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电力发展应统筹施策一盘棋
发表时间:2018-08-23 08:24来源:中国工业新闻网 字体:[][][] [打印] [关闭]

    编者按

  电力是能源发展方式转变的中心环节,推进能源生产和消费革命,构建绿色低碳、安全高效的能源体系,对电力发展提出了更高要求。在此背景下,中国工业报记者采访到了中电联行业发展与环境资源部副主任张琳,就我国电力行业目前和长远发展的有关重大问题进行了深度解析,给出了相应的措施建议。

    科学研判电力需求总量、区域分布,是制定完善电力规划的基础。近年来,我国电力消费增速波动较大,各方对未来电力增长预期分歧一致存在。中电联行业发展与环境资源部副主任张琳认为,未来电力需求还有较大的增长空间。我国人均用电量水平仍较低,尤其是第三产业和居民用电占比低。2017年,中国人均用电量4538千瓦时,仅相当于当年美国人均用电量的35%,韩国的43%,德国的67%,OECD国家平均水平的56%。中国第三产业和居民用电占比为28%,而国外发达国家超过50%。另外,从我国的资源禀赋看,决定了电能在终端能源消费比重将持续提升,电力还将保持中高速增长。在我国一次能源消费构成中,煤炭、石油、天然气和一次电力占比分别为60.4%、18.8%、7.0%和13.8%,天然气占比仅为7%,而世界天然气占一次能源消费为24%,国外用天然气发电、供热比较普遍,我国这部分用能更多地依靠电力。目前,我国电能替代步伐正在加快,2016年、2017年,全国完成清洁取暖、港口岸电等电能替代项目,替代电量分别为1650亿千瓦时、1264亿千瓦时,占两年新增用电量的43%。预计2020年全社会用电量达7.6万亿千瓦时左右,电力弹性系数为0.92,用电年均增速为5.9%,年人均用电量达到5270千瓦时左右,接近中等发达国家水平。预测2035年全社会用电量将达到11.4万亿千瓦时,2020年~2035年年均增速2.8%,人均用电量相当于OECD国家上世纪80年代水平。

  水电开发潜力巨大 统筹施策促高质量发展

  张琳告诉中国工业报记者,我国川、滇、藏三省(区)水能资源极为丰富,但开发程度相对低。近几年,我国水电新开工项目明显减少,2013年以来,水电投资呈下降趋势。

  张琳认为,目前,西南水电开发和消纳主要暴露出五大问题:一是西南水电弃水问题突出。如2017年,四川调峰弃水电量140亿千瓦时,云南装机弃水电量289亿千瓦时。二是流域统筹规划建设和管理较为薄弱。主要表现为流域龙头电站建设相对滞后;流域统筹开发和优化调度机制缺失。三是移民安置主体责任落实不到位、规划约束性不强。移民安置实施的主体责任落实不到位;移民安置政策落实随意性较大;移民安置资金筹措渠道相对单一。

  四是税费政策和管理制度不尽合理。水电企业承担的税负较高,过去国家对大型水电企业实行即征即退政策,2018年执行到期。水电行业增值税负将达到13%以上;政策性收费在市场交易规则中未予以保护。五是后续水电建设成本提高,水电建设步伐明显放缓。水电竞争力逐步下降;部分水电项目未列入国家规划。

  为了解决上述问题,张琳认为,应该统筹施策,促进西南水电高质量发展。一是加强规划引导,实现水电在更大范围内消纳。加快水电基地输电通道建设;完善市场交易协调机制,逐步理顺电价形成机制。二是加强流域统筹规划建设,提高整体效益。建立水电站调节补偿机制,推动龙头电站建设和高效利用;整合流域各电站,实现流域优化开发和调度运行;明确水库产权归属,强化流域环境管理。三是强化移民管理,切实落实移民安置工作。制定移民安置条例实施细则,进一步明确各方责权利;强化移民安置发展规划实施的刚性和权威性;创新管理模式,多渠道解决移民安置问题。四是完善税费政策,促进水电持续健康发展。应参照风电、光伏和核电项目,对水电继续采用增值税优惠政策;修改《水资源费征收使用管理办法》,对水电站免收水资源费。五是加大金融政策支持力度,加快西南水电开发。给予藏区水电金融政策支持,提高竞争能力。预计2020年、2030年,常规水电装机将达到3.5亿、4.6亿千瓦。

  提高系统调节能力 解决新能源消纳问题

  张琳告诉记者,目前,我国的新能源保持着快速增长。2000年以来,全球风电、太阳能发电装机年均增长22%、38%,中国更是高达46%、62%。在快速增长的同时,我国新能源技术加快突破。风机容量、光伏效率越来越高,储能、智能控制、虚拟同步机等技术不断突破,全面提高了新能源发电的经济性、稳定性和安全性。

  与此同时,新能源成本也得到了显著下降。风电、光伏发电的经济性和竞争力不断提高。风电开发利用成本在过去五年下降了约30%,光伏组件价格差不多每五年下降一半。预计到2025年左右,新能源竞争力有望超过化石能源。

