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“十三五”电力规划与以往有何不同?
发布日期:2015-9-15 11:47:14
 

  长期以来,我国电力发展基本遵循“扩张保供”的思路,即通过发电装机和输配电容量的增加,满足不同地区不同时段的用电需求。这种以数量扩张为主要特征的电力规划模式,在电力高度紧张时期对保障电力安全供应发挥了重要作用,也与当时经济社会发展要求“不缺电”为第一要务的大环境相适应。但当经济发展进入新常态后,这种规划理念和方法就日益凸显出其固有的弊端与缺陷。

  去年6月,习近平总书记提出能源“四个革命、一个合作”的战略构想,标志着我国进入能源生产和消费革命的新时代,对能源规划特别是电力规划提出了更高的要求和期望。为适应新形势发展的需要,“十三五”时期亟需对电力规划进行革命性的调整和创新。

  沿袭传统规划方法带来的矛盾和挑战

  1火电利用小时屡创新低,惯性发展将会雪上加霜

  “十二五”以来,我国发电机组利用小时总体呈持续下降态势,2014年为4286小时,创1978年以来最低水平。其中,火电利用小时下降趋势更为明显,从2010年的5300小时降到2014年的4700小时左右,今年上半年继续下行,同比下降10%

  “十三五”及未来较长时期,火电发展将面临更为严峻的形势。从电力供需平衡分析,目前已核准和发路条火电项目的发电能力已超过“十三五”新增电力需求。按“十三五”年均用电增长5.5%(这已是偏乐观的增速)测算,预计2020年全社会用电量约7.4万亿度,比2015年新增1.7万亿度。要实现2020年非化石能源占比15%的目标,核电、水电、风电等非化石能源发电量需比2015年新增8000亿度以上。

  按照非化石能源优先发展的原则,扣除非化石能源发电量后,“十三五”留给火电的增长空间仅为9000亿度左右,新增火电装机2亿千瓦(按平均利用4500小时测算)即可满足需求。而目前全国火电机组核准在建规模1.9亿千瓦,已发路条约2亿千瓦,若放任这些项目全部在“十三五”建成投产,则2020年火电将达到13亿千瓦,比2015年增加3亿千瓦左右。因此,如果按已发路条来确定“十三五”火电规模,则火电装机将明显大于实际需求。

  与此相对应,若按路条规模规划火电发展,“十三五”火电利用小时将进一步下滑,预计2020年下降至4000小时左右,同时负荷率下降,企业效益可能急剧恶化。若按此方式惯性发展,火电机组将长期低于正常发电小时和功率低效运行,造成设备闲置和“大马拉小车”,使发电单位能耗和污染物排放均大幅增加,不利于能源清洁高效发展,也将极大增加全社会用电成本。

  值得注意的是,在上述13亿千瓦火电装机中,煤电机组占了12亿千瓦左右。随着经济发展进入新常态,电力需求急剧放缓,国家为防治大气污染又严格控制煤炭消费(东部已实行煤炭减量替代政策),今后新增的电力需求,将主要由清洁低碳的非化石能源来提供。因此,如果“十三五”电力规划不对煤电进行合理调控,2020年煤电装机可能会超过我国长远所需要的煤电总装机峰值,也即意味着煤电机组永久过剩。这是“十三五”规划与以往任何五年规划都不同的特点,需引起高度关注。

  从实际情况看,当前火电建设步伐未慢反快。新一届政府行政审批制度改革后,火电核准权限已下放至地方,基于发展惯性和本位主义,地方政府仍有扩张建电厂的投资冲动,很多地方不但未能主动调整建设节奏,反而加快核准速度。最近不少省份出现了火电集中开工和投产的情况,加剧了过剩矛盾。而大量新上的火电装机可能只是为了满足一年中仅有百十个小时的尖峰用电需要(这些少量的尖峰用电需求,完全可以通过需求侧管理进行调节),实际上是非常不经济的。但从地方利益考虑,这种保供免责增税的惯性决策模式,又有其合理性。对此新情况,国家还没有建立相应的调控机制,也缺乏有效的制衡手段。如果任其发展,只能寄希望于发电企业能明智地“用脚投票”,根据市场需求主动放缓建设步伐,但这显然不是下放审批权的初衷,也会带来新的无序。因此,当前各地火电发展的乱象,亟需国家通过“十三五”规划建立新的“游戏规则”,依法依规进行统筹平衡和总量约束。

