近年來以風(fēng)電和光伏發(fā)電為代表的新能源發(fā)電快速發(fā)展，裝機容量快速增長，發(fā)電量不斷攀升，為保護生態(tài)環(huán)境、減少碳排放做出巨大貢獻。但也經(jīng)常會看到類似的說法：“大規(guī)模發(fā)展新能源，導(dǎo)致火電發(fā)電量被擠占、利用小時數(shù)下降”。似乎近年來新能源的發(fā)展，要為火電利用小時數(shù)的下降背鍋，但事實真的是這樣嗎？
首先需要了解一下，近年來火電發(fā)電量和裝機情況，是否每年也在增長，平均每年又增長多少？全國每年新增的新能源發(fā)電量，與每年新增的火電發(fā)電量相比，究竟又是個什么比例呢？ 帶著這些疑惑，用電力工業(yè)年報統(tǒng)計數(shù)據(jù)，簡單計算分析了一下。
近幾年各類電源的發(fā)電量： 近幾年各類電源裝機容量：
年均新增發(fā)電量：
年均新增裝機：
從上面圖中可見，2016-2019年，全國每年平均新增發(fā)電量4452億千瓦時，其中火電年均新增發(fā)電量超過2500億千瓦時，占全國年均新增發(fā)電量的56.62%，核電占10.15%，水電占9.07%，風(fēng)電占12.33%，光伏占11.79%。
2015-2019年，全國每年平均新增電源裝機12553萬千瓦，其中火電年新增裝機容量超過5000萬千瓦，占比39.9%，核電占4.5%，水電占7.36%，風(fēng)電占16.07%，光伏32.16%。
結(jié)合上面計算的數(shù)據(jù)，有幾點看法：
（1）核電年均新增裝機容量不大、裝機占比也較低，但年均新增的發(fā)電量卻不少，而且年均新增的發(fā)電量高于水電，和光伏年均新增發(fā)電量也僅相差1.6個百分點，感覺有點屬于悶聲低調(diào)搶電量
（2）新能源（風(fēng)電+光伏）占全國年均新增電源裝機比例約48%，但年新增發(fā)電量的占比僅約24%（裝機大、電量小的特征明顯），遠遠低于火電年新增發(fā)電量56.62%的占比。數(shù)據(jù)也反映出，近些年來火電裝機每年一直在增長、發(fā)電量也一直在增加，而且占全國每年新增發(fā)電量的比例超過了一半。因此，從年均新增發(fā)電量的占比來看，說新能源擠占了火電的發(fā)電量、導(dǎo)致火電的小時數(shù)下降，那這鍋真的是有點太大了
（3）若用年均新增發(fā)電量和年均新增裝機，測算一下每年新增電源的小時數(shù)（認(rèn)為每年新增的發(fā)電量，都是新增電源發(fā)出來的電），則年新增火電的平均小時數(shù)5033h，年新增水電的平均小時數(shù)4367h，年新增風(fēng)電的平均小時數(shù)2721h，年新增光伏的平均小時數(shù)1300h，年新增核電的平均小時數(shù)7986h。
綜上來看，近年來各類電源的裝機容量都在增長，發(fā)電量也都在增加，火電年均新增發(fā)電量的占比超過了56%，是新能源年均新增發(fā)電量的2倍多，而且新增火電的年利用小時數(shù)并不低，超過了5000h。新能源雖然裝機增長很快，但年均新增發(fā)電量的占比還不到四分之一，只是增量的補充，主要的發(fā)電量增量主要還是火電。從各類電源的新增發(fā)電量數(shù)值看，可以認(rèn)為火電小時數(shù)下降和新能源沒有直接關(guān)系。
若考慮火電因參與調(diào)峰調(diào)頻等因素，需要客觀承認(rèn)火電為跟蹤調(diào)節(jié)新能源隨機波動，深度調(diào)峰會帶來發(fā)電煤耗的上升（火電機組30%調(diào)峰深度時，可能比50%出力時的度電煤耗要增加20%，估計低負(fù)荷出力時的度電煤耗會增加大約60g吧），這也使得煤電機組深度調(diào)峰、低負(fù)荷運行的度電成本會上升。不過，目前國內(nèi)各省基本都已建立電力輔助服務(wù)市場，參與了深度調(diào)峰的火電，會得到從沒有參與深調(diào)峰的火電、風(fēng)電、太陽能發(fā)電、以及核電等電源那里得到補償，來彌補由于深度調(diào)峰帶來的損失，目前輔助服務(wù)市場的推進力度較大（2018年全國除西藏外31個省區(qū)市電力輔助服務(wù)補償費用147.62億元，而2019年上半年補償費用就已經(jīng)達到130.31億元），估計未來電力輔助服務(wù)費用還會繼續(xù)增長。
