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图1 “三北”地区及部分发达国家电源结构
(五)大电网配置能力有待提高
跨省区电力流规模存在合理的扩大需求空间,电力大范围配置能力有待提升。负荷与资源逆向分布的特性决定了必须持续扩大跨区电力流规模,全面提升电网配置能力。2017年全国新增用电量的59.3%集中于东中部,其中,华东地区占全国新增用电量25.2%,作为我国经济发展龙头地区,东中部在未来很长时间内仍将是我国电力消费的主要区域。为保障电力安全供应、促进清洁低碳发展,加快西部北部大型煤电、水电、风电、太阳能发电等能源基地开发,大规模、远距离输电至东中部负荷地区是必然要求。2017年,我国电网跨区跨省输送能力只有2.3亿千瓦,仅占水电、风电、太阳能发电装机总容量的36%,清洁能源外送能力严重不足。相比较而言,欧洲部分国家间电力外送能力充足,丹麦与挪威、瑞典等国家间的输电容量800万千瓦,是本国风电装机的1.6倍。葡萄牙与西班牙联网输电能力310万千瓦,占风电装机的65%。
(六)坚强输电网与智能配电网仍需协调发展
输电网和配电网“两头薄弱”制约我国电力发展,各级主网架亟需加快建设,智能配电网发展基础薄弱。当前,特高压骨干网架尚处于形成期,输电通道建设难以满足大规模清洁能源开发需求,省间能力交换不足严重制约大电网功能作用发挥;配电网仍存在城乡之间发展不协调、智能化水平低的问题,随着配电网负荷快速增长,特别是电动汽车、储能等设备大量接入,对配电网的接纳能力、建设标准等都提出了更高要求,必须加快智能化改造和转型升级。
(七)电力市场机制有待进一步完善
总体看,全国统一电力市场尚未建成,市场规则仍不够健全和完善,省间壁垒较大,促进可再生能源跨省消纳的电价机制缺乏。一是交易机制缺失,资源利用效率不高。发电企业和用户之间市场交易有限,售电侧有效竞争机制尚未建立,市场配置资源的决定性作用难以发挥。二是市场化定价机制尚未完全形成。现行电价管理仍以政府定价为主,电价调整往往滞后成本变化,难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出。三是可再生能源跨省消纳壁垒亟待破除。电力改革试点以省为单位落实推进,很多省份出于对省内发电的保护,对外受电量、电价做出不合理限制,造成电力市场交易省间壁垒问题,不利于电力资源更大范围优化配置和可再生能源电力的有效消纳。
03调整思路与重点举措
(一)科学研判未来电力需求,适度超前发展保障电力供应
针对未来用电需求的增长趋势,应通盘考虑全国电力工业总量、结构、布局等问题,坚持电力工业适度超前发展。“十三五”我国电源发展的主要原则是调整电源结构、优化电源布局,提高非化石能源比重,推动化石能源清洁高效利用。
(二)严控煤电规模,规范自备电厂发展
严控煤电新增规模,促进煤电有序发展。按照“抓大头、压落后”的原则,精准施策推进煤电去产能。把东中部地区作为煤电去产能重点,已建煤电机组应减少发电并有计划关停,并将煤电去产能与优化布局相结合,有序推进西部北部煤电基地集约开发,发挥特高压电网大范围配置资源的作用,实现风电、太阳能发电与煤电打捆外送,保障我国电力供应长期安全。
将自备煤电机组纳入压减煤电项目清单,严控燃煤自备电厂发展。制定自备电厂管理办法,未纳入国家电力规划的自备电厂项目一律不得核准、建设,已经开工建设的,应立即停建。在新能源消纳困难、装机明显冗余、火电利用小时数偏低、雾霾污染严重的京津冀鲁、西北地区、东三省等区域,严禁新建燃煤自备发电机组,已投运的燃煤自备发电机组必须强制并网并服从电网统一调度,严格执行发电计划,承担公用电厂调峰义务和相应社会责任。
(三)坚持集中式和分布式并举,大力开发利用可再生能源
