王志軒:煤電利用小時下降是必然趨勢

發布時間: 2020-01-16   來源:中國能源報  作者:王志軒

  當前,中國燃煤發電(以下簡稱煤電)的發電量約占全國發電量的65%,現役10億千瓦煤電機組平均運行年齡才約12年(發達國家煤電年齡約40年左右);同時,從正在建設的煤電機組規模看,未來幾年每年仍約有千萬千瓦以上煤電裝機投產。中國煤電發展及對能源低碳轉型影響成為國內外能源與環境領域輿論的焦點之一。

  簡要分析煤電發展中爭論,代表性的觀點主要有3種,即“退煤電” “限煤電” “穩煤電”。

  “退煤電”觀點認為:中國煤電裝機已達十億千瓦,且設備利用小時只有4400多,離5500的設計值還有很大空間,大有潛力可挖;新增電力需求可由可再生能源發電和提高煤電利用小時來滿足,不需要新建煤電機組而且還應壓縮存量煤電規模。

  “限煤電” 觀點認為:面對持續增長的各種用電需求,由于可再生能源發電的隨機性、間歇性特點,要保障用戶需求和電力系統安全穩定運行則需要在保障實現中國對國際社會承諾的碳減排目標下,在嚴格限制煤電發展防止碳鎖定效應條件下,仍需要新建一些特定功能的煤電機組。

  “穩煤電” 的觀點認為,中國能源稟賦以煤為主,且已經建成世界上最先進、清潔、經濟性好的燃煤電廠,應當對煤電機組進行靈活性改造以支持可再生能源發展和降低碳排放強度,不宜過早退出或者全面限制煤電。

  除了這三種觀點之外還有其他觀點,從表象看,爭論的焦點是中國現實中存在的低煤電設備利率是否還有提高的空間,但從本質看,爭論是中國煤電還要不要發展,如何發展的問題。爭論過程反映了持有不同觀點的群體對中國電力運行與低碳發展內在規律的認知差異。

  判斷中國煤電設備利用率大小問題,不能就煤電論煤電,而是要從中國能源電力特點和電力轉型的趨勢上去分析判斷,重點是從煤電設備利用率、保障供電、大力發展可再生能源這三者之間找出內在規律,進而明確煤電發展的趨勢和策略。

煤電、可再生能源發展和保障供電情況

  為避免歧義,先界定幾個概念。

  一是煤電的范圍。煤電應包括煤電技術、煤電產業、煤電發電能力等。煤電發電方式根據生產出的電能、熱能不同可分為純凝汽式發電機組和熱電聯產機組;根據在電網中的作用不同可分為容量型和電量型機組;根據是否大范圍資源優化配置可分為西電東送、電力基地電廠和當地電廠;根據機組在經濟活動中的性質不同可分為公用電廠和自備電廠;根據是否摻燒煤矸石、有機污泥、垃圾、生物質能、廢燃油燃氣或者利用余熱余汽等不同可分為綜合利用燃煤電廠和純燃煤電廠;根據煤源、煤電運輸與電廠的關系可分為坑口電廠、路口電廠……而不同的燃煤電廠對經濟社會、能源電力結構、電網格局、上下游產業的影響也是不同的。

  二是煤電設備利用率。它是報告期內煤電設備平均利用小時與報告期日歷小時的百分比,是反映煤電設備利用程度的指標。設備平均利用小時則是“報告期發電量與發電設備平均容量的比率”。其中的“平均”指的是發電設備“容量”的平均,因為在報告期內發電設備容量數量可能是變化的。

  三是“可再生能源發電比重”。主要指可再生能源發電裝機或發電量占總發電裝機或發電量的比重,主要表示電力低碳發展情況。

  四是“保障供電”。保障供電就是“不缺電”,包括滿足新電力用戶新增電力需要和已有用戶的供電可靠性兩個方面。前者世界各國沒有明確規定,世界銀行從2010年起針對營商環境提出“獲得電力”指標,并作為評價營商環境的一級指標(分為獲得電力的環節、成本、時間、供電可靠性4個分指標,權重各占25%)。中國國家能源局在2018年提出精簡小微企業辦電手續,推出低壓接電“零上門、零審批、零投資”服務的要求。中國“供電可靠性”指標主要有2個,一是用戶(按全國、城市、農村分類)年度平均停電時間(小時)或停電時間占全年日歷小時(8760小時)的比率;二是停電頻率,即電力用戶一年間的停電次數。需要指出的是中國政府部門提出的“有序用電”概念也是電力供應不足的表現。《有序用電管理辦法》(發改運行〔2011〕832號)第三條明確,有序用電是指在電力供應不足、突發事件等情況下的電力管理工作,并將電力或電量缺口占當期最大用電需求比例的不同,分為四個缺電等級,缺口在5%以下為最輕一級。