從各類新增電源的年利用小時數(shù)也能看出，近年來新投運電源的年利用小時數(shù)均高于全國同類電源的平均值，反映出新投運電源的利用率在提升。以新能源為例，風(fēng)電機組高塔筒、大葉片等技術(shù)應(yīng)用，風(fēng)電場優(yōu)化布局設(shè)計、機組優(yōu)化選型等都會帶來風(fēng)能利用效率的提高；自光伏“領(lǐng)跑者”計劃以來，光伏組件轉(zhuǎn)化效率快速提升，雙面組件、自動跟蹤支架、先進逆變器等新技術(shù)裝備投入應(yīng)用，也帶來了新投運的電站發(fā)電量增加和利用小時數(shù)提高。
也許會有人問：為什么火電裝機一直在增長呢？
主要還是用電負(fù)荷的增長，帶來新增電源裝機的需求。尤其是近年來，隨著城鎮(zhèn)化、工業(yè)化，以及煤改電等電能替代措施發(fā)展，第三產(chǎn)業(yè)和居民生活用電占比不斷提高，夏季制冷負(fù)荷和冬季采暖負(fù)荷比重不斷上升，再加上用戶側(cè)電動汽車增長，這些大功率的脈沖型負(fù)荷增多（功率大、電量小），負(fù)荷尖峰化特征越來越顯著，負(fù)荷峰谷差也不斷拉大。一些省區(qū)用電特性呈現(xiàn)出了“電力缺口大、電量缺口小”的特點。有研究表明，部分省區(qū)用電負(fù)荷中，全年最大負(fù)荷95%以上的尖峰持續(xù)時間普遍低于24小時（1天），對應(yīng)電量不超過全年用電量的0.5%。這些尖峰用電負(fù)荷持續(xù)時間往往很短、用電量很小?？傮w來看，最大用電負(fù)荷的增速，快于用電量的增速。若要保障和滿足這些尖峰的用電負(fù)荷，再考慮一定的備用容量，自然就需要新投資建設(shè)電源和配套電網(wǎng)給與保障。為了滿足這些短時的尖峰用電，新建火電機組的使用效率是偏低的，但投入代價很大、也不經(jīng)濟。而且，新投運的這些僅需每天發(fā)電1~2小時的頂尖峰用電的火電裝機，必然會與老火電裝機和其他電源博弈爭奪發(fā)電量。因此，火電整體利用小時數(shù)的下降，是不是在一定程度上可以認(rèn)為，是負(fù)荷特性的變化，使得需要新建火電機組，而新建的機組擠占了傳統(tǒng)老火電機組的發(fā)電量，導(dǎo)致了整體利用小時數(shù)的下降呢？
也許會有人接著問：能否不建火電，增加新能源裝機來滿足尖峰用電負(fù)荷呢？
答案可能是偏悲觀的。常言道“天有不測風(fēng)云”，風(fēng)能、太陽能資源特性與發(fā)電出力規(guī)律，與用電負(fù)荷曲線的匹配性難免會有差異。從學(xué)術(shù)期刊雜志上曾看到國家電力調(diào)控中心寫的文章，有這樣一組數(shù)據(jù)：“從實際運行數(shù)據(jù)來看,2018年國家電網(wǎng)最大負(fù)荷達到8.4億kW,而當(dāng)時的風(fēng)電、光伏出力分別為2263萬kW、4993萬kW，風(fēng)光發(fā)電出力合計僅占負(fù)荷電力的9%。7、8月份迎峰度夏期間，新能源總發(fā)電量633億kW·h，占7、8月份總用電量的6.1%”，從這個數(shù)據(jù)能看出，新能源參與用電負(fù)荷尖峰的電力和電量平衡，是存在難度的。因為從氣象學(xué)的規(guī)律來看，夏季午間的高溫天氣，海陸熱力差較小、氣壓差也小，是比較難以形成大風(fēng)的。而到了傍晚，太陽落山后，晚高峰用電又開始增大了，此時已沒有了光伏出力，也很難滿足晚高峰的用電負(fù)荷。這些客觀因素的存在，導(dǎo)致滿足尖峰負(fù)荷用電的責(zé)任往往由火電來承擔(dān)，可能這也成為了火電裝機不斷尋求增長的主因吧。但新增火電越多，就像上面講過的，只用來滿足短時的用電尖峰負(fù)荷需求，但帶來的問題卻很多很大。