  在肯定成绩的同时,张琳也表示,我国新能源行业的发展目前也面临着一些问题。首当其冲的是,我国弃风弃光形势依然严峻。2017年,全国弃风电量419亿千瓦时,弃风率12%;弃光电量73亿千瓦时,弃光率6%。

  在张琳看来,解决新能源消纳问题的关键是提高系统调节能力。电力具有发、输、用电同时完成的特点,而新能源发电具有随机性、波动性和间歇性,高比例接入电力系统后,增加了系统调节的负担,传统电源不仅要跟随负荷变化,还要平衡新能源的出力波动。我国电源结构以火电为主,占比达到64%,抽蓄、燃机等灵活调节电源比重不到6%,尤其是“三北”地区不到4%,调节能力先天不足。比较而言,欧美等国灵活电源比重较高,西班牙、德国、美国占比分别为34%、18%、49%。

  新能源无论是集中开发、外送消纳,还是分布式开发、就近消纳,都需要灵活调节电源,才能高效利用。分布式电源、微网也需要依托大电网调节,才能提高运行效率效益。2017年,全国分布式光伏2966万千瓦,发电量156亿千瓦时,只有53亿千瓦时为自发自用,其余66%送入大电网,通过大电网调节消纳。东中部随着新能源规模扩大和占比提高,由于灵活调节电源不足,弃电问题也会显现。2017年,山东电网装机1.26亿千瓦,光伏1052万千瓦,占比不到9%,也出现了弃光问题。

  张琳认为,新能源开发布局要坚持集中式和分布式并举,在西部北部实施清洁能源大规模集约化开发,在东中部实施分布式电源灵活经济开发,破除电力区域分割和品种分割,实现全国统筹施策一盘棋,通过市场化手段,充分调动发电企业、电网企业、电力用户参与提供调节服务的积极性,依托大电网实现各类集中式和分布式清洁能源高效开发、配置和利用。

  控制增量 用好存量 优化布局 规范煤电市场发展

  张琳表示,煤电装机一直是我国的主体电源。截至2017年底,全国煤电装机9.8亿千瓦,占发电装机总量的55%,发电量占比近70%;以大容量、高参数、节能环保型机组为主。

  我国燃煤发电减排技术处于世界先进行列。2017年,单位煤电发电量二氧化硫排放量达到0.26克,优于美国、欧盟水平,氮氧化物排放量降至0.25克,烟尘排放量降至0.06克,平均除尘效率达到99.9%以上。电力行业消费五成煤炭的体量,在全国污染物排放总量中占比仅为一成左右。但目前,我国碳排放压力持续加大的问题,却对我国燃煤发电的进一步发展产生了不利影响。1990年,我国碳排放只占世界的10%,到2017年已占31%。从1990年以后,全球的温室气体排放增量中,我国占比70%以上,2010年之后,占比90%以上。

  张琳建议,未来,我国煤电发展应坚持“控制增量、用好存量、优化布局”的原则。所谓控制增量:即严控新增规模,防范煤电产能过剩风险,电力缺口优先考虑跨省(区)电力互济,切实保障2020年煤电装机控制在11亿千瓦以内。在保障电力安全、经济供应的基础上,最大限度地发展清洁可再生能源发电,控制煤电建设规模,尽快达到峰值。用好存量:为支撑更大规模的新能源消纳和系统运行,需要煤电机组更多地提供系统调节服务,其市场定位将由传统的提供电量的主体电源,逐步转变为提供可靠容量、电量和灵活性调节型电源。目前,煤电利用小时数低,既有电力富余的原因,也有负荷特性变化和煤电为新能源等非化石能源发电“让路”的影响。当前煤电合理的利用小时数应在4800小时左右,预计2030年将低至4000小时以下。优化布局:即在西部北部地区适度安排煤电一体化项目,促进网源协调发展,推动解决弃风弃光问题。

  发展调峰气 电促进天然气持续稳定发展

  目前,我国人均天然气剩余探明可采储量仅相当于世界平均水平的十分之一。2017年,天然气进口量926亿立方米,同比增长24.4%,对外依存度达到39.4%。

  在张琳看来,我国天然气目前面临的问题主要如下:一为发电成本高。我国进口液化天然气的成本是美国天然气价格的2.5倍,按照现行天然气价格1.8元/立方米计算,度电燃料成本约为0.55元,上网电价高达0.75元/千瓦时左右,远高于煤电。二为我国气电发展方式不合理,热电联产占比高。截至2017年底,全国气电装机7629万千瓦,其中70%以上是热电联产项目。由于以热定电,不但不能灵活调节,还增加了电网调峰压力。

  对此,张琳建议,应将发展调峰气电作为主要方向,在气价承受能力较高和新能源快速发展的地区,建设天然气调峰电站。推广应用分布式气电,重点发展热电冷多联供。经过相关部门的努力,2020年,全国天然气发电力争达到原规划的1.1亿千瓦,“十三五”新增5000万千瓦。

    (中国工业报记者 李芳蕾)

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责任编辑: 张爽