  據中國電力企業聯合會《電力行業年度發展報告》(以下簡稱“年度報告”)數據和本文主題,對中國煤電、可再生能源、保障供電情況進行有重點和簡要分析如下:在煤電發展方面,2015年是中國煤機組投產的峰值,中國全年新增發電裝機容量13184萬千瓦,其中煤電5402萬千瓦,平均每星期有約100萬千瓦煤電機組投產。此后,煤電裝機增速逐年下降,煤電新增裝機容量由2015年的5402萬千瓦,連續下降到2018年的3056萬千瓦,年均下降速度13.27%。到2018年末,全國電力總裝機容量達到190012萬千瓦,其中煤電裝機達到100835萬千瓦,與2015年末相比,總裝機容量、煤電裝機容量分別增長了24.6%、12%;年末總發電量、煤電發電量分別增長了21.9%、15%,年均增長率分別為5.07%、3.56%。煤電裝機占全國發電裝機的比重由59%下降到53%,發電量占比由68%下降到64%。4年間,煤電設備平均利用小時在4300-4500小時之間波動。在可再生能源發展方面,2015年至2018年,非水可再生能源發電裝機容量年底存量和年發電量分別增長107%、141%;非化石能源發電量占比由27.23%,提高到30.9%。在保障供電方面,“年度報告”顯示,從2015年的“電力供應能力總體充足……全國電力供需形勢進一步寬松,部分地區電力富余”到2018年的 “從兩年前的總體寬松轉為總體平衡”。全國人均用電量4945kw.h,全國用戶年供電可靠性達99.8%(年平均停電時間15.75小時)。根據世界銀行公布的《2019年營商環境報告》,在全球190個經濟體中,中國“獲得電力”指標提升最為顯著,得分為92.01分,排名第14名,比去年得分提高23.18分,排名進步84名。

  以上情況簡要說明了,中國低碳電力發展取得了顯著成效,可再生能源發電得到了巨大發展,煤電發展速度明顯低于電力發展速度,煤電快速發展的勢頭得到了顯著遏制。但煤電設備利用率維持在較低水平。因此,進一步分析煤電設備利用率、保障供電及可再生能源發電比重之間的關系,對于確定煤電在中國能源低碳轉型中的定位,促進可再生能源持續健康發展,優化能源電力系統,緩解煤電企業大面積虧損,合理引導能源電力投資方向,制定“十四五”能源電力規劃都具有重要意義。

煤電設備利用率下降是電力轉型的必然趨勢

  1.電力設備利用率下降國際上具有普遍性。

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▲圖1:世界和部分國家的發電設備利用率變化情況

  圖1為世界平均和幾個典型國家發電設備平均利用率變化情況。從圖中的趨勢可以看出,2005年以來的10多年間,世界典型國家發電設備平均利用率都呈下降趨勢,中國下降趨勢較快,但總體上仍高于美國、澳大利并顯著高于日本。中國曲線波動較大,從歷史上來看,在1999年、2009年、2015年是低谷年,在2004年、2011年是高峰年,恰恰對應了當時電力相對富余和嚴重缺電的時段,而且,相對富余和嚴重缺電具有周期性特點,在快速發展期一定程度上呈現出互為因果關系的規律,即呈現出“缺電—加快建設速度—富余—減緩甚至停止建設—缺電”規律。如1999年政府有關部門提出3年不開工常規火電,出現了后來的嚴重缺電;中國從2012年以來才解決了長期缺電的歷史,電力處于不缺電下的供需平衡狀態,但是2011年卻仍然是一個區域性、結構性缺電的“電荒”之年(與以前大面積缺電不同),由于中國長期受缺電之苦,所以短時“電荒”信號引起一輪大規模建設煤電和快速建設新能源發電熱潮,從而引起了以煤為主整體發電能力相對過剩的情況,發電設備平均利用率處于歷史最低水平。發電設備利用小時雖然近年來有所回升,但總體處于低水平,這是經濟社會發展、電力發展、能源轉型相互作用下的必然結果。