也許會有人繼續(xù)問：那有沒有其他的方式來解決尖峰負(fù)荷用電問題呢？
想到兩個辦法，一是發(fā)展儲能，二是價格政策引導(dǎo)改變用電。2018年江蘇鎮(zhèn)江投運的電網(wǎng)側(cè)儲能，初衷是為了解決尖峰時段缺電力的問題。2017年9月3臺燃煤機組退役，補缺口的2臺燃氣機組無法按計劃建成投運，因此采用了建設(shè)儲能“充電寶”的方式來填補夏季用電高峰時段的電力缺口，從而最大限度地保障生產(chǎn)和生活用電。雖然儲能成本還比較高，但在當(dāng)時時間緊、任務(wù)重、新建電源來不及的情況下，采用建設(shè)儲能的方式保障了尖峰短時用電需求，同時也減少煤電裝機并提高全系統(tǒng)運行效率。不過由于電網(wǎng)側(cè)儲能未被納入輸配電價中，這也給電力儲能的規(guī)?；脦砹撕艽笥绊?。從電力系統(tǒng)潮流分布的角度來思考，在電源側(cè)配置儲能，可能不如在電網(wǎng)的變電站配置儲能，更有利于發(fā)揮儲能的多重功效。單一的新能源場站發(fā)電出力波動較大，但地理空間分布的多個新能源場站出力疊加后，會有一定的互補平滑、也能減少隨機波動，對儲能的需求也會相應(yīng)下降。因此，單一場站配置儲能，直覺上可能不如在電網(wǎng)的變電站配置儲能，儲能規(guī)模精準(zhǔn)配置、共建共擔(dān)、共享共用，是不是能更好發(fā)揮儲能“四兩撥千金”的功效？
關(guān)于未來的電力規(guī)劃和價格機制，是否可以這樣想，必須100%滿足那些持續(xù)時間很短的尖峰用電嗎？因為真的代價太大了，再考慮備用容量，需要新增多少電源和配套電網(wǎng)投資？若電力系統(tǒng)規(guī)劃運行中，采取負(fù)荷需求側(cè)管理、備用容量共享、省間互濟等手段來“削峰填谷”，并進一步通過分時電價，利用高峰負(fù)荷和尖峰負(fù)荷電價等價格機制來引導(dǎo)調(diào)節(jié)需求側(cè)用電特性，削減那些持續(xù)時間很短的尖峰用電，從而減少以滿足短時尖峰用電為動因的新增煤電電源裝機和配套電網(wǎng)建設(shè)，是不是也就可以提高整個電力系統(tǒng)的效率，并降低全社會成本呢？而且，以目前的調(diào)度計劃模式，日前的發(fā)電計劃制定，大多還是以滿足尖峰負(fù)荷為目的來確定次日電源開機容量，大概率還是以火電裝機來確定。但目前的煤電靈活性，很多還做不到靈活啟停和快速調(diào)節(jié)。所以，一旦火電機組開啟了，往往很難讓出發(fā)電空間，給日內(nèi)新能源消納帶來困難。
為此，從促進新能源消納利用和儲能等新技術(shù)發(fā)展的角度來說，通過電價引導(dǎo)電力需求側(cè)的負(fù)荷特性，能帶來的效果和價值可能會很大。電力規(guī)劃的思路，也需要以提升電力系統(tǒng)整體效率和促進可再生能源發(fā)展利用轉(zhuǎn)變。
最后，以我國的能源資源稟賦，可再生能源發(fā)展空間十分巨大，但發(fā)展可再生能源也離不開火電作為保底支撐和調(diào)節(jié)電源，可再生能源從增量補充過渡到增量主導(dǎo)，再逐步進入對存量火電的替代，在革命性的電力儲能技術(shù)突破前，這個過程會需要很長時間。火電的角色，也會逐步從過去多發(fā)電量多盈利、向多跟蹤調(diào)節(jié)多盈利的模式轉(zhuǎn)變，利用小時數(shù)會進一步下降，而跟蹤調(diào)節(jié)的輔助服務(wù)費用會逐步增長，最終實現(xiàn)包括可再生能源發(fā)電在內(nèi)的各類電源與火電利益平衡、和諧共生
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