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以供给侧结构性改革为契机 推动电力行业持续健康发展

来源: 电力决策与舆情参考作者: 谢长军 日期: 16.10.31

   

  随着我国经济发展进入新常态,电力需求减速,电能消费换挡,电源结构调整步伐加快,发展动力开始转换。在供给侧,弃风弃水问题突出,煤电产能过剩,光电发展前景堪忧,导致整体能源利用效率不高,企业效益下滑。为此,亟待以中央关于供给侧结构性改革的战略部署为指引,奔着问题去,既要知道“问题是什么”,还要明确“问题出在哪儿”,更要坚持“精准解决问题”,以改革创新的精神,适应新常态,树立新思维,采取新方式,努力实现电力行业健康可持续发展。

  影响电力持续健康发展的几个问题

  弃风弃水困扰可再生能源发展。我国已成为全球可再生能源利用规模最大的国家,2015年底,可再生能源装机总容量4.89亿千瓦,占总装机比重的32.5%,较2010年提高6个百分点,其中,水电、风电、太阳能发电装机规模分别增长1.4倍、4倍和168倍。但在强劲增长的同时,可再生能源发展也遭遇了“成长的烦恼”,并且呈加剧之势。

  其一,弃风持续恶化。2015年全国平均弃风率15%,比2014年提高近一倍,接近弃风最严重的2012年水平,全国停用的风电设备造成直接经济损失超过160亿元。西北成为“重灾区”,甘肃和新疆2015年弃风率高达39%、32%,比2014年分别上升28、17个百分点,合计弃风电量153亿千瓦时,几乎可供北京城乡居民用1年。今年上半年,西北地区弃风电量155.3亿千瓦时,超过去年全年,新疆、甘肃弃风率仍然高达47%和45%。

  其二,弃水短期无解。在西南地区,汛期弃水严重,四川省2015年调峰弃水电量102亿千瓦时,总弃水电量约200亿千瓦时,今年预计增加到300亿千瓦时;云南省2015年来水偏少,弃水电量151亿千瓦时,今年预计增加到400亿千瓦时。川滇合计弃水电量占这两个水电大省水电总发电量的7.7%。由于这些区域还有较大的在建规模,弃水问题短期内破解无望。

  煤电产能过剩导致发展空间大大压缩。近年来,电力需求特别是重化工业用电增速放缓,火电市场持续萎缩,全国火电发电量2014年同比下降0.7%,2015年同比下降1.68%,自改革开放以来首次年度负增长。全国火电设备平均利用小时直线下降,从2011年的5305小时降到2014年的4706小时,为上一轮低谷(1999年)以来的年度最低值;2015年降至4364小时,为1969年以来的年度最低值;今年上半年同比降低194小时,全年再创新低已成定局。然而与此同时,煤电投资和规划建设规模较电力需求仍然偏大,装机增长大幅高于发电量增速,2015年煤电投资比上年增长11.83%,煤电装机增长7.02%,达到8.84亿千瓦,今年上半年新增发电装机中煤电占比仍达47.6%,且同比多投产367万千瓦。为此,国家密集出台调控“组合拳”,实施“三个一批”、风险预警、淘汰落后产能、开展专项监管等,督促放缓煤电核准及建设步伐,促进煤电有序发展。随着煤电发展严格受限,企业投资节奏和策略纷纷调整,煤电在电力系统中的定位将由电量型电源向电力型电源转变。

  光伏发电大规模快速发展难以为继。我国光伏产业近年逐步走出低谷,呈现稳中向好和有序发展局面,并网光电容量增长连续两年超过60.66%,2015年达到4218万千瓦,是2010年的165倍,占全球光电总装机的20%,成为继水电、风电之后规模第三大可再生能源。但仍然面临技术、市场、政策等诸多方面的问题,需要认真审视、调整和提高。

  其一,核心技术缺乏。我国光伏产业技术创新能力不强,关键技术装备和材料发展缓慢,太阳能电池及组件的效率和质量水平、高纯度硅的技术开发大大落后于发达国家。

  其二,产品市场对外依存度过高。目前我国光伏产业原料进口与产品出口的比例达70%以上,光伏生产企业所需高端生产设备也需从国外进口,仍然属于典型的“两头在外”受制于人。而欧洲市场早在2011年就逐渐饱和,产能已达到需求量的3倍。