  2新能源上网消纳难和竞争力不强的矛盾凸显,可持续发展难以为继

  我国能源生产和消费呈现典型的逆向分布特点,风电等可再生能源也不例外。风电和太阳能资源主要集中在西北部地区,但当地由于经济欠发达,电力市场容量不大,消纳能力较弱。因此,可再生能源集中大规模发展需要借助跨区输电通道,将多余的电能送到东中部负荷中心。但这种发展模式有其局限性,“十三五”将遇到更大的瓶颈制约。

  1>电网消纳能力有限

  按照“三北”地区弃风率控制在5%、其余地区不弃风测算,2020年全国最大风电消纳能力仅2.2亿千瓦,其中“三北”地区就地消纳能力仅1.1亿千瓦,无法满足当地大规模开发风电的需要。西北部地区由于用电量小,消纳光伏发电的能力也远小于生产能力。

  2>可再生能源外送通道难以落实

  大气污染防治12条输电通道以及已投运的风火打捆外送专用通道中,已确定配套外送风电1500万千瓦、光伏发电400万千瓦左右。经测算,所有输电通道经挖潜还可再打捆外送2000万千瓦左右风电,“十三五”只有约4000万千瓦的可再生能源外送能力。由于通道建设受制于跨区电力输送的客观需要,如果 “十三五”安排更多的输电通道用于输送风电,将对电力总体优化布局造成较大冲击。

  3>可再生能源外送不宜超过合理上限

  可再生能源发电外送有7%以上的损耗,加上需大量配套调峰电源,当外送距离超过2000公里,项目经济性将很差,还不如在东中部当地发展分散式风电和分布式光伏发电。

  4>可再生能源补贴增加及电价下降压力进一步加大

  目前,全国可再生能源电力补贴资金缺口已达到165亿元。按照“十三五”发展目标和现行电价标准匡算,补贴资金缺口还将增加700多亿元,可再生能源电价附加需由每千瓦时1.5分提高至2分以上,加价压力很大。国务院发布的《能源发展战略行动计划(2014-2020)》要求“2020年风电发电成本与煤电相当、光伏发电实现用户侧平价上网”,但从现实情况看,可再生能源行业并未将此作为一个硬性的约束条件,主动倒逼提高技术降低成本,而是继续按照现有电价水平追求数量扩张。当可再生能源发展到较大规模后,电价较高、补贴不足、竞争力不强的缺点将会越来越制约其可持续发展。

  3优质调峰机组无用武之地且发展后劲严重不足

  未来一段时期,我国电力系统的调峰任务将愈来愈重且渐趋复杂。一是用电结构的变化使尖峰负荷问题日益突出,需求侧峰谷差将逐步拉大。二是风电和光伏发电还将快速发展,其间歇性特点决定了无法提供大规模稳定电力,在储能技术成熟前,系统必须承担更加繁重的调峰责任。

  在我国现有电源结构中,具有优良调峰性能的抽水蓄能、燃气电站以及龙头水电站等机组所占比重很小,仅为5%左右。同时,由于没有相应的调峰补偿或峰谷电价机制,这些数量很少的调峰机组也未发挥应有作用。电网出于利益考虑,没有优化调度这些调峰机组的积极性,使它们大都处于“半停工”或“晒太阳”状态(个别抽蓄电站一年仅发500多小时,大多数燃气电站每年发电都低于3000小时)。电力系统主要的调峰任务,实际上大多由煤电机组承担,这也是造成煤电利用小时低的主要原因之一。同时,过度参与调峰还造成了煤电机组负荷率低下,百万千瓦超超临界机组很多时候被迫压到一半以下的功率出力,实际上处于亚临界运行状态,使整个电力系统效率低下,环境成本大幅上升。

  更大的隐患是,如果沿袭这种运行模式和电价机制,电力系统最需要的优质调峰机组将继续“稀缺”下去且缺口会越来越大,因为建设此类机组成本补偿和投资回报均没有保障,没有企业愿意投资。随着风电、光伏等不稳定电力的逐渐增加,电网只能将越来越重的调峰责任继续强加给煤电企业,使其新老机组均陷入低效运行的怪圈,形成电力系统低能效、高排放、高成本的恶性循环,最终给广大消费者和社会带来沉重负担。

  4电网形成“长途输送”的路径依赖,安全与经济性面临考验,也与智能化、分布式发展的方向背道而驰

  “胡焕庸线”所揭示的我国资源和人文地理逆向分布的特征,决定了远距离大规模输电成为一定历史时期内我国能源布局的客观选择,但这一模式只在一定阶段和范围内有其合理性,一旦适用条件改变,就应重新审视其发展方向和趋势,而“十三五”可能正处于这一转变的关键节点上。

