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当前电力工业面临的主要问题
(一)电力工业总体供大于求,东北、西北地区电力富余程度进一步加剧。随着我国经济进入“新常态”,电力需求增长明显放缓,由于缺乏统筹的电力规划指导,电源装机仍旧保持快速增长,使得全国多数地区存在电力供应大于电力需求的问题。2016年,东北、西北电网富余程度均比2015年有所加剧。
(二)全国新增煤电装机保持较大规模,东中部地区新增煤电依然较多。近年来,发电企业投资的积极性依然较高,加之审批权下放后,部分地方政府“稳增长”要求,煤电新增装机仍保持较大规模,且布局不尽合理。预计2016年全国新增煤电装机 5100万千瓦左右,其中东部、中部地区分别新增约1300万、1200万千瓦,二者合计约占新增装机总量的一半。
(三)部分地区可再生能源发展过快,消纳问题日益突出。近年来,受运行机制不健全、电力需求增长放缓、系统调峰资源不足以及电力外送能力有限等因素影响,我国弃水、弃风、弃光规模持续攀升,但部分消纳困难的地区仍大力发展可再生能源。上半年,全国弃风电量达到323亿千瓦时,弃风率为21%,同比上升6个百分点。甘肃、新疆、吉林、内蒙古弃风率均超过30%。此外,西南地区弃水、西北地区弃光的规模也有所上升。
(四)电力需求增长缓慢,电力企业经营压力进一步加大。对电网企业而言,受电力需求增长缓慢影响,售电量增长乏力,加之电力体制改革将使售电市场竞争加剧,企业难以靠售电支撑收入、利润的较快增长。对发电企业而言,火电设备利用小时数持续下降,上网电价有所下调,电煤价格上升,企业盈利空间进一步收缩。
相关建议
(一)加强电力统筹规划,促进电力工业健康发展。
一是综合考虑资源禀赋、环境空间、电力需求等因素,统一规划电源与电网的发展目标、结构及布局,实现电源与电网之间、电源与电源之间、中央与地方之间的统筹规划。二是统筹可再生能源开发与消纳市场,科学确定可再生能源项目规模和布局,同步规划建设调峰电源、外送通道。三是加快建设淮南—南京—上海等跨区输电工程,尽快核准后续工程,尽快启动一批项目前期工作,尽快明确送端电源,实现送出工程与跨区输电本体工程建设进度匹配。
(二)严格控制煤电装机规模,促进煤电有序发展。
一是完善煤电建设风险预警机制,定期发布分省煤电建设风险预警提示,引导投资建设预期。二是在京津冀、长三角、珠三角等大气污染防治重点地区,不再安排新增煤电规划建设规模,电力过剩地区要取消一批不具备核准条件煤电项目、缓核一批已纳入规划未核准的煤电项目、缓建一批已核准未开工的煤电项目,并尽快明确取消、缓核、缓建煤电项目的具体清单。
三是加大淘汰落后机组力度,细化淘汰落后产能计划,加强监督管理处理。
(三)行政与市场手段相结合,促进可再生能源消纳。
一是优化电网运行方式,充分发挥电网优势,构建全国范围内的电力电量平衡、调峰资源共享和各类资源互补的可再生能源消纳平台,扩大可再生能源的消纳范围,提高可再生能源消纳比例。二是加快抽水蓄能和燃气调峰电站等灵活调节机组建设,加大新能源场站储能设施建设等,提高系统调峰能力。三是完善市场化机制,研究制定灵活的发电上网和负荷侧峰谷电价机制,引导发电企业和电力用户错峰发用电;加快建立辅助服务市场,提高常规火电机组参与调峰的积极性。四是进一步完善新能源消纳配合制度,弃能严重地区要进一步加强对购电地方政府的沟通与协调。
(四)内部挖潜与市场开拓并举,实现电力企业提质增效。
一是加快结构性改革,淘汰落后产能、治理整合亏损企业、强化成本管控、有序转让非主业资产,科学安排各类项目建设时序和布局。二是积极推动电力深化改革,适应新形势,做优主业,防范风险,提升企业经营效益。三是大力推广电能替代,挖掘电量增长潜力,促进各领域电气化水平的提升以及社会节能减排。四是加强与“一带一路”沿线国家的合作,开拓国际市场,拓展利润增长点。
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