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传统能源企业节能大有可为

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节能减排在越来越重视环境保护的当下已是热点,与社会关注的清洁新能源开发、日常生活节能相比,做好传统能源企业节能这篇文章尤为重要。就浙江而言,每年的用能总量已达2亿吨标煤,其中燃煤发电机组用煤约1亿吨,是名副其实的能耗大户,每下降一个百分点的能耗,就能节煤百万吨。而一个投资上亿元、2万千瓦的大型光伏电站,按浙江的日照条件,年均节煤不过万余吨,从这个角度看,传统能源企业节能大有可为。
传统煤电企业降低能耗的难点。通常来说,传统煤电企业节能降低煤耗主要靠装备的技术改进和更新换代。如2000年以来,大容量、高效率、低煤耗的超临界、超超临界60万千瓦及百万千瓦燃煤火电机组成为发电主力,已经淘汰了12.5万千瓦以下中小燃煤机组。“十二五”期间,浙江省火电机组供电标煤耗累计下降14克/千瓦时,每年节约电煤超200万吨。但传统发电企业节能也面临着新挑战。特别是近十年来,随着环保要求的提高和用电市场的变化,能耗大户燃煤发电企业面临着节能发展的诸多瓶颈。
受煤炭市场的影响,燃煤机组发电成本不断攀升,发电用煤种类多变,对煤种适应性的控制问题严重制约了燃煤机组经济优化运行。2008年后,煤价飙升期,发电企业为节约成本,进行了大量的入炉煤炭的混烧、掺烧,使超临界发电机组更难满足电网负荷调节要求,更难控制在额定、经济的状态,造成了煤耗居高不下。
近十年来,全国特高压电网骨干网架建成,大量省外水电为主的清洁低价电源输入,清洁电能在浙江电量的占比已达四分之一。为保证电网安全稳定供电,处在特高压受电端的浙江省超临界燃煤发电机组还需低负荷运转备用,调频、调峰能力面临严峻挑战,常规控制方法已无法满足电网对于大型发电机组深度调频、调峰的灵活性提升的需求。省内燃煤机组承担了调峰压力,旋转备用容量增大,发电负荷率普遍偏低,经济性和节能效率难以发挥。新能源占比不断增加,风电、太阳能等新能源发电的不稳定供电特性,需要作为发电主力的超临界燃煤发电机组在频繁负荷调节下低负荷运转备用,机组很难达到额定参数的节能运行。同时,燃煤机组增加脱硝、脱硫装置,逐步全面实现超低排放,大幅提升了烟气排放物控制难度,也增加了发电煤耗。
突破传统能源企业节能发展的瓶颈。做好传统能源发电企业节能降耗的出路在于技术创新。如何解决超临界机组的节能、稳定运行和灵活调度这一矛盾体,使发电机组转化为精细化控制方式。国网浙江电科院主持研发的杭州市重大专项基金项目成果《超临界机组深度节能关键技术及应用》对这一难题有了创新突破。国网浙江电科院组织浙江大学和华能玉环、神华宁海等20余家发电集团大型发电厂共同组成产学研用的项目研发团队,首次通过获取煤燃烧的碱金属含量,对入炉煤种进行在线检测和辨识,调整锅炉燃烧,优化燃料分配,提升机组经济运行能力。目前,这项创新技术已在20余台大型超(超)临界机组上广泛应用和推广。机组平均降低煤耗2克/千瓦时以上,产生的经济效益总额超过9.43亿元,社会效益显著,已取得国家专利授权14项、国际专利公开1项,主编并颁布相关行业标准3部。
同时,在省内电源建设上要加快发展抽水蓄能项目。随着省外来电、风光核等新能源发电的增多,发展抽水蓄能调峰机组势在必行。我省抽水蓄能资源十分丰富,装机容量在30万千瓦以上的站址达37处,应充分加以利用。鉴于抽水蓄能电站前期工作慢、建设周期长的特点,应对抽水蓄能项目提前规划、大力推进,确保抽水蓄能调峰机组与电网调峰需求相匹配,避免煤电机组长期低效高能耗调峰。这是破解传统煤电企业降低能耗难点的又一重要路径。
(作者分别为浙江树人大学副教授徐建华、国网浙江电科院高工罗志浩)

