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党的十九大作出了中国特色社会主义进入新时代的重大论断,提出了构建清洁低碳、安全高效能源体系的发展目标,为新时代能源电力发展指明了方向。电力行业需要改变以往单纯的扩能保供发展方式,从绿色、经济、安全、效率等方面提升发展质量。随着能源领域供给侧改革的不断推进,落实“十三五”电力规划过程中依然面临着“去产能”“调结构”“灵活性”“市场化改革”等新老问题交织带来的重重挑战,有必要深入认识把握电源发展新特征新规律,进一步围绕能源电力高质量发展,聚焦行业发展热点问题开展研究。本文针对《电力发展“十三五”规划》(以下简称《规划》)提出的各项发展目标,结合“十三五”以来电源发展建设等情况,总结《规划》执行情况,分析《规划》完成面临的主要问题,提出能源转型背景下未来几年规划优化调整思路及重点举措。
(来源:能源研究俱乐部 ID:nyqbyj 作者:傅观君 郑宽 王芃)
01规划执行情况
在电力供需形势持续宽松,国家大力推进供给侧结构性改革、防范化解煤电产能过剩风险等形势背景下,除水电、核电、天然气发电相较《规划》进度有所滞后外,电力发展绝大多数指标均按《规划》要求进度执行或已超额完成目标,具体如表1所示。
(一)电力装机总量和用电量超预期增长,均高于《规划》预测增速。2017年全社会用电量为6.3万亿千瓦时,“十三五”前两年年均增长5.2%,高于《规划》高预测增速4.8%。全国发电装机容量17.8亿千瓦,“十三五”前两年年均增长7.9%,高于《规划》预测增速5.5%。
(二)电源结构逐步优化,煤电占比已降至《规划》要求,非化石能源占比目标有望提前实现。“十三五”前两年电源投资增长有所放缓、结构逐步优化。国家和电力行业高度重视化解煤电过剩产能,煤电装机发展速度得到有效控制,2017年累积装机9.8亿千瓦,占比已从2015年的59%降至《规划》目标要求的55%。截至2017年底,非化石能源发电装机达到6.7亿千瓦左右,占比达到38%,距离《规划》39%的目标仅差1个百分点;非化石能源占一次能源消费比重达到13.8%,距离《规划》15%的目标仅差1.2个百分点。
(三)新能源发展迅猛,太阳能发电装机已超额完成《规划》目标。截至2017年底,风电装机达到1.64亿千瓦,距离《规划》目标仅4600万千瓦;分布式光伏爆发式增长,累计装机容量2966万千瓦,同比增长190%,太阳能发电装机达到1.3亿千瓦,已超过《规划》1.1亿千瓦的目标。“十三五”前两年风电和太阳能发电装机年平均增速达到11.9%和75.9%,均超过《规划》年平均增速设定值。
(四)水电建设趋缓,常规水电和抽水蓄能装机目标实现存在一定难度。随着水电基地大型水电项目“十二五”期间陆续投产,水电新开工项目近几年明显减少。截至2017年底,常规水电装机容量达到3.13亿千瓦,“十三五”前两年年均增速为2.7%;抽水蓄能电站装机容量2869万千瓦,“十三五”前两年年平均增速为11.6%。常规水电和抽蓄装机增速略低于《规划》设定的年平均增速,按照目前在建和新开工项目,预计到2020年,较难完成常规水电和抽水蓄能装机达到3.4和0.4亿千瓦的《规划》目标。
(五)天然气发电发展滞后,气源供应恐难以支撑《规划》1.1亿千瓦装机目标。截至2017年底,天然气发电装机为7600万千瓦,“十三五”前两年仅增长1000万千瓦,低于每年新增1000万千瓦的《规划》设定值。发电用气占天然气总消费量的比例升至19.7%,较去年提高2.7个百分点,增速创“十二五”以来新高。根据目前天然气发展现状,天然气储量和产量可能无法满足2020年1.1亿千瓦的天然气发电装机目标。
(六)电网建设稳步推进,综合线损率提前实现《规划》目标。“十三五”前两年,全国基建新增500千伏及以上交流输电线路长度2.47万千米、变电设备容量2.77亿千伏安,分别完成规划的27%、30%,共投产12条特高压线路。电网综合线损率从2015年的6.64%降至2017年的6.42%,提前实现《规划》提出的控制在6.5%以内的目标。
02完成规划面临的主要问题
(一)区域间供需形势差异较大,部分区域富余与局部地区偏紧矛盾并存
“十三五”前两年,全国电力用电负荷快速增长,电力供需延续总体宽松态势,但区域间供需形势差异较大。其中,华北区域迎峰度夏期间电力供需平衡偏紧,华东、华中和南方区域电力供需总体基本平衡,东北和西北区域电力供应能力富余较多。
(二)煤电产能严重过剩,自备电厂呈现无序发展局面
煤电存量规模大、核准项目多,产能过剩风险突出。近年来,煤电利用小时数连续下降,煤电产能过剩风险凸显。《规划》提出到2020年全国燃煤发电装机容量控制在11亿千瓦以内。截至2017年底,全国煤电装机9.8亿千瓦,全国已核准煤电项目3亿千瓦左右,其中国家电网公司经营区超过2.6亿千瓦,且1.7亿千瓦已开工建设,6200万千瓦已开工项目投资已完成80%。若已核准煤电项目全部完成建设,2020年我国煤电装机规模将突破12亿千瓦。
局部地区燃煤自备电厂发展严重失控。截至2017年底,全国自备电厂装机容量已超过1.3亿千瓦,其中大部分为燃煤自备电厂。自备电厂发电设备利用小时普遍较高,大部分6000小时以上,平均煤耗400克/千瓦时,比全国平均水平315克/千瓦时高27%,且大多不承担调峰等社会责任。自备电厂的无序发展不仅加剧了煤电产能过剩,而且助推了钢铁、电解铝等产能过剩,还严重挤占了新能源市场空间。
(三)可再生能源消纳困难,“三弃”问题突出
随着近年来新能源的迅猛发展,水、风、光等可再生能源的消纳问题日益突出,局部地区弃水弃风弃光电量居高不下。2017年,全年弃水电量515亿千瓦时,水能利用率达到96%左右;弃风电量419亿千瓦时,弃风率12%,同比下降5.2个百分点;弃光电量73亿千瓦时,弃光率6%,同比下降4.3个百分点。总体来看,2017年弃水弃风弃光问题有了较大幅度的缓解,但局部地区弃能率仍然较高,离可再生能源健康发展的要求还有比较大的差距,今后解决问题的难度也会不断加大。
(四)电力系统调峰能力不足
我国电源结构以煤电为主,灵活调节电源比重低,且煤电灵活性改造严重滞后。我国能源结构以煤为主,火电占全国电源装机比重达到62%(“三北”地区70%),抽水蓄能、燃气等灵活调节电源比重仅为6%(“三北”地区4%),调节能力先天不足。相比较而言,国外主要新能源国家灵活电源比重相对较高,西班牙、德国、美国的灵活调节电源占总装机的比例分别为34%、18%、49%,美国和西班牙灵活调节电源达到新能源的8.5倍和1.5倍。通过灵活性改造,可有效提升煤电机组深度调峰能力,但《规划》提出的2.15亿千瓦改造目标,目前完成不足5%,严重滞后。“三北”地区及部分发达国家电源结构情况如图所示。
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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