取热电联产方式。

三是国家也鼓励生物质锅炉供热,未来生物质能锅炉应是推广重点。

参考欧洲经验,从上世纪80年代开始,欧洲就开始普及生物质锅炉应用,中小型生物质锅炉在小城镇供暖中起到很大作用。生物质锅炉属于成熟技术,在我国也具备普及应用的潜力,但目前生物质锅炉的应用在中国还没有找到好的推广模式,推广难度也比较大。

首先是中国和欧洲农业生产模式的不同,中国以家庭为单元的小规模农业生产为主,秸秆原料的收集难度大。

其次,在欧洲生物质供暖的经济性比较对象是天然气供暖和燃油供暖,在中国,包括生物质在内的可再生能源发展比较难,就是因为其比较对象是燃煤,无论生物质供暖、天然气供暖还是地热供暖,与燃煤供暖相比并不具备竞争力。所以,生物质锅炉在供暖领域的推广应用还有待加强研究和示范项目建设。

四是分散性小型生物质成型燃料应用在我国也取得了一定进展。

但依旧有很大进步空间,在中国有很多工商业、服务业的锅炉中,例如宾馆自用锅炉,是可以推广生物质成型燃料清洁替代的,潜力巨大。

总之,当前生物质能产业发展还有很大挑战和困难。可以预见,生物质能是可再生能源领域最重要、也是能发挥更多作用的能源资源。但相比其它可再生能源产业,生物质能的技术进步、产业发展和应用还处于初级阶段,还需加大力度、加快速度推动。我国应加强国际合作,推动不同地区之间在产业政策、标准制定和市场化发展机制的相互交流,为下一步中国生物质能产业的发展创造良好环境,推动生物质能成为中国清洁能源产业发展的一支重要力量。

中国能源报记者 仝晓波

十三五”后期应调整煤电机组在电力系统中的定位!

“提高电煤占煤炭消费比重的主要动能不在于电煤消费增加了多少,而在于我们把总的用煤量控制了多少,特别是散煤和工业用煤量减少了多少。”华北电力大学经济与管理学院教授袁家海在第五届中国煤炭消费总量控制和能源转型国际研讨会(下简称“煤控国际研讨会”)上说到,“所以,如果真正要把煤控做好,‘十三五’后期乃至更长一段时间的主要工作应该是合理调整煤电的定位。未来,如何用好11亿千瓦的煤电将是一个很大的挑战。”

11月21日,煤控国际研讨会在京召开,会议重点是评估“十三五”中期煤控工作进展并展望“十三五”煤控目标的实现路径,商讨如何进一步减少煤耗,促进能源转型。同时,会议还分享了“煤控研究项目”总课题组编写的《“十三五”煤控中期评估与后期展望研究报告》(初稿)(下简称“报告”),报告预测到2020年我们将超额完成“十三五”能源规划中的煤控目标。但是,报告认为,“十三五”后期,进一步推动煤炭消费减量替代也面临诸多挑战。袁家海教授就煤炭消费减量替代面临的挑战做出了以《煤电行业煤炭消费减量替代对策》为题的主题演讲,探究了煤电行业应在电力系统中如何定位等问题。

电力消费高速增长 高情景下2030年全社会用电量将达到10万亿千瓦时

2018年上半年,9.4%的全社会用电量增速远远高于6.7%的工业增速和6.8%的GDP增速,电力消费弹性系数到达1.38。但是,据国网能源院的分析,2018年上半年尽管全社会用电量在增速高达9.4%,真正靠经济拉动的只有4.4%,另外的5%的贡献主要来自于异常的温度负荷和电能替代的推进。气候变化是未来用电需求增长的一个不确定性挑战,而电能替代是电气化发展到一定水平之后的必然趋势,如今的电能替代工作的大力推进使得未来要转化为电力的终端能源需求提前释放,这就在近中期加重了电力消费水平,但从长期来看对拉升电力需求的作用不大。