  2.煤電設備平均利用小時5500小時是在計劃經濟時期、長期缺電狀態、二元發電結構下新建燃煤電廠的設計條件,并不是任何發展階段都適用的評價“標準”。

  從1949年新中國成立到2018年,中國人均裝機由0.0034千瓦到1360千瓦,年人均用電量由7.96千瓦時到4945千瓦時。由于缺乏資金、技術、設備、人才和經濟發展對電力的需求大等原因,在70年中有60多年中處于缺電狀態,到2014年左右起才總體上處于電力供需寬松狀態。

  在2010年以前,基于能源資源稟賦、經濟發展水平和電力技術設備的產業化能力,中國電力結構主要是煤電、水電二元結構且以煤電為絕對主力。煤電發電量占比長期約為80%。在此大背景下,按年5500小時、日22小時用于計劃經濟及缺電時期作為新建煤電項目開展前期工作(包括項目可研、審批、設計等)的依據是合理的。前期工作采用的煤電設備平均利用小時,像煤源、煤種、煤質、水源等條件一樣作為基礎參數用來計算年發電量、用煤量,進而確定煤炭運輸方式、儲灰場容量、環境影響評價所需參數,以及計算費、稅、利潤、投資回報期等。當電廠投入運行后,由于各種條件都會發生變化,如對經營情況影響最大的煤源、煤質及煤價的變化、經濟社會發展形勢的變化(如國際金融危機)、可再生能源發電加速發展的變化等,對具體機組設備利用小時的影響是不可避免的。

  從中國1978年~2018年分類型發電設備利用小時數(見圖2)可以看出,煤電設備利用率在1996年以前基本上都在5500小時左右且比較平穩(見標注)。1998年以后在5000~6000小時之間波動,2012年之后顯著下降并維持在4300小時左右。煤電設備利用小時的劇烈變化并下行的期間,也是煤電矛盾(反映在電煤價格和供應能力方面)劇烈波動期、經濟發展由高速轉為高中速為特征的新常態、能源電力清潔低碳轉型開始、以及電力體制改革推進期。

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▲圖2:1978年-2018年分類型發電設備利用小時數

  3.提高全國煤電設備平均利用小時難以做到。

  從電源供給側低碳轉型發展規律看,煤電設備利用小時難以提高。約在2012年之后,以風電、光伏為代表的可再生能源發電裝機和發電量占比顯著提高,同時,在局部地區(如云南、四川)大規模、大容量水電站相繼投產,這些地區的煤電設備平均利用小時下降至2000左右。

  由于長期以來中國主要以增加煤電裝機來解決缺電問題,2011年出現了區域性結構性缺電時,在“電荒”輿論導向下,刺激了發電企業按傳統的老路加大了煤電裝機力度,使年裝機容量增長量達到歷史最高點,電力供需矛盾歷史性地實現了“由缺電平衡—到緊平衡—再到寬松平衡”的轉換,電力設備利用小時整體下降。

  再有,在一些電力并不短缺且供熱需求大、供熱季長地區(如東北),由于發展了大量的可再生能源發電,使新能源消納困難,同時也使煤電設備平均利用小時進一步降低。此后,政府通過減緩煤電建設的措施、規范可再生能源有序發展措施,鼓勵靈活性電源、儲能、綜合能源服務發展,加上電力需求的自然增長消化了部分電力相對過剩產能,使可再生能源利用率不斷提高的同時,電力供需寬松的幅度逐漸下降,煤電利用小時也止跌企穩。

  從電力系統運行規律看,煤電設備利用小時降低也是必然趨勢。

  一方面,隨著經濟社會的發展階段的演進和技術進步使電力負荷特性發生了重大變化,如由工業負荷占絕對高比重向第三產業、居民用電負荷比重增加的方向轉移,峰谷差進一步拉大,尖峰負荷時間區間變窄,年、季、日負荷特性都發生較大改變。同時,由于離網型可再生能源尤其是光伏發電持續高速增長,使太陽照射時段電力負荷顯著下降而日落后負荷急驟增長,新老兩條電力日負荷曲線圍成的輪廓形似“鴨型曲線”。