  当前,我国电力消费已进入中低速增长阶段,经济发达的东部地区尤为明显,如上海去年用电负增长,今年上半年东部11个省份中有2个负增长,5个省份用电量增速低于1.5%。与此相对应,东部地区需要的“西电东送”等外来电增速也大幅降低,跨区输电的需求增长量及其紧迫性、必要性都在进入一个新的转折窗口。在这一背景下,国家为防治大气污染已规划的12条输电通道以及水电、风火打捆等专项输送通道已基本能满足“十三五”东中部省份电力增长需求。若在此基础上,进一步布局建设更多的特高压输电通道,会形成以下潜在风险

  1可能造成输电能力大幅闲置,运行维护成本高,安全隐患突出,巨额投资形不成应有的经济和社会效益。

  2市场竞争力堪忧。一条特高压输电线路投资大都在几百亿元,输电成本很高,电送到东中部省份后,电价很可能高于当地火电标杆电价。目前已有不少东中部省份提出要按照市场原则(电价可承受, 电力供应曲线可调节)合理接纳外来电。初步匡算,已规划的12条通道的输电量,“十三五”也不一定能完全被受电省份接受和消纳。

  3与未来电网发展方向和潮流不符。从国际上看,电网发展方向应是与新能源和分布式能源大规模发展相适应的微电网、智能电网、能源互联网等形态,以小微、智能、就地平衡消纳为主要特征。大规模的特高压输电很难与此发展模式接轨和协同,未来可能面临沉重的转型压力。

  综合分析,如果超越实际需求大规模发展特高压跨区输电,将会加重电网对“长途输送”以及电力在全国甚至更大范围内平衡消纳的路径依赖。且不论特高压交流同步电网的安全性问题,单是其可能带来的供需脱节以及容量冗余、成本搁浅等问题,就应在“十三五”规划中审慎论证决策。从发展趋势看,未来全国新建的工业园区、新城镇、公共建筑、居民小区等大都会逐渐采用新能源、分布式能源(天然气热电冷三联供和太阳能、地热能等耦合集成)加微电网供能方式,拥有自己的智能“自供区”。在不远的将来,电力系统乃至整个能源系统的形态都将发生翻天覆地的变化,对跨区输电的依赖度会越来越低。因此,特高压输电需要在“十三五”这个关键节点上,作出前瞻性、战略性的理性抉择,合理确定发展定位、输送流向和规模,防止未来过犹不及。

  更值得警惕的是,当前发展特高压输电,一个很重要的理由是为了输送西北部的风电和光伏发电,以满足东部清洁用电需求。而为了消纳这些综合成本很高的可再生能源电量,如果用风光火打捆方式不计代价远距离输送,实际上是舍本逐末,最终会被市场证明难以持续。大规模远距离输送风电和光伏发电,当超过合理的范围和成本时,其发展模式就有些像“往岩石山上运石头”,劳而无功。但当我们在实际工作中强调加快发展可再生能源时,却很容易忽视这个常识,这是做能源系统规划工作千万要引以为戒的。

  5电力十三五规划电力工业输配电容量

  用户仍停留在“被动消费”层次,没有用电选择权和响应能力

  用户是电力系统中非常重要的一环,但按以往的电力规划方法,用户几乎是被遗忘的市场主体,除了被动接受电力供应外,对电力系统的运行基本上无能为力。

  究其原因,主要是用户参与电力系统响应的基本条件都是缺失的。一是没有智能电表和智能用电设施,用户不知道何时是系统的峰谷,设备也不支持调节峰谷,当然也无从削峰填谷;二是没有智能电价制度,峰、谷、平段电价水平都一样,用户没有积极性去为电网调峰;三是没有智能调度制度,或者说没有形成智能电网体系,发电、供电企业与用户未形成良性互动关系。

  在此规划理念及配套硬件设施和软件制度下,覆盖电力供、需两端的综合资源规划方法难以发挥作用,用户只能在电力供需矛盾的漩涡中隔岸观火,却不能参与到这场它本来最擅长的救火运动中。

  6电力系统效率偏低,社会用能成本居高不下,拖累经济竞争力

  以上几个方面的弊端集中起来,将会产生电力系统持续低效和僵化的严重后果。从电力行业投资效率看,我国近十多年来呈明显下降趋势。如1995年,每新增一千瓦时发电量需投入资金约1.3元,2000年至2007年稳定在1.5元左右,2012年、2013年却分别上升为2.82元。电网2011年投资为2003年的3.5倍,但新增变电容量仅为2003年的2倍,新增输电线路长度仅为2003年的1.3倍。从单位GDP电耗和能耗看,我国分别为870千瓦时/万元和0.7吨标煤/万元,是世界平均水平的2.1倍和2倍,远高于美、日、欧等发达国家,也大幅高于印度、巴西等发展中国家。从电价水平看,我国工商业电价远高于美国和韩国,也高于俄罗斯等新兴国家。“十三五”如果电力规划方法和机制不改,我国电力粗放发展和低效运行的格局仍将延续,高效智能的能源系统无从构建,经济社会发展用能成本仍将高企,在国际竞争中将处于不利地位。