  其三,造价偏高补贴过多。光伏发电装备成本高,土地税费高,项目造价高,而利用小时数低,弃光限电也在增多,导致项目运营成本上升,企业盈利不佳,财政补贴面临极大的压力。政策信号已经释放,光伏发电补贴已经减少,电价2020年将与电网销售电价相当。种种因素使得光伏产业在夹缝中求生存,长远看大规模快速发展难以为继。

  出现问题的原因解析

  弃风弃水的原因,从表面上看是水电、风电项目集中投产,配套电网规划建设滞后,或者外送通道建设不足。究其根源,反映出我国电力统一规划弱化,总体规划不足,可再生能源发电仅以资源论规划,与电网规划衔接不够,与其他电源规划协调不够,“十二五”电网规划甚至没有出台。此外,也与电力系统缺乏灵活调节能力、电网调度手段单一、发电设备性能不高密切相关。

  煤电产能过剩源于煤电装机增长与电力需求增长不匹配,非化石能源发电比重快速上升,煤电调峰压力加大,电源发展进入“阵痛期”,此消彼长在所难免。同时,还归咎于长期以来发电投资市场存在的恶性竞争、过度发展和非理性投资,症结则在于规划缺位、监管不力、市场无序。在某种程度上,这也是我国经济步入新常态,电力供需形势发生变化的必然结果。

  光伏发电产业存在的问题,主要来自于能源转型战略落实不到位,缺乏清晰战略目标和发展路径。光电在可再生能源产业中的定位也存在偏差,统筹规划缺乏,“高成本、高补贴”的发展模式不可持续。光伏产业和应用市场的衔接不到位,导致供需失衡。

  上述问题,集中反映了新常态下我国电源发展面临的矛盾和挑战,归结起来就是电力系统缺少集成优化,电力供给侧对新常态的适应性调整大大滞后,规划不力、“弹性”不够,其实质是供给和需求不平衡、不协调,要素配置不充分、不到位。为此,必须扎实推进电力行业的供给侧结构性改革,更加注重规划协调,矫正供需结构错配和要素配置扭曲,消除短板瓶颈,减少无效和落后供给,扩大有效和优质供给,切实提高电力供给质量,更好适应电力需求变化,实现电力系统高水平的供需平衡,为经济平稳增长提供有力保障。

  推进电力供给侧结构性改革的着力点

  (一)加强电力统一规划、科学预警和有效监管

  规划科学是最大的效益,规划失误是最大的浪费,规划折腾是最大的忌讳。我国能源资源分布、电力工业自身特性和历史经验教训等都凸显出统一规划的重要性、必要性和紧迫性。

  一是强化规划约束引领。加强电力发展战略规划,完善规划机制,科学合理编制,权威公开发布,严肃认真实施,真正做到各类电源之间、电源电网之间相协调,区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹,实现源、网、荷协调发展。加强全国电力规划的指导性,省级服从全国,下级服从上级,保证各级规划有序衔接、协调统一。坚持规划指导项目,推行规划内项目公开招标制,建立各类项目同步审批的联席会议制度。建立规划实施检查、监督、评估、考核等工作机制,保障规划刚性实施和有效执行。

  二是注重风险预警。健全电源项目规划建设风险预警机制,定期向社会公开发布预警信息,引导地方政府和发电企业科学控制电源项目规划建设节奏,尽力避免出现装机冗余。电源建设的当务之急是,政府要降温,企业要淡定,尊重市场、理性投资。

  三是加强市场监管。既充分发挥市场自觉调节作用,又更好发挥政府作用,加强事中事后监管,改进监管方法,纵横协调监管,保障电力产业政策有效落实。健全市场主体信用体系,采取注册、承诺、公示、备案等方式,加强信用监管,推行“负面清单”,对违法失信行为予以公开,对破坏市场秩序行为予以惩戒,对无视市场规矩者予以禁入。

