国务院常务会议决定,在2020年前,对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造,使所有现役电厂每千瓦时平均煤耗低于310克、新建电厂平均煤耗低于300克,对落后产能和不符合相关强制性标准要求的坚决淘汰关停,东、中部地区要提前至2017年和2018年达标。改造完成后,每年可节约原煤约1亿吨、减少二氧化碳排放1.8亿吨,电力行业主要污染物排放总量可降低60%左右。
一、燃煤超低排放成效显著。所谓的超低排放,普遍认为是为减少燃煤电厂常规大气污染物排放、有效改善环境质量,比排放标准中对一般情况下的污染物排放限值更严要求下的污染治理后排放的简称。根据业内人士的相关测算,实施燃煤机组超低排放增加的发电成本约为0.02元/千瓦时,增加发电成本后的煤电度电成本不超过0.5元,仍低于天然气发电、风电和太阳能发电的成本。未来,通过提高机组准入门槛、改造现役机组、淘汰落后机组,并继续推动技术攻关,供电煤耗下降仍有空间。超低排放是通过技术手段使燃煤发电机组大气污染物排放浓度达到天然气燃气轮机组排放标准。去年发布的《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》明确了燃气轮机组排放限值：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10毫克/立方米、35毫克/立方米、50毫克/立方米。燃煤发电超低排放改造的经济效益明显。目前,燃煤发电上网电价为0.3-0.4元/千瓦时,远低于天然气发电0.8元/千瓦时左右的上网电价。超低排放改造后,用煤发电达到同样的排放甚至更低,成本仅为天然气发电的一半。相比其他国家的煤耗标准,中国燃煤电厂的效率早已高于美国,已经接近欧盟和日韩的水平。全球范围内公认,火电领域供电煤耗每下降10克/千瓦时,技术就领先一个时代。
根据中国电力企业联合会《中国电力工业现状与展望》,2014年全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗318克/千瓦时,同比降低3克/千瓦时。国家能源局用电数据显示,2015年1-10月,全国供电煤耗率318克/千瓦时,与2013年全面煤耗持平,煤电机组供电煤耗继续保持世界先进水平。同时,2014年煤电平均除尘效率达到99.75%以上,比2013年提高0.1个百分点。统计口径内的燃煤发电机组基本上全部采取了脱硫措施,烟气脱硫机组容量约7.55亿千瓦,约占全国煤电机组容量的91.5%。截至2014年底,烟气脱硝机组容量约6.6亿千瓦,约占全国煤电装机容量的80%,比2013年提高了近22个百分点。2014年煤电企业脱硫、脱硝、除尘建设和改造费用就超过500亿元,每年用于煤电环保设施运行的费用超过800亿元。这意味着大部分煤电机组都完成了脱硫脱硝等改造。
与此同时,煤电节能减排的标准一直在提高。按照2014年公布的《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》,到2020年,现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时,其中现役60万千瓦及以上机组改造后平均供电煤耗低于300克/千瓦时。针对煤电的排放标准在层层加码,2014年7月1日,现役燃煤电厂开始实施最严环保标准《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011),同年4月,环境保护部要求京津冀地区所有燃煤电厂在2014年底前完成特别排放限值改造。近年来针对火电厂的环保要求不断推出,都很严格,一线的情况显示,大型发电集团的脱硫脱硝、除尘等环保装置都比较齐全,还可以做的就是同时加大后端投入,比如碳捕获等技术的应用,可以做到煤炭清洁利用。
二、燃煤超低排放对晋陕蒙电煤将产生影响。煤炭的高效清洁利用,要达到真正的超低排放,除了加大设备改造外,对煤炭的质量指标要求将越来越严格,尤其是对高硫煤更加苛刻,山西电煤硫分普遍偏高的老旧矿井将愈发不利。在我国电煤主要输出地“三西”地区中,陕西神府、内蒙古东胜煤田生产的电煤硫分均低于0.5%,最低至0.2-0.3%,而山西煤炭生产以老矿井为主,其煤炭资源赋存基本属于上组低硫煤,下组高硫煤。随着矿井开采程度的加深,大部分矿井上组低硫煤开采已经所剩无几,主力工作面以下组高硫煤为主。所以山西生产的煤炭硫分比陕西、内蒙要高。山西大同地区侏罗纪煤层已基本开采完毕,现开采的石炭纪下组煤硫分均在1%左右;朔州地区主要矿井生产的原煤硫分大于1%,中煤集团今年煤炭产量大幅下滑与此有关。山西中南部地区大部分矿井生产的原煤硫分均在1.5%左右,个别矿井硫分超过2%。因此,每年节约的约1亿吨原煤,压力很可能主要传导到山西,将进一步挤占山西的传统市场,而陕西、内蒙古受到的影响将很弱。