  7对策思路及建议

  电力系统及其支撑的工业体系一旦形成,对经济发展有较强的路径锁定效应,直接影响一国的综合竞争力。“规划科学是最大的效益,规划失误是最大的浪费”,加强统筹规划和系统优化是提升能源效率和经济效益的重要途径,也是落实“四革命一合作”能源战略的有效抓手。“十三五”及未来一段时期,我国电力发展仍有较大的增量空间,应当适应新常态,树立系统、全面、协调的规划理念,建立“全国一盘棋”的统一规划机制,采用综合资源规划等方法,统筹增量优化与存量调整,打造高效、智能、安全的现代电力系统,全面提升系统效率、经济效益和环保水平。建议重点实施以下举措:

  1>下大力气提高电力系统调峰和消纳可再生能源的能力

  “十三五”应统一思想,尽快行动,补上电力系统缺少优质调峰机组的短板,摆脱现行主要靠煤电调峰的路径依赖。重点是加快建设抽水蓄能、流域龙头水电站等调峰机组,适度发展天然气调峰电站,加强风、光、火、水、气等多种电源和储能设施集成互补。尽管优质调峰机组成本相对较高,但系统节省的投资和成本,将远大于新增调峰机组的支出,这样将促进电力系统大幅降低成本,提高效率,社会用能福利也将明显提升。

  为了使上述优质调峰机组最大化发挥作用,应配套建立调峰成本补偿机制,如实行上网峰谷电价,或建立调峰调频等辅助服务交易市场等,激励并约束电网企业改进和完善电力调度,增强系统自适应能力,统筹用好各类型机组的调峰功能,大幅提高电力设备利用小时和负荷率。初步测算,西北、华北电网通过增加5%的系统调峰能力,预计可多消纳风电700万和1000万千瓦,电网的风电消纳能力可提高50%左右;通过建设一个多年调节龙头水电站(如金沙江龙盘电站),可使枯水期电量提高一倍以上。

  同时,应改变风电不能弃风的机械论观点。多方面研究表明,适当弃风特别是主动弃掉发电时间很短的尖峰电量,可大幅增强电网吸纳风电的能力。据测算,“十三五”如果机械地全额保障性收购风电,完全不允许弃风,全国仅能消纳风电约1.5亿千瓦;如果考虑全国弃风5%,则可消纳风电3.4亿千瓦,消纳能力提高一倍以上,其中“三北”地区就可消纳风电1.1亿千瓦,消纳能力提高两倍左右。同时,应出台政策鼓励风电、光伏发电优先就地消纳(如利用低谷电量供热、制氢、给电动汽车充电等)和分布式发展,减轻跨区输送压力,化解大量弃风弃光的困境。

  另外,对风电等可再生能源应采取逐步降价、合理调控发展速度和规模的策略,减少对补贴的依赖,赢得更大更长远的发展空间。从成本变化趋势和市场投资积极性看,我国可再生能源有较大的降价潜力。在补贴不到位的情况下,目前有的地区光伏发电项目转手出让两次后仍有利可图,各类市场主体对投资可再生能源发电热情不减,可见当前的电价还是很有吸引力的,反过来也说明降价是可行和需要的。从欧美的经验教训看,可再生能源补贴不宜无限制增加,否则会使整个产业“不思进取”,最终丧失竞争力和发展机遇。“十三五”期间,应根据社会承受力,设定未来若干年可再生能源上网电价标准和补贴规模,并提前向社会公布,通过倒逼机制促进企业的技术进步和优胜劣汰,这样才有利于整个产业的可持续发展。

  2>打造智能电力系统,着力增强用户响应能力

  长期以来,我国对电力需求侧管理重视不足,在规划中更未得到合理体现。应及早变革规划思路,充分考虑需求侧调峰错峰和节能提效潜力,推行电力供应与需求紧密结合的综合资源规划办法。根据国际经验,利用电力需求响应资源(即调动用户主动“削峰填谷”)比新建调峰电源可降低成本25%35%。初步测算,如果通过电力需求响应将占系统最大负荷5%左右的尖峰负荷(全年持续时间仅50-100小时)削减,华东电网可以减少约1200万千瓦的电力装机,全国可以减少4500万千瓦左右。“十三五”时期,可选择用电峰谷差较大的电网开展智能用电示范,全面实施“能效电厂”建设工程,扩大实施峰谷、丰枯分时电价及可中断电价等科学价格制度,引入合同能源管理等市场化机制,提高用户响应能力,减少系统调峰压力。

