行业动态丨系统推进我国煤电优化发展

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　　系统推进我国煤电优化发展

　　张宁 代红才 赵芸淇

　　当前我国电力需求增长超出预期，加之再电气化进程深入推进，需要持续滚动修正电力需求预测，在此基础上科学确定煤电合理装机规模。根据我国电力系统整体规划模型测算结果，我国煤电装机容量还将保持10年左右的小幅增长，在2025年至2030年前后达到峰值，峰值约为12亿~13亿千瓦左右。2040年，煤电容量逐步下降至约9亿~10亿千瓦左右；2050年，下降至约7亿~8亿千瓦培训电商营销左右。

　　上述结果中未考虑CCUS（碳捕捉、利用与封存）等技术的影响，如果未来CCUS技术不断突破成熟，煤电加装CCUS后成本仍具有经济竞争力，则我国煤电装机减量化过程会大为放缓，煤电在我国电源结构中还将持续扮演重要角色。

　　煤电装机容量占比呈持续下降趋势

　　从区域布局来看，华东地区与华北地区是中长期煤电减量化潜力最大的区域，2050年装机容量相对于当前水平都将下降1亿千瓦左右。东北地区、华中地区、西南地区、南方地区煤电减量化潜力适中。西北地区煤电达峰时间最晚，将持续增长至2035年前后，达到近3.5亿千瓦，2050年装项目的营销策划机规模仍高于当前水平。我国仍需在　　西北资源富集区建设一批技术先进的煤电机组。第一，从经济性角度，在西北地区建设煤电机组有助于发挥大基地集中开发利用资源的低成本优势，依托大电网在全国范围内优化配置资源。第二，从环境承载力角度，东中部地区煤电密度高、环境污染问题严重、控减煤电压力较大，考虑到我国仍然需要一定煤电增量，在环境承载能力相对较强的西部北部地区布局煤电机组是合理选择。第三，从系统安全角度，西北地区是我国优质的风电和太阳能发电资源区，大规模新能源装机并网消纳对电网安全形成一定挑战，需要常规发电机组与之配合，支撑新能源高效消纳利用。

　　由电量供应主体向电力供应主体转变

　　煤电将逐步由电量供应主体向电力供应主体转变。在系统规划阶段的电力平衡中，由于新能源发电出力的不确定性与反调峰特性，其置信水平非常有限。风电机组在电力平衡中的置信度通常为5%~20%；光伏发电机组由于在夜间没有出力，对晚高峰电力平衡贡献为0，因此对于最大负荷出现在夜间或者最大负荷出现在午间但晚高峰与午高峰相差不大的情况无法计入电力平衡。因此在高比例新能源电力系统中，煤电的电力保障供应作网站开发的大公司　　用显得较为重要，到2050年煤电仍将是电力平衡的最大贡献者，贡献度超过四分之一。在电量供应方面，煤电需尽可能为清洁能源腾出空间，仅部分高参数大容量煤电机组和热电联产机组仍将发挥其高效供应电量的作用。2035年，我国煤电机组平均利用小时将降至约3000~3500小时；2050年，将进一步降至约2500~3000小时。

　　煤电机组将更多参与系统调峰运行。在新型储能逐步推广应用的同时，煤电将长期是我国最经济可靠的电力调节资源。一方面，我国有大量煤电存量机组，如能通过灵活性改造挖掘20%~30%的调节潜力，则可释放出巨大的调峰容量。另一方面，相对于建设调节电源、抽蓄、储能等，煤电灵活性改造是成本最低的系统灵活性提升方式。但并非所有煤电机组都适合深度调峰运行，例如近年来我国建设的一批超超临界机组，降出力运行会明显影响其运行效率。因此对不同煤电机组应采取差异化策略，着重挖掘容量参数偏低的煤电机组调峰潜力。

　　基于生产模拟结果来看，煤电将长期在我国电力系统中发挥关键作用，在电力平衡和系统调峰中占据重要位置，我国未来始终需要保持一定规模的煤电机组参与电力系统调度运行。出力规模方面，以2035年夏季最大负荷周和冬季最大负荷周为例，煤电出力分别大致在8亿~12亿千瓦、6亿~11亿千瓦左右；2050年夏季最大负荷周和冬季最大负荷周，煤电出力均大致处于4亿~7亿千瓦区间，煤电的可靠稳定出力对于系统电力平衡起到不可替代的作用。出力位置方面，煤电将长　　期处于基荷和腰荷位置，2050年系统仍需部分高参数大容量煤电机组承担基荷，同时部分机组将在腰荷发挥调峰作用。在午间新能源大发阶段，煤电机组大幅压减出力为新能源创造消纳空间；在下午光伏出力逐渐减小到晚高峰时段（即“鸭子曲线”的“脖子”部分），煤电将作为最主要的灵活调节资源根据系统需要提高出力，保障高比例新能源电力系统安全稳定运行。

　　保障我国煤电行业平稳健康发展