抽水蓄能助力清洁能源发展

从广义上讲,电力节能包括电力生产、传输和消费环节,在电力生产环节应包括可再生能源发电对节能的贡献。由于我国《节约能源法》和《可再生能源法》分别对节约能源和可再生能源发展进行了规范,同时,基于我国能源以化石能源为主,电力以煤电为主的特点,本文所指的“电力行业节能”主要是指在化石燃料生产电能和通过公用电网传输电能过程中提高效率、降低消耗的情况。

2012年7月31日

  1. 电力发展进入新阶段

随着全球气候变暖、环境污染加剧,节能减排已成为全社会关注的焦点,转变能源结构、促进电力系统节能减排已成为电力系统发展的重要环节。抽水蓄能是一种具有储能功能的发电方式,兼有发电与储能的特性,其运行方式灵活,负荷调节迅速,是电力系统安全稳定经济运行的重要保障,也是促进风电等清洁能源发展,实现电力系统节能减排的重要工具。

2015年,我国6000kW及以上电厂发电生产及供热消耗原煤18.84亿t,占全国煤炭消费的49%。根据中国电力企业联合会分析,2016年电力供应的主要特点是:火电净增装机容量比2015年明显减少,设备利用小时创1964年以来年度新低;水电投资连续4年下降,设备利用小时保持较高水平;风电投资理性回落,东、中部地区净增装机占半数;核电装机及发电量快速增长,设备利用小时持续下降;跨区、跨省送电增速均同比提高;全国电煤供需形势由宽松转为偏紧,发电用天然气供应总体平稳。

抽水蓄能的多重作用

截至2016年底,全国全口径发电装机容量16.5亿kW,全口径发电量59897亿kWh,分别为建国初期的881倍和1359倍。2016年发电设备利用小时3785h,比2015年降低203h。全国装机容量、发电量、电网规模都位列世界第一,电力工业技术水平也进入了世界先进行列,我国在电力领域实现了由世界大国向世界强国的转变,长期以来电力短缺的问题得到解决。

2000年以来,随着风电等可再生能源和核电的大规模发展,人们越来越深刻地认识到,需要建设抽水蓄能电站,以增强电网对风电等清洁能源的消纳能力、保障电力系统安全稳定经济运行。开发抽水蓄能成为必然选择。随后的10多年时间,泰安、桐柏、琅琊山等一大批抽水蓄能电站建成投产,响水涧、仙游、蒲石河、洪屏、仙居等一批抽水蓄能电站开始建设。

在发电装机方面,2016年,全国火电装机10.5亿kW、水电装机3.3亿kW、核电3364万kW、并网风电容量1.5亿kW、并网太阳能发电7742万kW。全国水电、核电、风电、太阳能发电等非化石能源发电装机占全部发电装机的36.4%,比2005年提高12.1个百分点。2000—2015年中国发电总装机容量及其增速变化见图1。

国家电网公司建设抽水蓄能电站,基于其具有的多重作用。

图1 2000—2016年中国发电总装机容量及其增速变化

第一,配合火电机组运行,实现节能减排。利用抽水蓄能电站调峰填谷,可减少火电机组参与调峰启停次数,提高火电机组负荷率并在高效区运行,降低机组的燃料消耗。在经济调度情况下,低谷电由系统中煤耗最低的基荷机组发出,而高峰电由系统中煤耗最高的调峰机组发出。抽水蓄能电站用高效、低煤耗机组发出的电,来替代低效高煤耗机组发出的电,实现节能的目标。