报告认为,经济新常态下电力消费增长进入中高速区间的基本判断并没有错,2018年上半年的高增速是偶发因素(温度异常)叠加短期政策因素(环保、电能替代)所致,不具备可持续性。

报告预计2018全年用电量增速高位可能会到8%,2019-2020年电力消费增速则主要取决于新进动能转换的速度,不排除为了稳定经济增长,工业用电会继续增长。

若在上述基础上充分考虑新旧动能转换和居民用电增长进入快车道等因素,报告预计高情景下到2020年全社会用电量将在7.5万亿千瓦时左右,到2030年全社会用电量将达到10万亿千瓦时。

煤电发电量占比会进一步压缩 利用小时数会持续低位

那么,在上述预测的2030年10万亿千万时的全社会用电量中,煤电和可再生能源将以何种比例分配呢?袁家海教授做出了如下推断:

近年来,在国家的大力推动下,我国的弃风弃光问题得到了大力改善。如今,我国的弃光率已经降到了3.6%左右,而预计今年年底,我国弃风率将降到7%以下。此外,从多地启动的“十三五”中期评估和风电、光伏的建设实情来看,在2020年新能源装机或电量占比将比原规划提高一个百分点。

从政策层面来看,国家发改委印发的《能源生产和消费革命战略(2016-2030)》也明确提出,到2030年可再生能源发电占比要超过50%。也就是说,在10万亿千瓦时的全社会用电量中只能有5亿千瓦时来自于煤电,而2020-2030年气电装机又至少会达到2亿千瓦。气电如果仅按3000小时的利用小时数来计算的话,2030年煤电在10万亿千瓦时中所占的份额不会超过4.3万亿千瓦时。而2020年煤电的发电量约为4.6万亿千瓦时,所以,未来煤电对电量的贡献应该是呈稳中有降的态势。

袁家海教授表示:“这样,我们在讨论2030年煤电生存状况的时候就会得出一些很直观的结论。譬如,此前业内普遍持有的观点是,到2030年我国煤电装机将达到12亿千瓦,在高情景下该数字将提升至13亿千瓦。彼时,这13亿千瓦煤电机组的年平均利用小时数很可能降至3400小时甚至更低。”

低利用小时数加剧煤电亏损 合理调整煤电机组定位是重中之重

当前,煤电的利用小时数已远远低于设计的合理水平(5000小时)。近两年,煤电的利用小时数一直处在4200-4300小时的低位,部分煤电企业呈现出亏损的态势。今年,煤价高位,煤电利用小时数仍处低位的形势并未得到良好的改善。袁家海教授预测,今年煤电企业的亏损面或许将超过60%。

2020-2030年,煤电利用小时数相较于2017年及今年的预测又降一步。袁家海教授坦言:“如果说‘十三五’规划使得煤电企业在未来十年甚至二十年间都抬不起头来,这显然不是我们希望看到的结果。”

据测算,按照2020-2030年的可再生能源装机加上现存的11亿千瓦的煤电装机,来保证未来十几年的电力供应安全是不存在问题的。此外,继续增加煤电装机和同时发展高比例的可再生能源是相冲突的。“所以,我们认为,2020年电力行业的耗煤峰值应为12.2亿-12.3亿吨标准煤。”袁家海表示。

电煤占煤炭消费比重是衡量煤炭清洁化利用的重要标准。大量散煤燃烧和工业用煤是造成我国大气污染形势严峻的主要因素,所以电煤占煤炭消费量比重必须提高。

袁家海教授解释道:“提高电煤占煤炭消费量比重的主要动能不在于电煤消费增加了多少,而在于我们把总的用煤量控制了多少,特别是散煤和工业用煤量减少了多少。所以,真正要把煤控做好,‘十三五’中后期乃至更长一段时间的主要工作应该是合理调整煤电的定位。未来,如何用好11亿千瓦煤电将是一个很大的挑战。”

基于此,袁家海教授给出了煤电机组定位调整的详细路径:

30万千瓦以下排放达标的小机组,主要承担供热功能,也可根据区域电网灵活性需求改造成多次启停的机组,参与区域电网启停调峰。

30万-60万千瓦亚临界机组,需要通过灵活性改造全力满足未来高比例可再生能源大规模并网下电力系统的灵活性需求。

60万及以上的超临界和超超临界机组,要将其作为基核机组使用,保证其在经济区间运行。

华北雾霾为什么这么大?