  另一方面,隨著大量的光伏、風電接入電網,其發電的隨機性、波動性、間歇性特點使電力供應側供電特性也發生了重大變化。為保障可再生能源盡可能利用及電網的安全,對靈活性電源的數量和快速調節能力提出了更高要求。燃機發電和抽水蓄能是國際上公認的技術成熟、經濟可行、廣泛使用的靈活性電源,但由于中國燃氣價格高、燃氣供應困難,抽水蓄能存在建設步伐慢、電力輔助服務的電價機制不完善等方面困難,裝機占比僅為6%左右。與發達國家靈活性電源占比約為30~50%的情況相比有明顯差距。相比較而言,煤電承擔起靈活性電源的任務是符合中國國情的一種不得已但具必然性的選擇。靈活性電源的主要任務就是解決負荷側與供應側雙雙變化后,快速提供電網維持平衡所需的電力(電量)、頻率、無功補償等需求,以保障電力系統安全穩定高質量運行。顯然,大部分煤電機組靈活性改造的結果就是進一步降低機組可帶負荷下限的能力、進一步提高機組快速加載負荷的能力、進一步提高機組適應電網智能化發展的能力。而這些能力是以降低煤電設備利用率、降低發電效率為代價的。換言之,是通過煤電效率和利用率的降低,換來整體能源電力系統的清潔低碳,安全高效的發展。

  4.提高局部地區煤電設備平均利用小時難度很大。

  不論從理論分析還是從實踐情況看,可再生能源占比高與煤電設備平均利用小時降低具有一致性。圖3為全國各省(自治區、直轄市,以下以簡稱“各省”)煤電利用小時數和可再生能源占比排序。

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▲圖3:各省(自治區、直轄市)煤電利用小時數和可再生能源占比排序

  由于省間電力電量有交換的情況,各省的電力供需平衡的情況也有差別,所以除個別特例(如西藏沒有煤電、北京主要是外來電)情況外,從總體趨勢看,煤電設備平均利用小時降低趨勢與可再生能源占比提高趨勢是一致的。

  圖中可以看出,除西藏自治區外,可再生能源發電占比最高的三個省分別是云南省、四川省、青海省,同時也是煤電利用小時最低的三個省,其中云南1599小時,四川2488小時,青海3156小時。煤電利用小時高于5000小時的3個省依次為河北省5224小時、江西省5178小時、內蒙古自治區5155小時,這幾個省對應的可再生能源發電比重均低于20%。湖北可再生能源發電比重與煤電利用率都較高的主要原因是,三峽水電站作為重要的“西電東送”工程絕大部分電能送往湖北以外的七省二市,僅有小量電量在本省消納。而本省電力供需屬緊平衡狀態,近來電力資源處于凈調入狀態(不包括三峽),在高峰用電時段還需要執行有序用電措施,煤電往往成為增發保供電源。

  圖3只是將各省煤電平均利用小時數多少進行了排序,但沒有考慮煤電裝機容量大小因素,一些省的煤電利用小時很低但煤電裝機容量也不大,即便提高到5500小時對提高全國煤電平均利用小時數分擔作用也不大。為此將煤電裝機容量因素與利用小時數加權平均后做成各省對全國煤電平均利用小時提高到5500的分擔率排序餅狀圖(見圖4)

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▲圖4:2018年加權平均后的各省分擔率排序圖

  從圖中看出,有8個省的分擔率之和超過50%,其中河南、山西、山東、江蘇、廣東為煤電大省,貴州、云南、遼寧是可再生能源大省和電力相對過剩的東北地區。圖5列出了幾個典型省的3年煤電利用小時數的變化情況,說明了不同省的煤電利用率具有相對穩定性。

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▲圖5:全國及五個典型省近三年煤電利用小時變化情況

  圖3、圖4、圖5表明,煤電設備平均利用率相對最低的地區受資源稟賦、低碳發展要求限制難以提高,提高全國煤電的利用率存在極大挑戰。

  同時,根據中電聯統計,2018年全國6000千瓦及以上電廠熱電聯產機組裝機容量為47601萬千瓦,占全國火電裝機(114408萬千瓦)比重為41.61%,其中大部分為煤電熱電聯產機組,這些機組利用小時受供電、供熱及調峰多重影響設備利用率難以調整(有些機組進行了熱電解耦,成為靈活性調節電源)。還有約1.5億千瓦的自備燃煤電廠是主體產業中的一部分,往往電廠燃料是煤與其他廢燃料的混合體,具有綜合利用特點,這些機組的設備利用率調整也有很大難度。