  (二)转变可再生能源发展方式

  我国已初步明确“十三五”时期可再生能源发展目标,到2020年,力争风力发电达到2.5亿千瓦,光伏发电达到1.5亿千瓦,光热发电达到500万千瓦。

  一是调整发展思路。风电和光伏发电发展应从单纯追求“集中大规模开发”向“分散与集中、大中小相结合”方向转变,鼓励中东部地区分散、分布式开发。坚持因地制宜,推动多能互补,加强综合利用。调整可再生能源电价和补贴政策,使其发展规模与能源需求、财政补贴能力、电价承受能力和市场消纳能力等协调一致。实施配额制和绿色证书交易制度。

  二是推进技术升级。实施水风光互补、风光储互补,探索氢储能、热储能等,推动可再生能源高效利用技术、储能技术进步。建设光热发电示范项目,攻克关键技术装备,推动产业化发展。加强大数据、云计算等互联网技术运用,提升新能源的自我调节性能。

  三是加强运营管理。围绕水电经济运行,加强降雨、来水预报,动态优化水库调度,加强水头水耗管理,创新市场营销,研究消纳市场,完善经济运行管控体系和对标体系。围绕风电运行管理,加强日常维护检修,提高风功率预测能力,加强技术攻关,延长风机寿命。

  四是加快“走出去”。落实“一带一路”战略,积极参与全球能源治理,在北美、南美、南非、大洋洲等政治经济稳定、产业政策向好、风光水资源丰富的国家和地区,拓展可再生能源投资机会,培育海外盈利增长点。在“走出去”过程中,要严格项目尽职调查,加强风险控制,注重文化融合,全面提升国际化经营能力和水平。

  (三)推动煤电有序发展

  煤炭是我国的主体能源和重要工业原料,煤电在较长时间内仍是我国电力供应的主力电源,实现煤电行业有序发展对电力工业转型升级、经济平稳增长意义重大。

  一是转变发展方式。认真践行创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念,把煤电发展的重心从单纯追求“装机增长速度”向追求“质量与速度并重”转变,从增量扩能为主向系统优化、提质增效转变,坚持调整存量、做优增量并举,切实提升煤电发展的质量和效益。

  二是把握发展节奏。落实国家“取消一批、缓核一批、缓建一批”等措施,严格控制新开工及投产规模,留出足够空间消化过剩产能。严格实施国有企业违规经营投资责任追究制度,抓典型、真问责、强约束,真正纠正电力行业长期以来存在的恶性竞争、过度发展痼疾。

  三是加强技术创新。全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造,加快淘汰不符合强制性标准的燃煤锅炉,在2020年前实现达标排放和节能目标。注重技改的可靠性、稳定性和经济性,完善超低排放监测、监管、技术标准体系。积极推进火电灵活性改造,释放调峰潜力,提升市场竞争力,促进新能源消纳。加大煤电节能减排及碳捕集关键技术和设备研发及应用力度。

  (四)优化电力系统调度运行

  供给侧改革离不开需求管理的配合,改进电力需求侧管理必须挖掘需求潜力,优化调度运行,保持供给和需求的动态平衡。

  一是扩大可再生能源消纳市场。结合规划尽快明确云南、四川和“三北”地区等可再生能源基地的跨省区消纳输电通道。加快电力输送通道建设,提升外送能力,提升利用效率,确保输送容量,促进可再生能源在全国范围优化配置。加快电能替代,挖掘需求侧潜力,实现电力增供扩销,淘汰高污染、低效率的用能方式,提高消纳可再生能源发电能力。

  二是优化调度运行。改变电力运行调度传统的“计划”方式,优先调度新能源。严格执行可再生能源发电全额保障性收购政策,落实保障性收购电量。将水电纳入可再生能源电力配额和强制消纳保障范畴,构建合理的市场交易方式、价格补偿和碳排放交易机制。

  三是完善辅助服务机制。建立系统调峰调频等辅助服务补偿机制或辅助服务市场,调动各类机组参与辅助服务市场的积极性,提高系统对非化石能源发电消纳能力。完善可再生能源跨区辅助服务机制,明确规定东、南部发达省份对西部富余可再生能源电量的接纳义务,并对受电方进行一定的经济补偿。

  面对新常态新形势,电力行业必须遵循能源发展“四个革命、一个合作”的战略思想,全面把握经济发展和电力发展规律,加快推进电力供给侧结构性改革,推动电力发展方式转变,在发展中解决面临的各种矛盾和问题,为“十三五”发展打下良好基础。

  

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