电力缺口3000万千瓦！中国究竟需要多少煤电？

近日，入夏以来全国日调度发电量三创历史新高，创新高达到301.71亿千瓦时，较去年峰值高出15.11亿千瓦时；全国创新高用电负荷两创历史新高，新高达到13.39亿千瓦，较去年峰值高出4950万千瓦。

联预计全国创新高用电负荷比2022年增加8000万千瓦左右，全国约存在2000-3000万千瓦的电力缺口。今年夏天，电力保供能否获得成功？

饮鸩止渴OR保供所需

从当前电力保供的成效看，非常显著。但这却是提前规划电源装机的结果，其中大部分是煤电。

电力负荷年年创新高，但国家却面陷入了一边关停旧煤电项目，一面新增煤电装机的“怪圈”。相关查询资料发现，2016年以来，我国煤电装机容量占比由59%下降至2022年的46%，但2022年煤电发电量占比仍高至58%。

相关报告显示：2022年中国新增核准煤电项目82个，总核准装机达9071.6万千瓦，是2021年获批总量的近5倍。截至今年1季度，我国新核准煤电项目装机达2045万千瓦，超过2021年获批煤电的总装机量。

煤电发电量占全口径总发电量比重为58.5%，煤电仍是当前我国电力供应的主要电源。

2022年，共有18个省份新核准通过了9071.6万千瓦的煤电项目，其中广东（1818万千瓦）、江苏（1212万千瓦）、安徽（828 万千瓦）、江西（802万千瓦）、河南（735万千瓦）、河北（606万千瓦）、浙江（532万千瓦）和广西（532万千瓦）八省新核准煤电装机总量均超过500万千瓦。八省审批煤电装机占全部新审批装机的77.88%。

电力供应紧张期间，人们首先想到的是煤电的兜底保障作用，所以当电力负荷峰值不断刷新高度之时，煤电机组便会跟进新增装机。但在电力负荷不高的时候，很多煤电装机的负荷就会显得冗余，煤电利用小时数下滑进而导致煤电企业陷入亏损。

火电历年平均利用小时数

现在很多省份超超临界主力煤电机组甚至要日内启停，一台机组一年要启停100-200次，如此利用煤电机组会加速折旧、磨损，让其可靠性大幅降低。如果继续大规模新建煤电装机，到2025年煤电利用小时数可能跌到4000小时以下，煤电自身经济账和市场生存等状况会进一步恶化。

煤电装机大量增加，短期看是解决电力保供方案，但从长远角度出发，此举无异于饮鸩止渴，因为电力负荷每年都在不断提升，如果以尖峰负荷配置煤电，如何才能实现“双碳”目标？

虽然新增煤电机组有着更高的环保水平，但其产生的二氧化碳等温室气体排放却需要成本高昂的CCS、CCUS技术去解决。

煤电大量新增，名义上是为了解决电力负荷不断升高的问题，但实际上造成的影响却可能是让气候变化陷入困境。

缺电分为利用小时数很高情况下对应的缺电现象，即“硬短缺”，以及利用小时数低时的缺电现象，即“软短缺”。

硬短缺情况下，可通过新增煤电即可解决，但目前实际的煤电利用小时数还达不到要求。对于软短缺，如果用应对硬短缺的方式，将导致煤电利用小时数更低，成本相应提高，效率降低。

西南五省陷缺电困局

中国当前煤电偏偏处在软短缺的状态，今年电力供应紧张不是煤电装机不足，而是以往参与调峰的水电不给力，西南水电因干旱影响，陷入枯水期，川渝云贵等省份去年已经开始缺电。今年上半年，水电发电量同比下降了22.9%，进入主汛期后，西南地区主要流域来水依然偏枯。

今年6月末，今年成都大运会举办时间正值四川电网迎峰度夏保供攻坚期，全省电力缺口约750万千瓦。

以往将自家水电外送的省份今年竟然纷纷从外省购电，四川从湖南湖北购电缓解危机，今年6月以来四川电网从省外增购电量，德阳-宝鸡±500千伏直流输电线路等电力入川通道已满负荷运行。