在发电量方面,2016年,全国火电发电量42886亿kWh、水电11807亿kWh、核电1714亿kWh、风电1856亿kWh、太阳能发电395亿kWh。全国水电、核电、风电、太阳能等非化石能源发电量占全国发电总量的28.4%,比2005年提高10.2个百分点。2000—2016年中国发电总量及增速变化见图2。

以泰安抽水蓄能电站为例。该电站装机100万千瓦,每年调峰填谷节煤24万吨,减少二氧化硫排放1.5万吨,减少氮氧化物排放2475吨,减少烟尘排放7吨,减少一氧化碳排放55吨,减少燃油消耗13.3万吨,每年节省投资及运行费用5010万元。如果由泰安抽水蓄能电站替代山东电网的事故备用容量,仅此一项,每年就可节煤4.4万吨,减少二氧化硫排放25.32吨、氮氧化物排放326吨。

图2 2000—2016 年中国发电总量及增速变化

第二,配合风电等可再生能源大规模发展,提高电力系统对风电等可再生能源的消纳能力。根据国家风电发展规划,2020年我国将建成哈密、酒泉、河北、吉林等8个千万千瓦风电基地。预计到2020年,我国风电、太阳能的发展规模将分别达到1.5亿千瓦和2000万千瓦。

  1. 电力节能法规政策提出新要求

但是,我国新能源资源与能源需求在地理分布上存在巨大差异,风电、光伏发电等新能源电源远离负荷中心,必须远距离大容量输送,新能源发电集中开发和集中接入的特点非常明显。风电受当地风力变化影响,发电极不稳定,对系统冲击非常大。电力系统建设适当规模的抽水蓄能电站,可以充分发挥抽水蓄能与风电运行的互补性,利用抽水蓄能电站既平滑风电、太阳能发电出力,减小其随机性、波动性,提高输电线路的经济性,又可以平衡风电发电量的不均衡性、参与电网运行调频的优点,减少风电对电网的冲击,解决当前风电开发送出困难的实际问题。

2016年,新修订的《节约能源法》规定“节约资源是我国的基本国策。国家实施节约与开发并举、把节约放在首位的能源发展战略”,明确了节能在电力及能源发展中的地位。长期以来,我国通过法律体系、五年规划纲要体系、行政管理体系等途径,采用强化准入条件、淘汰落后产能、能源消费总量控制、重点能源消耗单位管理、能耗限额控制、节能评估、清洁生产审核等手段,对电力行业节能工作提出了更高要求。一是在五年规划上提出明确的节能及措施要求。如《节能减排“十二五”规划》要求,在“十二五”期间,火电供电煤耗由333gce/kWh下降到325gce/kWh;火电厂厂用电率由6.33%下降到6.2%。国务院及相关部委印发的《“十三五”节能减排综合工作方案》、《电力发展“十三五”规划》、《煤电节能减排升级与改造行动计划》等对“十三五”电力节能都提出了新的目标性要求。二是通过国家标准对燃煤机组有强制性的单位电能能源消耗限额,如国家强制性要求《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》。三是通过制定更严格的节能政策提高行业节能工作水平,如国家能源局《2017年能源工作指导意见》,提出2017年完成节能改造规模6000万kW;《煤电节能减排升级与改造行动计划》提出深入淘汰落后产能、实施综合节能改造、优化电力运行调度方式等要求。四是行业自律水平进一步提高,制订或修订了《电力节能技术监督导则》、《火力发电厂技术经济指标计算方法》、《燃煤电厂能耗状况评价技术规范》、《火力发电厂能量平衡导则》等行业标准。

第三,配合核电大规模发展,减少系统调峰调频压力。根据国家核电发展规划,2020年,我国核电装机规模将超过4000万千瓦。根据现有发展趋势,预计2020年我国核电装机将达到7000万~8000万千瓦。大规模发展核电将给以煤电为主的电力系统调峰带来极大压力。建设适当规模的抽水蓄能电站与核电配合运行,可解决核电在基荷运行时的调峰问题,提高核电站的运行效益和安全性。广州抽水蓄能电站对大亚湾核电站的调节,是当前我国抽水蓄能与核电配合运行的成功范例。