  從機組結構看,有一部分煤電機組利用率提高是合理可行的。

  一是中國擁有世界上數量最多的百萬千瓦級超超臨界燃煤發電機組(110多臺),應當保障這些機組和部分具有相當效率的60萬千瓦等級超超臨界機組處于高效和高利用率狀態。

  二是考慮到中國煤炭中還有數億噸原煤直接散燒,能源效率低、嚴重污染環境,應當在首選天然氣替代、電能替代、生物質能替代、余熱利用等各種方式后,將剩余的散煤通過熱電聯產的方式加以利用,既提高了煤炭利用效率,又降低了碳排放強度、減輕空氣污染。不過,一部分煤電機組利用率的提高,會使其余煤電利用率相應下降。

  5.提高煤電利用率、保障供電、提高可再生能源發電比重難以同時實現。

  假定其他靈活性電源大量接入電力系統,煤電不再承擔靈活性電源的任務后,設備平均利用小時仍然難以提高。如美國在2001年至2010年間大規模增加了燃機投運并承擔了調峰任務,煤電設備年利用小時均超過6500。但是,在電力需求沒有大幅度增加的情景下,這種情況在中國難以大面積實現(除個別地區和個別機組外)。

  一是大規模建設燃機、抽水蓄能電站或者在用戶側和電源側投入大量新型化學或者物理儲能設備,不論從經濟上還是技術上(化學儲能)短期難以實現。

  二是當儲能大規模建設時,說明技術經濟已經可行,具備了從電量、電力兩個方面壓縮煤電的時機,煤電占比會加速下降,煤電利用小時會發生較大波動和地區分化。如果通過行政或者市場(規則)引導作用確實也能提高煤電設備利用小時,那么,中國出較大范圍出現缺電情況是大概率事件,或者是可再生源發電增長和消納受到嚴重制約,結構性缺電矛盾突現。

  發、輸、配、供、用電的瞬時平衡實際是電力的平衡,電量是瞬時負荷變化與對應時間的積分。由于可再生能源尤其是光伏的大量發展,且電網缺乏足夠的靈活性電源(包括儲能),煤電負荷率變化更加頻繁、負荷曲線波動加大,因此,僅通過實際煤電設備利率與5500小時相比得出還有1000小時空間是不科學的,實際上也無法實現。綜上分析,煤電利用率提高、保障供電、可再生能源發電比重提高這三者之間存在制約關系且3個目標難以同時實現。

結論和建議

  1.全國煤電設備平均利用率的降低是總體趨勢,以5500小時作為全國或區域煤電設備平均利用率指標在新經濟發展階段和能源低碳轉型要求下已不適用。

  由于可再生能源發電高速發展、電力需求特性變化,使煤電在電力系統中的定位發生改變,從以提供電力和電量的雙重作用,轉變為提供電力支撐和系統中靈活性為主;同時,電力市場化改革推進使電力、電量價值(價格)隨之發生變化,會影響到煤電建設布局及運行方式,影響全國煤電設備利用率使低水平設備利用率成為“新常態”。因此,政府決策者、電力企業、煤炭企業、電力各相關方以及輿論應充分認識和適應這種變化,根據變化制定應對之策。

  2.煤電利用率提高、保障供電、可再生能源發電比重提高三個目標難以同時實現。

  影響煤電設備平均利用率的因素很多,與能源電力結構、用電結構、新能源發展、供需平衡態勢、區域電量交換、西電東送、煤電矛盾等因素相關。但眾多因素中存在著上述三個方面的矛盾和互相制約。即若要大幅度提高煤電設備利用率同時提高可再生能源比重,則必然要大幅度減少煤電裝機,此種情況下會造成新的電力短缺狀態,影響電網安全進而影響經濟社會健康發展;減少可再生能源發電比重也可以提高煤電利用率,但顯然與低碳發展目標相悖。

  3.由于煤電在經濟社會、能源轉型、上下游產業、電力系統等體系中的功能不同,不能盲目大面積、非正常、“一刀切”全面封堵、退出煤電發展,也必須要充分考慮新建任何一座煤電的碳鎖定效應。