14日北京城雾霾笼罩,大片区域的空气污染指数飙升到300以上,出门的市民都纷纷戴上了口罩。最直观的感受是,从昨晚开始,很多地区的能见度都已经降到了只有几百米。在雾霾最严重的地区,人们在路面上只能看到汽车的雾灯和面前人影影绰绰的背影。

其实从前几天开始,北京之外的华北地区就都已经出现了雾霾天,只是因为尚未完全影响到北京而被有意无意地忽视了。而从14日北京的雾霾天开始,大家都意识到,今年的雾霾季节又开始了。

华北的雾霾天为什么总是这么严重呢?

厉害的煤

今天北京市中心的空气污染指数峰值达到了370多。而这还远远不是整个华北的最高值,保定涿州达到了惊人的590,雾霾更加严重,可谓伸手不见五指。其余石家庄行唐、灵寿等县、唐山各地的空气污染指数也都直逼400。其余华北大部也都受到了剧烈的影响,连临海的天津市都达到了250左右,其实已经算是重度污染了。

整个华北都笼罩在一片烟云之中。不过人们一点也找不到那种诗意朦胧的感觉,唯一担心的是自己和家人的呼吸道应该怎么办。

雾霾里所谓的“雾”,是指近地面空气中的水汽凝结形成的大气现象,其形成原因主要是来自于水汽本身。如果其中没有包含什么污染物的话,倒是没有什么好特别担心的。

雾霾中更让人忧惧的是“霾”。这是空气中的水汽吸附在漂浮于空气中的微小颗粒物上,以污染物为核心,以水雾为外壳的一种物质。在光照、温度和湿度的不断变化中,这种物质还会发生内部反应,进一步增加污染物的危险性。

种类丰富,变化无穷…

根据中科院大气物理所的研究,构成华北雾霾内核的空气污染物质,主要是工业污染源排放、机动车尾气和散煤燃烧。这些污染源造成如此恶劣而深远的后果,和京津冀地区和周边省份的产业结构和人口密度有很大的关系。

北京、天津、河北、河南、山西、山东 6 省市占全国面积 7.2%,却消耗了全国 33% 的煤炭(京津冀的煤电机组更是占全国的 27%),单位面积的污染物排放强度超过全国平均水平4倍。

煤炭仍是绝对的大头

而未经处理的煤炭恰恰是一种不清洁的能源,不仅在燃烧过程中会释放粉煤灰等固体颗粒物,煤炭形成过程中含有的硫、氮等元素也会因不完全燃烧而形成二氧化硫、一氧化氮甚至一些致癌化合物,污染程度就更显得高了。

尤其是在监管力量难以到达的县级乃至更低级行政单位,小锅炉和散煤的使用经常处于无序的状态,清洁煤和天然气使用水平不高,从小工厂到民间自主取暖都在排放污染物,只要稍有水汽雾霾就会出现,而且裹挟着令人闻风丧胆的污染物。

另外还有汽车尾气的影响。京津冀的机动车保有量占全国的 28%(虽然北京限行政策严格,但空气不以行政区域为影响,整个华北应视为同一板块),特别是重型车保有量占比近 30%(这与北京需要大量外地资源输入和燕山以北交通不便需要公路运输有关)。一辆重型卡车的尾气排放量可达一辆达标小轿车的数十倍,而大车的环保措施往往不力,实际污染量更大。