三、面对燃煤超低排放,煤电产业仍大有可为。国务院《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》指出,到2020年煤炭消费总量达到峰值---42亿吨,将占一次能源消费总量的62%。在《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》的规划目标中,到2020年我国电煤比重将达到60%以上。按煤炭峰值消费水平为42亿吨计算,至2020年我国煤炭消费量尚有近6.8亿吨的增长空间,其中电煤有5亿吨的增长空间。按照4500小时的煤电利用小时数计算,再考虑效率提升等因素,仍存在6亿-7亿千瓦左右的理论煤电增长空间。
从我国能源资源分布和未来能源需求出发,在近中期,煤电作为主体能源仍有一定的增长空间。在改革开放以来的经济高速发展时期,煤电在满足我国能源需求方面发挥了重大的历史作用,有力地保障了我国经济增长和社会发展。我国能源战略目标之一是发电能源结构实现低碳化,煤电的碳排放特点成为制约其发展的主要因素,但就近中期来看,煤电仍会是保障国家能源电力安全稳定供应的主体能源。
我国煤电与新能源发展是相辅相成的,煤电逐渐从电量提供主体向容量提供主体转变。在能源电力低碳发展的战略目标下,近年来我国新能源装机容量和发电量都保持着超高的增长速度,但新能源天然具有随机性和间歇性特点,有效容量低,无法大规模经济存储,在参与电力平衡时有效容量通常只有装机容量的5%-10%,煤电在新能源发展上正在并持续扮演着重要角色。在电量上煤电为新能源“让路”,利用小时数下降将成为常态。我国政策上以消纳新能源电量为优先目标,新能源在电量上必然“挤占”传统煤电发电量。2014年我国新增发电量全部来自风能、太阳能和核能,煤电有史以来首次发电量负增长。我国已向国际社会承诺,2020年“非化石能源占一次能源消费比重达到15%”,未来新能源加大发电量占比的趋势仍将延续。随着新能源加速发展和用电结构调整,系统对调峰容量的需求将不断提高,煤电是当前技术条件下最经济可靠的调峰电源。新能源大规模接入导致系统面临的调峰压力日益增大,尤其是风电的反调峰特性更明显增加了电网调峰的难度。随着国家产业结构调整步伐加快,第二产业用电比例持续下降,第三产业和居民用电比例逐步上升,使得系统负荷特性发生较大变化,系统峰谷差不断加大,以华东电网为例,2014年最大峰谷差接近全网用电负荷的1/3,节日期间峰谷比变化值是年平均值的2-3倍,调峰难度显著增加。
目前,我国系统中可选的调峰电源主要包括水电、气电、储能和煤电等。水电中抽水蓄能电站调节性能优良,但受站址资源条件约束和审批建设缓慢影响,发展速度和总量有限。两步制电价一定程度上完善了抽水蓄能电站价格形成机制,但收益问题制约着各方投资抽水蓄能电站的积极性。气电也有较强调峰能力,但我国天然气资源相对缺乏,价格一直居高不下,按比价关系计算是煤价的3-4倍。且目前已建和在建的燃气电厂大部分为联合循环供热机组,主要任务是满足供电和供热需求,调峰容量有限。我国目前煤电机组的技术调峰能力一般可达到机组容量的50%左右,新建机组的技术调峰能力更强,且在煤耗方面不会有太大损失。从系统角度来看,煤电作为调峰电源具有技术和经济上的优势,我国在一定时期内仍要依赖煤电作为主要的调峰容量提供主体。由我国电源结构可见,2014年底我国水电比重占22.2%,气电比重占4.1%,电源构成以煤电为主,达63.3%。按2020年实现15%非化石能源利用目标测算,届时我国风电、太阳能发电装机容量至少达到3亿千瓦,为支撑新能源消纳,仍然需要规划新建一定规模的煤电机组提供调峰、调频、电压调节、黑启动等服务。
而充分发挥煤电的支撑作用,关键是要逐步建立健全市场机制,正确引导、深入开展综合效益评估与政策制定,逐步将煤电发展成为市场容量提供主体。对于现有煤电容量,应充分利用,通过政策逐步建立完善容量市场,引导煤电积极参与调峰等辅助服务,加强对新能源消纳的支撑。在全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造的基础之上,同时应审视火电利用小时数这一重要评价指标在新形势下的适用度,考量火电定位的调整变化,建立包含发电量、辅助服务、容量供给等内容在内的火电利用小时新定义和内涵,鼓励有意愿、有能力、成本低的火电机组积极主动参与深度调峰,为低谷时段风电、核电释放上网空间,同时将风电、核电纳入市场范畴,一定程度上实现风电与火电、核电与火电之间的互济互补。
总的来说,在经济发展新常态下,只要我们一方面对我国煤电发展科学统筹规划;另一方面面向需求转变定位,通过完善市场机制,全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造,激励煤电机组参与调峰、备用等辅助服务,提高系统对新能源发电的接纳能力,我国煤电能源主体支撑地位在可预见的将来不会发生根本改变,煤电将会越来越被洗“白”。