  1. 电力节能措施有新突破

国家电网公司积极开发抽水蓄能

电力行业是能源转换和加工行业,在化石能源向电能转换过程中,虽然散失了一部分低品质的热能但换来的是高品质的电能,即根据热力学第二定律,能量质量的提高必然会带来部分热能的散失,发电转换过程就是由量多的低品位能源换来量少的高品位电能的过程。在电能转换过程中电厂通过厂用电方式消耗的能源则是电厂创造价值所消费的能源。对电厂节能评价,不能仅看消耗了多少发电能源,而更重要是要看产生了多少电能。单位发电能源产生的商品电能越多,说明电厂电能转换效率越高,节能贡献越大。在化石能源转型电能过程中,通过热电联产方式对热能梯级利用是提高能源效率的重要措施,电力系统一般将热电联产中利用的热能也计算到电能转换效率中。因此,正确评价电力行业的节能效果,主要体现在发电环节电能转换效率以及输电环节的电能损失率方面;另外,电网通过优化电源调度和参与、支持电力需求侧管理,对于电能生产端和消费侧的提效和节约也发挥着不可替代的重要作用。

2005年,国网新源控股有限公司成立,从事抽水蓄能电站开发、常规水电管理等工作。经过几年发展,国家电网公司系统已初步形成抽水蓄能良性发展的格局。

在发电环节,我国持续采用大容量、高参数机组,不断进行现役机组节能技术改造。新建机组基本上是60万kW及以上超超临界参数的大机组,截至2016年年底,已投入运行的600℃、1000MW超超临界机组达96台,其发展速度、装机容量和机组数量均居世界首位。尤其是2015年以来,火电二次再热技术获得重大突破,多台超超临界二次再热机组投运,其中华能莱芜电厂单机1000MW6号机组的设计参数为31MPa/600℃/620℃/620℃,半年试生产性能考核试验的发电效率48.12%,发电煤耗255.29gce/kWh,供电煤耗为266.18gce/kWh,我国煤电机组效率再次刷新能效世界记录。

新源公司结合形势任务变化,坚持安全、质量、效益相统一,滚动修编发展规划,以超常规的力度开展国家电网公司经营区域的抽水蓄能规划选点工作,统筹推进重点项目建设。

热电联产机组比重不断提高,并以供热机组替代了大量的散烧供热锅炉。供热机组的比例由2000年的13.3%提高至2015年的37.3%。不仅有效提高了电力自身的总体热效率,对全社会节能减排也做出了贡献。

截至2011年年底,我国已建成抽水蓄能电站24座,装机容量1871.75万千瓦,其中,国家电网公司经营区域已建成抽水蓄能电站22座,装机容量1391.75万千瓦,占全国已建抽水蓄能装机总容量的74.4%;我国在建抽水蓄能电站10个,装机容量1089万千瓦,其中,国家电网公司经营区域在建抽水蓄能电站8个,装机容量721万千瓦,占全国在建抽水蓄能装机容量的78.3%。

以大机组替代小机组,煤电结构进一步优化。“十一五”时期以来累计关停小火电约1.1亿kW,30万kW及以上火电机组比例由1995年的27.8%提高至2015的年85.1%。汽轮机组容量等级变化情况见图3。

2009年,国家能源局抽水蓄能电站工作座谈会召开后,人们对抽水蓄能在节能减排、智能电网建设、电源结构调整作用的认识进一步提高。随着我国节能减排要求的不断提高,产业结构和能源结构调整步伐逐步加快,风电、核电等清洁能源的大规模发展,电源结构调整的逐步深入以及智能电网建设的全面展开,人们对抽水蓄能在节能减排和电力系统调节中重要作用的认识将获得广泛的、高度的统一。