认真的山

有了供应源头,地形地貌的影响就很重要了。

华北平原,即以北京、天津、河北西南部和东北部构成的广大平原地区,在西北方向上紧挨着太行山-燕山一线的山地。这片山区的海拔放在中国群山里不算高,大约在数百至一千多米左右,但相对于人类在平原的活动区域来说已经是相当的高度了。

白天,山区受到太阳辐射,升温比城市平原快,空气温度高而气压低,就会促使污染物伴随着城市向山区流动的空气进入山区。如果是在西南等绿化水平高的地区,这会是用自然力量消灭污染物的好时机。可惜华北山区到了冬天绿化水平不高(走一次从北京前往大同的高速就会深有体会),污染物无法被吸附在植物上,反而在山区被截留。到了晚上,山区海拔高,降温快,形成高气压区;反观城市地区则因为热岛效应,热量流失慢,维持着一个高温环境,气压低。污染物于是又伴随着气流向城市空间反向流动。这种空气的流动叫做山谷风大气环流,在靠近山区的城市都会出现。但带着大气污染物在城市和山区之间来回滚动、反复污染的山谷大气环流,是华北所特有的。

刚才提到的太行-燕山一线的这条山脉线和别处的山脉不太一样,最大的特点在于绵长而连续。这里曾经是中央王朝拱卫京师,防止北方少数民族南下的防线,也同样能够阻碍大气流动的脚步。

中国秋冬季节盛行西北风,经蒙古高原向东南南下的气流,在太行山-燕山一线会被阻挡和抬升,从数百米的高空掠过。而华北诸多城市,尤其是北京、保定、石家庄、唐山这几座重点城市,都是背靠大山立足的,气流在城市范围内还来不及下降到人类活动区域就继续南下了,对集中在城市中的雾霾较难起到吹散的作用。

反倒是由于海洋和陆地之间的升温速度不同而自然形成的气流,白天是从海洋吹向陆地,而晚上则是从陆地吹回海洋,和山谷风环流的作用效果差不多,都是把污染物循环输送回城市空间,很难向外扩散出去。

所以雾霾太大的时候适合去张家口避避?

不动的气

除了地形造成的大气流动不畅以外,华北城市自身导致的气流影响也在起到推波助澜的作用。

根据北京大学刘树华等引用国家气候中心的研究成果,自2016年11月以来,京津冀地区冷空气过境次数减少,强度总体偏弱,平均风速减小,小风和静风日数较常年同期偏多,形成了所谓的静稳天气,不利于空气中污染物的扩散。

一闭眼一睁眼怎么就不一样了…

形成这种静稳天气的原因有很多,每一条都和华北地区的城市发展水平有关系。

首先,是京津冀城市群快速发展,大量建筑物拔地而起。虽然这些建筑最高也不过数百米高,无法影响大气对流层高空的气流流动,但是对于建筑高度以下的人类活动区域风力是有影响的。过多的高楼会与过境的大风形成阻碍和摩擦,使风速明显降低。再加上西北部山地的阻拦,大气污染物就更加难以扩散了。

越来越大的北京

数十年后华北北端将完全城市化?….

秋冬季节的华北平原还容易形成气象上的逆温现象。

正常情况下,海拔越高的地方气温就越低,靠近地面的空气最为温暖,密度较低,倾向于向上扩散,和上层的冷空气形成对流。但在秋冬季节,冷空气过境后,由于地面的辐射冷却作用,近地的空气出现了反常的低温,密度较高,无法和上层的空气进行交换。而雾霾就伴随着这些冷空气长期停留在近地面,笼罩着人类的生活区域,让污染对人类造成的伤害被反复放大。

这个烟是不是有点怪

在这两种宏观的气象现象背后,还有一种污染自我强化的微气候现象也在京津冀城市圈形成了,也就是大气悬浮颗粒物的形成的大气稳定区域。

悬浮颗粒物颜色较深,能够大量吸收来自阳光的辐射能并升温,在城市污染区域形成一个稳定的边界层。就像是农业大棚一样,罩住下层的空气和污染物,加剧其堆积,强化雾霾的稳定度。

