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四、煤电去产能路径与政策建议
(一)去产能路径
煤电去产能路径的底线是守住11亿千瓦煤电装机目标,并尽可能为“十四五”及中长期电源结构优化预留空间。通过关停、封存、取消等措施,可以将2020年煤电装机规模控制在10.7亿千瓦左右;若进一步加大调控力度,则通过取消(推迟)部分在建项目,将2020年煤电装机规模控制在10亿千瓦左右。
为了有效化解煤电过剩产能,需要对现役机组和在建机组分类调控。在过剩严重的局面下,应严格控制新建规模,从调控成本最小化的角度来看,由于我国现役机组普遍服役年限较短,取消在建、特别是建设早期项目的沉没成本要远低于关停现役机组的。对于现役机组,建议通过关停运行年限较长的小机组2150万千瓦,在风电、光伏大省封存1253万千瓦的过剩煤电机组作为战略备用;对于在建机组,建议取消违规在建项目、撤销核准未建项目合计6830万千瓦。两方面综合调控可将2020年煤电装机规模控制在10.7亿千瓦。对现役机组实施灵活性改造,并将其定位为电力市场中的电力型机组,可部分缓解产能过剩下的煤电经济性恶化问题,并促进可再生能源高比例消纳。若要为“十四五”及中长期电源结构优化预置更大的空间,需加大调控力度,可进一步取消(推迟)部分处在建设早期的合规在建项目,将2020年煤电装机规模控制在10亿千瓦左右。
(二)政策建议
表1 不同目标下的煤电调控路径建议
1.以守住11亿千瓦煤电装机为底线目标,力争将2020年实际煤电装机控制在10亿千瓦左右为政策目标,尽快出台煤电去产能实施政策。
2.对于现役机组,严格执行机组到期退役政策。并根据能效、环保、安全、水耗等综合标准对临近退役现役机组实施调控;对过剩严重又有可再生能源并网保障需求地区的服役不足20年的部分30万千瓦机组,实施战略封存,作为电网备用和灵活性调节电源。加快推进煤电灵活性改造,挖掘纯凝机组深度调峰能力,热电机组在供热季实现“热电解耦”运行;在三北地区对部分运行时间超过25年的现役热电机组按照“以热定电”原则用背压式机组替换抽凝式机组。对提前退役和减量置换机组,建议继续推行“十一五”以来关停小火电的财政补贴政策,设立专项资金用于关停容量补贴及员工安置。
3.由于我国在役煤电机组普遍运行年限在10年内,而在建项目规模过大,在建项目投运后由于不产生系统价值将注定成为沉没资产,因此去产能的重点应落在新建项目上。首先,停止核准任何新建煤电项目;其次,尽快开展摸底工作,系统掌握在建项目投资、进度信息;再次,除了预计于2017年底投运的项目以外,暂时冻结全部在建项目,叫停全部未批先建项目;最后,对在建项目按“能停则停、不能停则缓”原则实施最严格调控,综合平衡经济损失,严控新建煤电机组投产。
4.尽快开展“十三五”电力规划中期评估,研究新常态电力需求增长的新态势,以可再生能源优先、电源结构系统优化等原则合理调低煤电装机目标。尽快制定《能源生产和消费革命(2016~2030)》远景规划的实施方案,明确煤电中长期定位和在电力系统中承担角色调整的转变路径。
5.加快推进电力市场化改革。抑制不合理的煤电投资冲动,重塑电源投资新机制,根本的出路是用准确的价格信号去引导资源配置。因此,应尽早推进现货市场特别是跨区现货市场试点;研究出台跨区电力电量交易与优化配置规则,做好电力过剩环境下的跨区资源优化配置工作。在现货市场真正发挥资源配置作用之前,抓紧总结东北辅助服务市场试点的经验,尽快在全国推广辅助服务市场。辅助服务市场化,一方面可以发掘系统运行灵活性,保障可再生能源并网的灵活性;另一方面,可从利益机制上促进煤电由电量型向电力型电源转型,可为灵活性煤电和备用型机组的生存提供适宜的市场环境。
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