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三、防范和化解煤电产能过剩风险
在电力消费需求放缓和非化石能源快速发展的双层挤压下,煤电利用小时持续下滑,煤电区域性产能过剩风险增加。2016年,全国煤电机组利用小时降至4165小时,比2011年的5453小时,降低了1288小时,为1964年以来年度最低。且目前全国核准在建煤电机组约2.5亿千瓦,部分地区煤电产能过剩矛盾凸显。
为防范化解煤电产能过剩风险,2016年,按照“取消一批、缓核一批、缓建一批”的工作思路,淘汰落后煤电机组500万千瓦,取消了1240万千瓦不具备建设条件的煤电项目,暂缓核准了部分省区除民生热电外的自用煤电项目。2016年实际投产煤电装机4300万千瓦,比2015年减少了1600万千瓦。2017年为实现政府工作报告中提出的“淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上”要求,将淘汰落后机组500万千瓦,停建违规项目3800万千瓦,缓建700万千瓦以上。
针对经济发展新常态下存在的煤电区域性产能过剩风险,煤电企业必须进一步贯彻落实国家促进煤电有序发展相关政策措施,调整煤电建设节奏,防范风险聚集,有效推动火电行业健康发展。要加大淘汰煤电落后产能力度,为清洁高效火电和新能源发电腾出发展空间。要加强燃煤自备电厂管理,将自备煤电机组纳入压减煤电项目清单,加快淘汰落后产能的燃煤自备电厂。
在防范化解煤电产能过剩风险的同时,我们也应该看到,随着新能源加速发展和用电结构调整,系统对调峰容量的需求将不断提高,与抽水蓄能、气电、储能相比,煤电灵活性改造后是我国当前技术条件下最经济可靠的调峰电源。在推进我国可再生能源逐步从补充能源向替代能源的转变过程中,支撑可再生能源消纳仍然需要规划新建一定规模大容量、高参数、低能耗、低排放“托底”的燃煤发电机组,提供调峰等辅助服务,保障系统的安全稳定运行。可再生能源装机越多,就需要越多的煤电“托底”机组。为保障可再生能源充分消纳,煤电将逐步从“电量电源”向“容量电源”转变。随着我国装机结构日趋多元化,煤电将更多地定位为容量电源,煤电的利用小时数将处于相对低位。因此,我们应重新审视煤电利用小时数在新形势下的新内涵,建立包含发电量、各种辅助服务、容量供给、以热定电等内容在内的煤电利用小时数的再认识,充分发挥煤电的容量效益。
总之,在推进电力供给侧结构性改革中,既要防范煤电产能过剩风险、加快淘汰落后产能步伐,也要建设一批技术先进、成熟可靠、清洁高效的先进产能,同时,还要全面提升煤电机组灵活性改造,实施煤电机组调峰能力提升工程,确保电力安全稳定可靠供应。
四、推动煤电企业持续健康发展
目前,由于燃料成本高企、环保因素制约、部分区域存在产能过剩风险以及电价机制不顺等多重矛盾交织叠加,导致煤电企业经营效益大幅下滑,亏损面增大,经营形势日趋严峻,资产负债率居高不下。一些煤电企业为降低燃料成本,掺烧煤泥比重提高、燃烧煤质降低,电力系统安全风险上升,企业可持续发展受到了严重的影响,应引起高度重视。推动煤电企业持续健康发展,当务之急应在降煤价、顺电价、规范交易、补历史欠账和推广电能替代等方面改善发电企业经营环境,避免行业风险进一步聚集。
一是要改善经营环境。当前,要统筹考虑电力体制改革与煤炭、煤电化解过剩产能工作实施的节奏和力度,避免因上网电价降幅过大、煤价快速上升并长期保持高位运行,导致煤电全行业亏损、煤电发展不可持续。要尽快有效引导煤炭市场价格回归至合理区域,降低燃料成本。要进一步完善煤电联动机制,缩短联动周期,合理疏导煤电企业大幅上涨的燃料成本。
二是加强对电力直接交易的监管。针对市场运作不规范、发电企业被迫低水平恶性竞争、行政干预突出、向高耗能行业大幅度降价等问题,应尽快出台针对性措施,加快电力交易机构组建,进一步规范交易机构运行,探索完善和发挥市场管委会的职能作用,加强对电力交易机构规范运行的监管,促进市场公平竞争。要加强对各地开展电力直接交易的指导和督促,及时发现问题,研究提出解决方案。
三是进一步完善电力市场机制。根据《电力发展“十三五”规划》,到2020年,我国将逐步建立完善的电力市场体系,组建相对独立和规范运行的电力交易机构,建立公平有序的电力市场规则,初步形成功能完善的电力市场。为体现公平、公正原则并保障煤电机组正当权益,不能仅仅通过行政手段,要求煤电机组开展灵活性改造并承担深度调峰职责。在电力市场机制建设中,必须建立煤电机组容量市场机制以体现煤电机组的备用价值和参与调峰的辅助服务价值,提高煤电企业参与深度调峰的积极性,提高系统调峰潜力。
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