要打破这些大气自主形成的污染物封闭层,一场降水会是很好的方法。然而华北似乎最缺的就是降水了,去年一个漫长的冬天全国普降大雪,北京也成功被绕过。(后来被证明下了一点点……)

啊,需要一场雪

降水的两大必要条件是暖湿气流和干冷空气,两者相交汇的地方,暖湿气流里的水汽就会被冷空气冷凝成水珠,进而产生降水。有一种气流单方面控制局面,就不会产生降水。近年来,中国北方入冬以后经常快速被乌拉尔山、北太平洋形成的高压带冷空气控制,来自黄渤海洋面上的水汽无法北上,也就导致了降雨降雪的稀缺。

再加上城市热岛效应在城市上空形成了一个金钟罩,阻挡了云团(其实就是暖湿气流的招牌)靠近城市,就把降水全挤到周边地区去了。所以在北京缺降水的这些年里,张家口和延庆的居民倒是没有怎么抱怨这事。

不要紧张,是华氏度

从工业和取暖排放的污染物,到华北特殊的准盆地地形,再到糟糕的大气情况,所有因素共同结合,导致了华北令人心碎的雾霾。

大家还是出行少开车,家庭早早改装天然气,再求个雨看看有没有效果吧。但是首先,一定要买一副好口罩。

雾霾天在家里避霾

是谁养活了你

来源:地球知识局  作者:猫斯图

祝贺商丘热电项目圆满完成168小时试运行!

11月24日0时16分,中电商丘热电1号机组168小时满负荷试运行圆满成功,同时也实现了机组同步供热民生目标。

河南商丘民生热电2台35万千瓦“上大压小”机组工程是河南省规划发展的6个热电厂项目之一,本期项目建设2台35万千瓦超临界燃煤热电机组,同步建设高效除尘、脱硫、脱硝等装置,配套建设热网工程。项目建成后,将形成约1300×104平方米供暖能力和每小时110吨的供汽能力,初步满足商丘市供热区域内的采暖和工业热负荷需求,实现商丘市的集中供热,大大提高能源综合利用效率,有效改善地区生态环境和城市居民的生活质量。

火电大气污染面临的挑战与对策

尽管中国燃煤发电大气污染物控制技术处于世界领先水平,常规三大污染物(烟尘、SO2、NOx)实现了燃煤电厂与燃气电厂同等清洁,但未来火电发展仍然面临挑战,主要表现在以下6个方面。

1温室气体排放量巨大

燃煤发电机组单位发电量产生的CO2排放量约0.76~0.92kg/(kWh),而燃气发电单位发电量产生的CO2排放量仅占燃煤发电的45%~66%。我国燃煤发电量占火电发电量的93%,产生的温室气体排放量巨大。尽管温室气体CO2是不是污染物存在疑义,但我国是《巴黎协定》的坚定支持者,将继续履行对国际社会的承诺,因此,未来一方面应通过技术研发进一步减少燃煤发电煤耗,如国家正在安徽淮北平山实施“251工程”(即新建燃煤机组供电煤耗小于251g/(kWh)),比目前全国平均供电煤耗310g/(kWh)要低19%,但单位发电量的CO2排放量比燃气机组仍要高出25%左右。因此,中国需要进一步降低供电煤耗,同时大力发展可再生能源,以满足《巴黎协定》的要求,此外,也需在CO2贮存和利用方面开展研究与示范。

2环境改善需要进一步削减火电大气污染物

2017年尽管全国环境空气质量得到进一步改善,重污染天气明显减少,全面实现了大气污染防治行动计划确定的目标,京津冀、长三角、珠三角地区PM2.5年均浓度分别下降至64、44、34μg/m3,但与发达国家和世界卫生组织制定的环境空气质量标准要求还有很大差距。