加快西南地区水电开发。从水电布局上看,西部地区未来应全面推进金沙江下游、雅砻江、大渡河、澜沧江大型水电能源基地建设,加快开发金沙江中游水电能源基地,启动金沙江上游和怒江中下游大型水电能源基地建设;中部地区合理开发黄河北干流、汉江下游、赣江等流域剩余水能资源;东部地区应重点做好已建电站的扩机和改造升级。
新能源开发以集中与分散开发并重。风电重点开发“三北”地区和东部沿海地区,包括河北、内蒙古、东北三省、甘肃、新疆,以及江苏、浙江、山东等省区,开发形式以成片区的、较大规模的集中式风电场为主。同时支持风能资源不太丰富地区,因地制宜地推进开发中小型分散式风电场,在沿海和中部地区建设若干分散式风电群。太阳能发电重点开发与风电共建的甘肃酒泉、蒙西、新疆哈密建设百万千瓦光伏基地,以及青海格尔木、甘肃河西走廊和内蒙古鄂尔多斯、宁夏北部等3~5个百万千瓦级光伏基地,同时在西藏、内蒙古、甘肃、四川、云南等地建设若干个10万千瓦级光伏基地,在其他地区建设一批城市并网光伏发电系统。
(四)调峰电源建设与灵活性改造并举,提高系统调峰能力
加快抽水蓄能电站和燃气电站等调峰电源建设。对已开工建设的抽水蓄能电站项目,进一步优化施工工期,力争提前投运;积极推进已列入规划的抽水蓄能电站建设,力争按期投产;结合特高压电网建设、新能源发展,适时调整抽水蓄能选点规划。推进天然气调峰电站建设,在有条件的华北、华东、南方、西北等地区建设一批天然气调峰电站,增加系统的灵活性资源供给能力。
推进煤电机组深度调峰改造与储能应用。我国已具备自主开展包括锅炉、汽轮机、蓄热罐、电锅炉等各项改造的能力,未来应通过市场化手段激发灵活性改造积极性,力争完成“十三五”规划改造目标;在储能方面,目前我国已经掌握兆瓦级、10兆瓦级电池储能电站的集成、运行和控制技术,预计“十三五”末锂离子电池综合度电成本会降到0.3元/千瓦时,在用户侧将具备商业化推广能力。2020年之后,随着电动汽车及电池梯次利用技术的发展,将会出现价格更低、布局更广的储能系统参与电网级应用。
(五)推进电网高质量发展,着力解决“两头薄弱”问题
优化全国同步电网格局。一是进一步推进华中省间联网建设,满足大容量直流馈入需要;二是加强华北—华中联网,提高通道输电能力和系统安全稳定水平;三是推动建设“三华”同步电网,形成坚强受端电网。
提升配电网发展水平。加快构建一流现代化配电网,满足在供电安全性、可靠性等方面日益提高的用电需求。一是加强城镇配电网建设,强化统一规划,确保廊道、选址、建设一次到位;二是推进农村电网改造升级,补齐农村电网建设短板,加快推进农网供电服务均等化;三是提高配电网智能化水平,不断推进“大云物移”、人工智能等新技术应用,适应配电网互动化发展需求。
(六)加快建设全国统一电力市场,促进能源资源大范围优化配置
建设全国统一电力市场。按照统一设计、统一规则、统一平台、统一运营的思路,在确保电网安全稳定运行的基础上,以建立公平开放、充分竞争的电能量市场、售电侧市场以及相关联的辅助服务市场、容量市场、可再生能源消纳市场、输电权市场为重点,加快建立符合市场化需求的电价机制和透明高效的电力交易平台。
加快建立促进可再生能源消纳的辅助服务补偿机制。完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制,满足电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务的新要求。按照“谁受益、谁承担”的原则,建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制。
原文首发于《电力决策与舆情参考》2018年10月19日第39期
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