  3>充分挖掘现有电力系统潜力,尽量减少新增火电和跨区输电

  在电力系统加强调峰能力建设和需求侧管理的基础上,“十三五”规划应根据各地具体情况,按照保障发电机组合理利用小时数的原则,在充分挖掘现有机组发电潜力后,再确定新增火电空间。对目前电力盈余较多地区,应严格控制火电建设规模,部分已发路条的项目建议推迟建设或取消。按行政审批改革的新要求,对确需上马的路条项目,应纳入“十三五”电力规划和能源规划,通过规划确立路条项目的合法性。同时,建议对电力市场尚未落实、建设必要性不充分的特高压输电通道,暂缓决策上马。初步匡算,电力系统优化平衡后,“十三五”可减少有关煤电机组、特高压输电通道建设,以及推迟“三北”基地风电建设,合计可节省投资约8000亿元,相当于全国电力供应完全成本平均每度电约降低2分钱。

  同时,应逐步改变电力项目由各企业“跑马圈地”后政府审批的办法,改由政府部门委托中立的研究咨询机构按规划统一做前期论证工作,确定布局原则、准入标准和总体规模后,通过招投标确定项目业主和价格(政府统一开展项目前期论证,相比企业各自为战可节省大量费用,还可从前期论证成果出让费中获取一定收益),实际上相当于将电力市场竞争提前到建设环节,有利于从源头控制电力系统成本。

  4>将电力与其它能源耦合集成,构建多能互补、梯级利用的终端供能系统

  代表能源变革方向的分布式能源和智能电网等战略性新兴产业,目前在我国发展不理想,主要原因是找不到有效实施的载体和应用方式,价格不具竞争力。综合分析预判,发展终端集成供能系统是一个很好的突破口。能源集成利用可大幅提高效率,如天然气热电冷三联供效率达80%-90%,可将现行单一供能方式的效率提高一倍左右。当前我国终端供能体系规划滞后,与城市规划、工业园区规划等严重脱节,电力、热力、燃气等不同供能系统缺乏统筹衔接,能源梯级利用程度较低。我国仍处于城镇化加速发展进程中,未来还会建设一大批新城镇、新产业园区、物流及服务业中心,对这些新增的用能需求,加强终端供能系统集成尤为重要。建议实施一体化供能工程,统筹规划建设电力、热力、供冷、燃气和智能微网等基础设施,推广新能源与传统能源相结合、小型分散与集中利用相结合的新型用能方式,使不同类型能源集成互补,实现“高能高用、低能低用、温度对口、梯级利用”,全面提升能源系统效率。

  5>结合电力体制改革,尽快调整有关政策和机制,为“十三五”电力规划创造更大的优化空间

  实现电力规划的根本性转变,除以上相关理念和方法创新外,还有赖于体制机制和政策的支撑,换言之,电力体制改革及其营造的市场环境是否到位,将决定电力规划转型的成败。因此,“十三五”还应从改革体制、调整政策入手,寻求电力规划更大的优化发展空间,力求使市场相关利益方实现帕累托最优,而系统成本最低。中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9)针对性地提出了“加强电力统筹规划和科学监管”的新要求,一方面说明现行电力规划协调统筹不够,离系统优化还有较大差距;另一方面也说明了通过改革换取各方多赢、总体利益最大化的规划空间还很大。“十三五”可重点在以下几个矛盾突出的领域多做文章,使电力改革与规划工作相互促进,获得双赢的局面:加快放开售电和配电业务,为能源新业态健康发展创造条件;通过市场手段改变水电、风电等可再生能源跨区输送价格及利益分配机制,促进可再生能源良性发展;统筹改革气、电价格机制,促进电力与天然气相得益彰协调发展。

  综上所述,“十三五”电力和能源发展的新形势,以及全面推进能源生产和消费革命的新要求,迫切需要电力规划进行创新调整,建立科学、灵活、务实的规划方法和体系并严格实施,开创电力高效、系统、协调发展的新局面。唯其如此,才能填补电力行业简政放权后出现的管理空白,也才能使“四革命一合作”的国家能源战略真正落到实处,并为建立有中国特色的现代能源治理体系提供有力支撑。

 

来源:中国能源报


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