水电大省云南从今年年初就不断针对缺电问题作出政策指引，2023年2月，云南对电解铝行业限产；4月7日开始，云南压减负荷涉及铅锌、化肥、钢铁行业；直到今年6月，还有很多电解铝企业仍未复工。

据2022年云南电网优先发电计划安排，2022年云南省西电东送协议计划电量1452亿千瓦时，其中云电送粤协议计划电量1233亿千瓦时，云电送桂协议计划电量219亿千瓦时。由于省间长期购电协议属于刚性约束，云南、四川这些“西电东送”的主阵地哪怕是自身缺电，依然需要执行在省间协议框架下完成外送电量的任务。

云南因此不得不大兴火电，以此分担枯水期电力短缺的风险。按云南省政府政策要求，2023年，云南要大力推动煤炭增产煤电多发。其中，省级财政安排10亿元专项资金，重点支持电煤保供、煤矿“五化”改造、煤矿重大灾害治理等工作。

保供需要发、输、用三端联动

自从中国提出“双碳”目标后，构建以新能源为主体的新型电力系统已经成为电力体制改革的重中之重。但以煤电为主体到以新能源为主体的电源结构到底行不行？如果无法打破旧的思维体系，新能源发电很难“扎根儿”。

其中需要改变的不是新增多少新能源装机，也不是配套建设多少储能电站，而是要建立新的调节机制和市场体系，让电力从电源端、电网端调节，转向电源端和电网端加用户端的多项调节机制,构建适合用户端参与电力调峰的市场机制，甚至让用电负荷跟发电负荷配合，负荷峰值不断攀升的问题或许才能真正有解。

由于新型电力系统以新能源为主体，在发电侧可调节的空间十分有限，需要想办法让用户侧的用电“随风光起舞”，以此提升新型电力系统安全保供的效率。

电力需求侧管理是实现“削峰填谷”，缓解用电高峰供应压力，是国际通用的应对尖峰负荷经济的手段。全国每年用电负荷高于95%的尖峰负荷发生的时间只有几十小时，如果我们能够在这几十小时适当错避峰用电，就可以节约5000万千瓦以上顶峰发电资源。

随着电动汽车、新型储能、分布式电源、虚拟电厂等需求侧新主体新业态的不断涌现，如果各类用能主体能积极参与市场化需求响应，通过自主降低用电负荷来获取相应收益，那么各地电力峰值就不会不断攀升，反而可能会降低。

新能源发电装机也会真正在电源端成为“主角”。煤电或者其他电源形式也不用玩命叠加，让能源领域碳排放控制成为一纸空文。实际国内已经有一些区域尝试开展以虚拟电厂的形式统筹调度电力需求侧与负荷侧协同发展。

近日，将加快建设新型电力系统，完善用电需求响应机制，开展虚拟电厂建设，引导工业用电大户和工商业可中断用户积极参与负荷需求侧响应。

据悉，“虚拟电厂”是把发电方、用电方和储能方三方，用系统统筹起来，进而削峰填谷，缓解用电冲突问题。简单来讲，“虚拟电厂”就是一种“电力区块链”，实现发用电去中心化的分布式的智能电网技术。

“虚拟电厂”不用动用发电站，也不用专门去新建储能电站，而是让市场上现有的发电和储能资源来兼职打工，用现有资源就把调峰的事情给办了，其优势就是能极大降低调节成本。

通过计算机的算法，“虚拟电厂”可以调控传统的发电侧和储能侧资源，比如火电、化学储能，在风光电出力高峰期压低煤电发电产能，促使社会多用风光电，多储能，并且在风光电出力低谷期调高火电的发电量，填补风光电不足带来的电力缺口。

“虚拟电厂”还可以调控用电侧资源，比如工厂、楼宇、电动汽车，引导这些用电大户避开社会用电高峰期，减轻电网在尖峰时刻的供电压力，同时还能通过市场化手段调动它们迎合风光电的发电轨迹。

根据国网的测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷，满足5%的峰值负荷需要投资4000亿，而通过虚拟电厂仅需投500-600亿元，虚拟电厂的成本仅为火电厂的1/8-1/7左右。
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