火电设备利用小时数继续降低

 

　　不是简单的“过剩”

 

　　数据显示，截至9月末，全国6000千瓦及以上电厂火电装机容量10.3亿千瓦（含气电、余热、余压以及生物质发电等），1-9月火电发电量同比增长0.8%，前三季度火电设备平均利用小时3071小时，比上年同期降低213小时，为2005年以来同期最低水平。其中，山东火电设备平均利用小时达到3881小时；江苏和河北超过3600小时；广西、四川、云南和西藏低于2000小时。与上年同期相比，除北京、湖北和河北火电利用小时同比增加外，其他省份均出现不同程度的降低，其中青海和海南降低超过1000小时。

 

　　火电设备利用小时数的不断降低，很容易让人推断出火电装机严重过剩，但装机过剩并非利用小时数下降的全部原因。

 

　　“由于气候和来水量的周期性，我国长江中游与两广地区水电机组的利用小时数呈现明显的‘大小年’规律。单数年总体来水偏小，双数年总体来水偏丰。”有分析师介绍称。

 

　　根据数据，截至9月末，全国6000千瓦及以上电厂水电装机容量2.8亿千瓦，前三季度水电设备平均利用小时2766小时，比上年同期增加127小时。与上年同期相比，19个省份水电设备平均利用小时同比增加，其中福建增加超过1000小时。根据优先调度等原则，这些水电多发省份的火电机组发电量势必受到挤压。

 

　　此外，国家发改委统计数据显示，今年前三季度全国水电、核电、火电发电量同比分别增长9.6%、0.9%和23.0%，而三者新增装机容量分别为788、503、2901万千瓦。由于水、火、核等电源建设周期较长，在建机组的投产情况与发电量的匹配程度，也成为影响设备利用小时数的重要因素。

 

　　火电仍有重要意义

 

　　火电的相对过剩，已是业内的共识。《电力发展“十三五”规划》提出，“十三五”期间要力争将煤电装机控制在11亿千瓦以内，取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上。“取消所有未建煤电项目不符合经济社会发展用电需求。严控煤电规模不是说不再建设煤电，而是通过实行煤电规划建设风险预警机制与‘三个一批’措施，将煤电利用小时控制在合理水平。”国家能源局相关官员说。

 

　　然而，并非只有煤电行业需要面对“过剩”问题。近年来，风电、光伏项目大量投产，“弃风”“弃光”“弃水”等情况仍时有发生，个别地区愈演愈烈。“我国电力市场容量不足的矛盾仍将存在，无论是风能、光伏还是水电增速，都必须大幅放缓。”中国水利发电工程学会副秘书长张博庭表示。

 

　　“我国目前发展可再生能源，面临的主要困难之一就是调峰能力不足。”业内人士称，目前煤电自身基荷运行需要调峰电源支持，风电、光伏等新能源并入电网更加需要提高调峰能力。

 

　　为增强系统调峰能力，“十三五”规划中抽蓄电站及气电装机年均增速均在10%左右。其中，抽蓄电站开工6000万千瓦，新增投产1700万千瓦，而“十二五”规划要求新开工抽水蓄能机组4000万千瓦，最终只完成了一半左右。另一方面，气电计划增加5000万千瓦，达到1.1亿千瓦，而厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强则直言，气电价格与盈利的问题如不解决，气电对于提高电力系统效率及节能减排的作用恐怕难以体现。

 

　　“机组参与调峰也是设备利用小时数下降的原因之一，不能简单地将煤电看作‘过剩’产能。”上述业内人士表示，“出于保障电力稳定供应及调峰需求，煤电在未来一段时间仍将扮演重要的角色。”