图3 汽轮机组容量等级变化情况

以风电消纳为例。考虑到我国2020年风电装机将达1.5亿千瓦,在“三华”电网联网的情况下,最大仅能消纳1.05亿千瓦,尚需进一步研究确定4500万千瓦风电的开发布局及市场消纳,未来我国抽水蓄能在电力系统中所占的比重将逐步提高,合理规模应达到总装机的5%以上。2020年,预计我国抽水蓄能的合理规模应达到8000万千瓦;2030年,预计我国抽水蓄能的合理规模应达到1.2亿~1.4亿千瓦。

劣质煤清洁高效利用水平达到世界先进水平。目前约有近100台30万kW级的循环流化床锅炉投运,2013年我国自主研发的世界首台单机容量最大的60万kW的超临界CFB锅炉在四川白马电厂投运,CFB锅炉的效率和环保水平已达到世界先进和领先水平。

国家电网公司支持抽水蓄能电站建设的同时,还大力支持国产设备创新发展。通过消化吸收和技术创新,我国抽水蓄能设备制造能力不断增强,国产化水平进一步提高。智能电网的巨大需求为我国抽水蓄能发展提供了广阔空间,抽水蓄能的大规模开发为抽水蓄能设备制造业发展提供了强劲动力。制造企业受此激励,正不断加大先进设计工艺和制造技术的引进力度,加快技术消化吸收和技术创新,提高抽水蓄能设备的制造能力,抽水蓄能设备国产化率还将进一步提高。

在输电环节,加强线损管理,降低线损率。国家电网公司、南方电网公司通过不断深化线损管理,加强基础管理,优化网架结构,加强技术改革力度,广泛推广节能型变压器、金具、导线等节能装备,广泛采用无功补偿、提高负荷功率因素、治理三相不平衡、控制电压多级协调等节能运行优化技术。

来自国家电网报

积极推进发电权交易,提高高效机组利用效率。通过开展关停机组指标替代和现役机组发电权交易,提高高效机组替代高能耗机组的电量比例。2015年国家电网公司完成发电权交易电量1131.54亿kWh,实现节煤741万tce。

另外,电网持续推进电力需求侧管理工作。国家电网公司、南方电网公司通过需求侧管理,引导用户节约电力电量,创新平台应用,大力实施电能替代,仅2015年,两个电网公司共节约电量142.7亿kWh,节约电力327.3万kW。

  1. 电力节能取得新成效

通过结构调整、技术创新、科学管理等多方面的措施,2016年,全国6000kW及以上火电机组供电煤耗312gce/kWh,比1978年的471gce/kWh下降了159gce/kWh,降幅达到33.8%。1978—2016年火电供电煤耗下降情况见图4。

图4 1978—2016 年火电供电煤耗下降情况

由于中国火电长期以煤电为主,2015年火电发电量中92%为燃煤机组发电,因此火电厂平均效率基本上代表了燃煤电厂的平均效率。与世界其他主要燃煤发电国家平均效率相比,日本煤电机组效率最高,2014年达到43.3%,中国煤电发电效率目前仅略低于日本(我国2014年为40.6%,2016年提高至41.4%),高于德国、美国等其他国家。在此特别指出的是,煤电的负荷对机组煤耗影响很大,如根据国标GB21258—2013,当负荷降低10%时,对煤耗影响在3~5gce/kWh。日本的核电机组带基本负荷,燃煤机组带基本负荷和中间负荷,燃油及燃气机组带中间负荷和尖峰负荷,抽水蓄能、部分气电机组等带尖峰负荷,实际上日本的大容量机组一般都是满负荷发电,而我国30万kW及以上机组多数负荷率在60%~75%。如考虑负荷因素对效率降低的作用,我国燃煤电厂的效率将与日本持平。部分国家煤电发电效率变化情况见图5。