中国煤炭用于发电(含热电联产)的比例逐年增加,从1980年的20.6%增加到2013年的51.3%,发电耗煤量从1980年的1.26亿t增长到2013年的21.8亿t,但煤炭用于发电的比例远低于美国、德国等发达国家,为了进一步改善环境空气质量,未来应加大燃煤清洁利用,进一步增大燃煤用于发电的比例。

国际能源署根据当前的技术发展情况,制定了2020年与2030年的燃煤电厂污染物排放目标,2020年目标:烟尘为1~2mg/m3,SO2为25mg/m3,NOx为30mg/m3;2030年目标:烟尘<1mg/m3,SO2<10mg/m3,NOx<10mg/m3。目前,我国已有部分电厂稳定实现了国际能源署2020年的目标,但与2030年的目标尚存在差距。可见,中国燃煤发电大气污染物控制还有很长的路要走,需要在技术上继续突破,进一步减少火电大气污染物的排放。

3湿法脱硫对生态环境的影响

中国火电行业烟气脱硫方法以石灰石-石膏湿法脱硫为主,据统计2016年火电行业采用石灰石-石膏湿法脱硫的装机容量占比93%,每年石灰石消耗量5000万t左右,相当于每年有150个水立方体积的石灰石山体被夷为平地,石灰石开采对生态环境会产生一定的负面影响。石灰石-石膏湿法脱硫的脱硫副产物石膏的利用率随着建筑业的萎缩在逐渐减少,废弃石膏的堆存处置也会对生态环境产生一定的负面影响。因此未来应加大对资源化脱硫新工艺、新方法的研发与示范。

4废弃脱硝催化剂危险废物处置难

中国火电行业烟气脱硝方法以SCR为主,据统计2016年火电行业采用SCR的装机容量占比95%以上,由此产生大量的废弃脱硝催化剂,属于危险废物,如何处理与处置废弃脱硝催化剂是火电行业面临的重大挑战。应积极开发废弃脱硝催化剂的回收及其资源化利用技术的研发。

5非常规污染物的控制需要新的技术突破

2017年京津冀地区PM2.5年均浓度下降至64μg/m3,全面完成了大气污染防治行动计划的目标,举国振奋,但我们必须清醒地看到,64μg/m3与环境空气质量标准35μg/m3的要求还有很大的差距,与世界卫生组织确定的环境空气质量过渡时期目标2(IT-2)25μg/m3、过渡时期目标3(IT-3)15μg/m3、空气质量准则值(AQG)10μg/m3要求差距更大。随着人们对环境空气质量要求的不断提高,我们不仅要控制好燃煤电厂烟气中的常规污染物,而且需要控制Hg及其化合物等重金属、SO3等可凝结颗粒物、湿烟气液态水中的溶解盐颗粒物等,以及环境敏感地区、严重缺水地区湿烟气中气态水的回收利用(同时可消除“白色烟羽”)。需要研发非常规污染物控制技术并进行工程示范。

6烟气治理设施的优化与节能

燃煤电厂的烟气治理设施是一个复杂的系统工程,锅炉的负荷波动与低氮燃烧、烟气脱硝、除尘、脱硫、深度净化等装置之间,既相互独立,又相互联系。目前各装置之间基本处于独立的运行状态,由不同专业的运行人员在运行,没有体现各装置之间的联系性,烟气治理设施的潜能没有得到充分发挥,特别是节能潜力。需要培养烟气中污染物控制的全面人才,加强电厂烟气治理设施的统筹协同,利用互联网、物联网、大数据等技术手段优化烟气治理设施的运行管理,实现节能减排双赢。

7结语

中国火电厂大气污染物排放标准经历了七个发展阶段,日益严格的排放限值不断推动治理技术的进步,目前的烟气治理水平已领先世界,实现了燃煤电厂常规污染物排放与燃气发电基本同等清洁,为中国空气质量改善做出了巨大贡献。但中国火电行业大气污染仍然面临诸多挑战,需要在相关领域加强技术研发与工程示范。

本文节选自《中国电力》第51卷第6期

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