“3060”双碳蓝图能否如期实现,取决于绿电涨得快还是煤电涨得快。现实的情况是,风光装机持续放量增长之际,煤电装机也在超常规增长。
仅7月28日至8月4日一周之内,有逾800万千瓦煤电获得核准、开工以及投产。
这些项目包括,7月29日,晋能控股山西电力股份有限公司同热三期2×100万千瓦煤电项目、华能山阴2×100万千瓦“上大压小”煤电项目核准批复;7月28日,华能太仓2×100万千瓦机组扩建项目施工;7月31日,华能两江燃机2×741.87MW二期项目开工;7月28日,建投准能长滩电厂2×66万千瓦机组工程首套机组顺利投产。
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一周之内核准、开工逾800千瓦,煤电涨势极为迅猛。从2021年电荒开始计算,至今两年半左右时间里,国内已经总共核准了近2亿千瓦的煤电项目。
近日,国际环保机构绿色和平发布的《中国电力部门低碳转型2023年上半年进展分析》显示,2023年上半年,全国总核准煤电装机5040万千瓦,已达2022年全年核准装机量的55.56%,远超2021年全年获批总量。
今年新审批通过的煤电项目,以百万千瓦级别的大型机组为主,主要来自于河北(771万千瓦)、江苏(730万千瓦)、山东(668万千瓦)、广东(600万千瓦)、湖北(535万千瓦)等省份。
另据全球能源监测组织(Global Energy Monitor)的统计,2022年,中国煤电核准量高达106GW以上,超过2021年4倍,相当于每周核准2个煤电项目。2021年,中国核准了超过23GW的煤电项目。
大批量核准煤电项目的一大考虑,就是四个字:电力保供。
回顾2021年,全国范围内爆发了罕见电荒,在引发民怨的同时,大批工业企业饱受“拉闸限电”之苦,进而也影响到了经济发展的速度。从2022年下半年开始,云南等西南水电大省来水偏枯,水电大量减发,各省内水电蓄能也严重不足,在四川境内水电发电甚至直接腰斩,这对西南地区社会经济造成了诸多不利影响。
2023年以来,西南水电出力要比2022年好了很多,但是比照以往丰水年份还是弱了两成左右。
这也是为何2021年以来,迫于电力保供的压力,高层多次出面表示要杜绝“拉闸限电”。在煤电需求回升背景下,各级发改委开始大批核准煤电项目,为的也是电荒不再重来。
煤电核准放量的另一个原因是,与新能源装机大增相配套,需要增加灵活性调节电源。
随着碳中和成为全球共识,在中国更是纳入十四五规划和2035远景目标,新能源装机量开始跑步提升,海量新能源大举涌入了新型电力系统,未来有望成为主力能源。
但由于新能源先天具有间歇性、不稳定性,这就需要煤电、储能来扮演调节、支撑的角色。在这一风光火打捆的新发展模式下,包括煤电在内的各类电源装机都得配套持续增长。
有业内人士做过简单测算,原来是1.2千瓦的煤电能为1千瓦的用户供电,但新型电力系统下,需要“1.2千瓦的新能源+1千瓦的煤电”,才能对应1千瓦的用户。煤电作为新能源的“助产士”、“保姆”角色,也需要保持增长。
电力保供、支撑新能源发展,煤电的增长确有其必要性。但煤电大量增长也引发了诸多争议。
争议首先是,大批量核准上马煤电项目,会否弱化“双碳”进程?早在“十三五”期间,管理层就曾制定过“煤炭年消费量控制在40亿吨以下”的目标,而近年来煤炭市场的年消费量已经突破45亿吨。
其次,持续上马煤电似乎也并未大幅改善缺电现状。局地缺电、部分时段缺电已经成为“新常态”。连续三年,湖南、江西、辽宁、川渝、云贵、江浙等地区,相继发生了影响面积大、持续时间较长的拉闸限电。
再次,新能源与煤电交替增长,煤电利用小时数和出力越来越少,新型电力系统的能源效率与经济性正在经受考验。
中国工程院的一项研究显示,2020年即使按照煤电60%出力计算,中国的电力系统装机就能够充分满足最大用电需求。考虑到电力系统一般会额外配置20%的备用机组,这意味着电力系统内存在至少20%的冗余煤电装机。
但如果煤电发电出力越来越低,那么即使有再多的煤电冗余装机,依然会出现发电紧张问题,这会让整个系统变得更加低效,增加煤电装机会变成“无底洞”。