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李宁平:影响我省新能源开发的主要有四个方面的问题:
一是送出和消纳能力不足。我国风光能资源与用电市场逆向分布的特点突出,由于自身电力消纳能力有限,电力外送通道建设相对滞后,我省电力发展中出现了较为严重的弃风弃光等现象。为减少弃风弃光电量,全省火电出力压至最低,许多常规火电厂采取单机小方式运行,在部分时段,需要个别火电厂全停,对能源产业的可持续发展造成了一定的影响。
二是国家财政电价补贴不能按期到帐,影响风电企业经营。酒泉风电基地20多家风电企业普遍存在一个共性问题,就是国家财政电价补贴迟迟未能到帐,导致风电公司流动资金短缺,无法偿还银行贷款,财务费用居高不下,影响了风电企业的经营和收益。
三是光伏发电电价补贴政策影响企业的投资决策。目前我省光伏发电项目的单位千瓦造价基本上在10000元/千瓦至12000元/千瓦之间,处在历史较低水平,与组件价格相对应的,光伏发电项目补贴电价也在持续调整之中,目前,执行的太阳能光伏发电项目上网电价已由1.0928元/千瓦时调降至0.9元 /千瓦时。总体来看,由于受光伏组件价格波动和上网电价的双重影响,光伏发电项目投资前景具有一定的不确定性,也影响了发电企业在新能源领域的投资发展。
四是大量新建自备电厂进一步压缩新能源消纳空间。为了增加新能源消纳空间,我省在河西地区新规划建设了一批高载能产业,这在一定程度上减轻了新能源送出和消纳的问题。但是,高载能产业处于降低自身成本的需要,又要求必须提供较低的电价,高载能企业纷纷要求建设自备电厂,大规模自备电厂的建设将会压缩新能源消纳空间。
主要有以下几方面的考虑和建议:
一是建议把新能源消纳问题要上升为国家战略。按照保证国家能源安全和能源资源的优化配置原则,尽快研究制定包括风光电生产、输送和消纳在内的国家新能源发展规划;研究制定全国能源市场规划,将风光电跨大区输送纳入能源资源输送规划,通过全国能源市场统一优化配置新能源资源。
二是完善新能源发展配套政策。尽快出台国家可再生能源配额制管理办法,明确地方政府、电网企业和风电企业的责任与义务,制定可再生能源交易机制和配额管理办法,确定全国各地区可再生能源的消费配额比例,明确经济发达省份消纳风电的责任;树立全国一盘棋的理念,激发经济发达地区积极主动接纳风电的意愿。同时,制定有利于全面反映能源资源的稀缺性和环境成本的国家能源价格、税收政策,通过税收杠杆调节化石能源价格,提高可再生能源的价格竞争力。
三是强化电源、电网统一规划。在国家能源战略的总体框架内,按照电源与电网统一规划的电力发展基本原则制定全国电力发展规划;坚持电源电网协调、同步发展的规划原则,按照新能源基地的规划目标、建设进度和送出需求合理控制电网规划,建立风光电与电网规划的协同互动机制,实现风光电、电网与用电市场协调、同步发展。
记者:今年是全面深化改革之年,也是“十二五”收官之年,“十三五”规划研究之年。请问李董事长,今年能源行业应该重点做好哪些工作?
当前,正值全面深化改革的关键时期,能源电力行业要顺势而为,紧扣市场脉搏,积极推动电力体制改革,主要着手开展以下几方面工作:一是顶端设计、总体决策。组建国家电力规划及标准中心,提高宏观决策与控制能力。二是政企分开、公权独立。组建国家电力调度及交易中心服务于政府机构,推进政企分开、公权独立。三是强化竞争、分拆巨头。拆分电网,形成经济规模类似发电侧的比较竞争格局。中央地方错位专营,建立权责对等的地方保电机制。四是产需互动、对称放开。分批扩大用户直接购电,通过对称开放形成“多买/多卖”电力交易格局;放开电网末端市场,将网络业务与非网络业务分开,销售电价定价权下放地方。
记者:众所周知近两年来,全国煤炭市场持续呈现总量宽松、结构性过剩态势,煤价不断下行。请问李董事长,接下来我国煤炭供需关系会发生哪些变化?价格会呈现何种走势?
李宁平:随着宏观经济形势的变化,全国煤炭消费增速将由前10年年均增长10%左右回落到3%左右,煤炭需求增速在未来一个时期内将呈现大幅放缓的趋势。国务院办公厅发布的《能源发展战略行动计划(2014—2020年)》提出,到2020年,煤炭消费比重控制在62%以内,总量控制在42亿吨左右。而目前全国预测煤炭产能已经达到55亿吨,煤炭市场去产能、去库存、实现市场供需平衡将是一个长期的艰苦过程,受此影响,煤炭价格将会继续缓慢下行,保持在一个相对低位水平,反弹的几率不大。
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