图5 部分国家煤电发电效率变化情况

注:中国数据来自中电联,印度数据来自ECOFYS,其他数据来自IEA数据折算。

在输电方面,经过多年的线路改造,全国电网输电线路损失率由1978年的9.64%下降至2011年的6.52%。因统计口径发生变化,且长线路输送电量比重不断提高,2012年线损率为6.74%,2016年降至6.47%。1978—2016年全国输电线路损失率变化情况见图6。

图6 1978—2016年全国输电线路损失率变化情况

电力节能面临的主要问题

  1. 煤炭优化利用力度有待提高

提高电煤比重对于改善大气环境质量和促进能源清洁化具有重大意义。从世界范围看,我国电煤占煤炭消费量的比例远低于国际平均值,美国电煤消费占煤炭消费的比重约91%、欧盟占82%、加拿大占78%、德国占86%、英国占73%、印度占70%、澳大利亚占91%,而我国约50%。

  1. 高效机组难以发挥技术优势

由于经济发展新常态、电力需求不足、可再生能源发电不断增长等因素,造成火电机组年利用小时数持续下降,大量煤电机组处于频繁调峰状态,负荷率普遍性降低,大容量高参数机组能耗低的特性发挥受限。如1000MW等级的超超临界机组在50%负荷运行时,供电煤耗比额定负荷时增加约20gce/kWh。

  1. 节能经济代价越来越高

经过“十一五”和“十二五”期间大规模的节能技术改造,我国燃煤电厂供电煤耗已整体达到世界先进水平,现役煤电机组节能降耗的技术经济潜力充分挖掘。继续降低能耗的空间很小,考虑年利用小时数下降、负荷率降低等因素,再继续进行深度节能改造收回成本的周期越来越长。

能源法律、节能减排法律、可再生能源发展法律以及环保法律法规对电力企业低碳、环保、节能等要求存在交叉、矛盾、不合理等问题。由于节能、减碳、减常规污染物之间既互相促进,也有互相矛盾的情况,法律间协调不够,直接影响到各种目标之间的不协调,导致电源与电网不协调、可再生能源发电无序发展、煤电发展定位摇摆等问题,影响到节能、环保、减碳之间的协调。如过度环保会增加能耗,过度节能会增加水资源等消耗等。此外,强制性的能耗限额要求与排污权交易等市场机制在应用上存在矛盾,节能调度与电力交易矛盾,减少弃风弃水与煤电利用小时数下降造成能耗升高的矛盾等也不同程度存在。

  1. 节能考核有待进一步完善

电力节能的监测技术不规范、监测能力不足、监测成本也较高。如燃煤电厂的节能量一般是通过各种生产运行参数的监测并通过物料平衡计算出来的,监测、计算方法的不一致及各种运行工况的变化会造成计算结果的偏差。电力煤耗的数据主要依靠企业自行申报,权威性、准确性难以保证。节能考核体系和节能量计算方法尚未完全建立,相关技术规范和标准滞后,使节能评价指标体系难以发挥应有的作用。

  1. 市场机制作用未有效发挥

节能对于促进企业降低生产成本,提高竞争力有重要意义。但当前煤电频繁变化的经营形势严重影响了企业主动节能的积极性。且当前的节能工作主要是以计划的方式给企业下达节能指标的形式,而合同能源管理、节能服务等市场机制尚未发挥有效作用。

  1. 电力“十三五”期间节能目标

《国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》、《电力发展“十三五”规划》、《能源发展“十三五”规划》、《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》等文件对电力行业“十三五”节能工作目标提出了目标要求,见表1。

表1 “十三五”期间电力工业节能发展主要目标

  1. 电力“十三五”期间节能目标保障措施

一是能效限额标准进一步趋严。按照国务院常务会议要求,国家标准化委组织中国电力企业联合会等单位对GB21258《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》进行了修订,与2013版标准相比,不同类型现役机组能耗限定值下降3~11gce/kWh;新标准规定了新建60万kW、100万kW超超临界机组,供电煤耗分别不高于283gce/kWh、279gce/kWh,比2013版标准分别降低了15gce/kWh、19gce/kWh;新标准对行业先进值进行了11~22gce/kWh的调整。