  在現階段根據中國國情,充分發揮好煤電機組支持整個能源系統低碳清潔轉型(不是片面追求利用率),是中國能源系統優化的核心任務和迫切任務。把關注的重點轉移到能源電力系統的整體物理碳排放強度(CO2/物理量)、價值碳排放強度(CO2/價值量)和能源系統碳排放總量指標的變化上,應把關注重點轉移到對煤電新功能的認識上(如對百萬千瓦高效機組要盡可能提高設備利用率和負荷率,對存量煤電機組進行靈活性改造和其他目的改造以更好支撐能源電力轉型中維護電力系統安全、穩定、防止大面積停電、保障電能質量、促進熱電聯產和區域循環發展等方面),將有助于中國穩步推進能源低碳轉型工作。在新建和退役(淘汰)項目時,也不宜片面追求大容量、高參數機組或者片面強調一律淘汰某一類型機組,而是要從低碳轉型、高質量發展的長遠目標和系統優化上實施“一機一策”,選擇合適的機組參數或延壽改造等。

  4.積極推進能源互聯網發展和電力需求側響應機制,使煤電等多種能源優化利用并與需求側互動共同促進低碳發展。

  從能源系統優化目的出發,因地制宜,多能互補,合理布局儲能技術與煤電靈活性改造,促進提高總體能源效率和低碳供能、用能,使煤電等不同能源綜合利用、梯級利用、各得其所。中國已經形成的能源、電力系統非常復雜,加之能源間具有可替代性和決策機會成本差異,要發揮能源互聯網的作用,在能源供給側通過時序和空間調整、結構調整,充分發揮電網調節能力和市場手段實現清潔低碳、安全高效的能源發展目標;在需求側完善需求響應機制,通過增加并網型電熱水器、電蓄冷設備等手段,以及通過負荷集合、虛擬電廠等模式改善負荷特征,促進消納可再生能源發電,減輕電網安全運行壓力。

  5.煤電設備平均利用小時的降低會提高燃煤發電成本,本質上體現的是低碳發展成本和高質量供電成本。

  成本傳導機制可通過提高煤電基準價、建立輔助服務機制、通過完善電力市場規則給靈活性電源提供合理收益等,不論哪種途徑最終結果都會傳導到全社會低碳發展成本中。在低碳發展大趨勢下,在當前中國煤電處于大面積虧損的形勢下,投資者已失去對于煤電投資的動力,新建燃煤電廠大部分是過去收尾工程的繼續,從能源整體低碳轉型出發,應當對投資者明確投資合理煤電發展與改造的信號,使煤電能夠在過渡時期完成好歷史使命。

  6.同步推進電力市場化改革和碳市場建設。

  能源低碳轉型過程中,包括煤電在內的各種發電方式,以及各種儲能、綜合能源服務、需求響應的創新發展,都是在尋求為電力用戶提供更有價值的服務,但是,只有通過市場機制才能尋找出最佳方法。碳市場可以使低碳發展價值以貨幣方式展現出來,并通過電力市場將減碳的價值傳導至電力終端用戶,因此,煤電發展規模及設備利用率高低,只能在與其他能源發電和電力輔助服務的競爭中找到最好的答案。

  7.科學有序減少煤炭高碳能源使用是減碳的根本性措施,是低碳發展的本質要求。

  先減散煤還是先減電煤,先減東部還是先減西部,先減存量還是限制增量,是通過結構調整還是總量控制,是用市場手段還是用行政手段,對降低碳排放強度(碳排放量/經濟或價值量)來說是在“分子”上做減法還是在“分母”上做加法等等,不同的思路和方法會產生截然不同的結果。中國煤電行業是燃煤大戶,占燃炭用量50%多一點(發達國家占比90%左右),如不從全局考慮,不進行系統優化,貿然采取“退出”極端行動會得不償失且貽誤時機。

  ▲標注:1978~1990年火電設備利用小時沒有統計數據,但從總的發電設備利用小時數曲線可以大致分析出基本趨勢。中國電力統計發布中很少發布專門的煤電統計數據,據中電聯分析,煤電發電量約占火電量的95%,其余為少量氣電、生物質發電、余熱發電等,在上世紀曾經有過少量油電機組,但因為缺油和經濟性原因很快被煤電替代。同時,由于燃機發電利用小時顯著低于煤電機組,所以本文對圖表及數據的分析時有時將火電數據等同于煤電。

  (作者系中國電力企業聯合會專職副理事長,此文僅代表個人觀點。)

      關鍵詞: 王志軒,煤電

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