二是煤电转型升级改造要求进一步提高。按照国务院要求,“十三五”期间,全国将实施节能改造约3.4亿kW,关停淘汰落后煤电机组2000万kW,新建机组全面达到世界领先机组水平,热电联产机组比重进一步提高,煤电调峰能力进一步增强。

三是节能技术措施将发挥更大作用。“十三五”期间,60万kW及以上容量超超临界二次再热煤电技术、超临界流化床锅炉技术、燃煤耦合生物质发电技术将应用推广,能量梯级利用改造、汽轮机通流改造、烟气余热深度利用改造、机组整体运行优化等措施将发挥主流作用。

四是实现节能目标的难度越来越大。在煤耗方面,二次再热机组虽然煤耗较低,但造价成本高;现有机组节能技术改造的难度越来越大。在电网线损方面,由于用电结构变化、可再生能源上网、长距离输电、小火电关停、结构调整(第二产业线损率相对较低,但用电量大幅度下降;第三产业用电量稳步提高,但由于用电分散,线损率相对较高)、农电体制改革等因素影响,电网线损率持续下降难度较大。

五是节能监督检查要求越来越严格。“十三五”期间,政府有关部门将组织开展节能减排专项检查,督促各项措施落实。强化节能执法监察,加强节能审查,强化事中事后监管,加大对重点用能单位的执法检查力度,确保节能法律、法规、规章和强制性标准有效落实。

  1. 面向未来,电力节能管理需要深度改革

在经济新常态、电力相对过剩、能源转型、电力转型、电能替代、电力市场化改革、污染物超低排放、碳市场建立、智能电网和能源互联网发展、电力节能达到世界先进水平等大背景下,电力发展中的新问题和新矛盾不断显现,电力节能工作面临新的更为严峻的挑战。如可再生源发电的快速增长与“三弃”问题与传统化石能源发电的协调问题;燃煤机组高参数、大容量、清洁化趋势与去煤化方向的协调问题;常规污染物超低排放控制与节能减碳、二次污染、水污染的协调问题;电力市场推进中能源商品属性与大范围资源优化配置及分布式电源发展的协调问题;提高煤炭转化为电能的比例和碳减排的协调问题;节能减排补贴和可再生能源补贴的协调问题;全社会节能、节电要求与电力智能电网、能源互联网之间的协调问题等,这些问题都与电力节能有密切关系。

如煤电在进行深度调峰时或者为了调峰的需要对煤电机组进行灵活性改造和热电解耦改造后,虽然发电机组效率下降,单位发电煤耗要上升,单位发电污染物排放浓度有升高,但增加了可再生能源发电的消纳量,减少了污染物的总排放量。再如,散煤转化为电煤、煤电替代机动车燃油虽然对碳减排作用并不明显,但对解决雾霾问题、城市集中污染问题和保障电力安全等有重大贡献。再比如可再生能源发电成本在现阶段比传统能源明显要高。

因此,传统的以“严”字当头的节能理念和以节能量或者能耗限值为约束性或者预期性节能目标的管理体制、政策机制、技术体系、规划方法都将遇到前所未有的挑战,都必须与时俱进进行深度改革。改革的方向和目标,就是要使电力节能从狭义的节能向广义节能发展,由“严”向“优”、由“量”向“质”转变,不仅要分析节约了多少“千瓦时”电量,还要分析节约了多少“千瓦”容量以及对电力调峰性能等的影响等。要加强《节约能源法》、《可再生能源法》、《电力法》以及环境保护、污染防治法律等的协调工作,采取“技术上可行、经济上合理以及环境和社会可以承受”的措施,达到从能源生产到消费的各个环节,降低消耗、降低碳排放和污染物排放,达到减少损失、制止浪费,有效、合理地利用能源的目的。

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