中国电力报:装机竞赛思维须及早摒弃
2016-06-30   来源:中国电力报  浏览次数:


  《中国电力报》2016年6月25日头版头条

  对于能源行业而言,两年的时间虽短,却足够发生很多影响深远的事情。时值能源革命提出两周年,记者采访了国网能源研究院院长张运洲。 

  能源发展成就巨大  一些问题亟待解决 

  中国电力报:两年来,我国能源产业发生了深刻变革,从喜或忧的角度,您怎样总结这些变革? 

  张运洲:喜的是,能源发展成就巨大,能源结构出现积极调整,能源效率明显提高,能源体制改革迈向纵深,能源技术不断取得突破;忧的是,能源行业也出现了一些问题亟待解决,如能源供需区域性失衡,煤炭产能过剩矛盾突出,发电设备利用小时数大幅下降,等等。

  中国电力报:具体来说,哪些变化让您印象深刻? 

  张运洲:能源生产方面,清洁能源特别是风电和光伏发电规模持续快速扩张。到2015年底,中国已经成为世界风电、光伏发电装机的双料冠军。 

  能源消费方面,低碳化进程加快,中国单位GDP能耗不断下降,“十二五”期间累计下降18.2%。到2015年底,中国非化石能源占一次能源消费总量的比重已达12%,超额完成“十二五”规划目标。 

  能源体制方面,油气、电力体制改革都取得进展,尤其是电力,2015年开始的新电改可谓是十几年来最重要的一次电力体制改革。 

  能源技术方面,特高压输电、核电等关键技术取得重大突破。像国网中标巴西美丽山水电特高压直流送出工程,三代核电“华龙一号”、四代特征高温气冷堆示范工程开工建设,火电机组实现超低排放并全面实施等,都值得铭记。

  中国电力报:您刚才说的都是“喜”的一面,“忧”的一面又有哪些呢? 

  张运洲:一个是能源供需区域性失衡,总体上供大于求,煤炭行业饱受产能过剩困扰。再一个就是发电设备利用小时数下降幅度大,电力区域性过剩愈发明显。 

  2015年,我国一次能源消费总量同比微增0.9%,是本世纪以来增速首次低于1%的一年,能源总体呈现供大于求的局面。在此背景下,再加上治理雾霾、低碳转型的要求,煤炭产能过剩现象显得尤为突出,大多数煤企生存困难。 

  再说说第二个问题。去年全国全社会用电量增长仅0.5%,但新增发电装机仍然保持较大规模,约1.3亿千瓦,发电设备利用小时数为3969小时,比上年下降349小时,创下自1978年以来的最低水平。 

  电力供求告别“总体平衡、局部短缺”的历史,进入“相对过剩”的阶段,预计今年东北、西北电网电力富余均超过2500万千瓦。电力相对过剩格局下新能源消纳困难、煤电无序扩张等诸多问题,迫切需要尽快解决。 

  统筹规划促新能源消纳  煤电“踩急刹车”很及时 

  中国电力报:您提到了新能源消纳困难和煤电“踩急刹车”,您怎样看待这两个问题? 

  张运洲:2015年,全国弃风、弃光电量合计约390亿千瓦时。能源这么浪费,令人痛惜。造成新能源消纳困难的原因是多方面的,但主要有三个:一是调峰能力严重不足。目前电力系统中,抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机规模小,占全部装机容量的比重不到6%,欧洲的平均水平已经超过26%了。而煤电参与深度调峰又缺乏配套的市场化合理补偿机制,使得当前电力系统难以支撑超大规模、高速增长的新能源接入。

  二是新能源发展缺少统筹规划。新能源资源主要分布在远离负荷中心的“三北”地区,某些地方政府对本省和本区域电力系统消纳风电、光伏发电的能力不够清楚,鼓励企业盲目发展新能源,在缺乏电源和电网统筹规划的情况下,大规模上马风电、光伏发电项目,为弃风、弃光埋下祸根。 

  三是跨区输电能力和消纳机制明显滞后。丹麦、西班牙、德国的新能源消纳经验表明,以坚强的跨区、跨国输电网为支撑,是大规模开发新能源的重要保障。而我国在西北和东北开发新能源时,各方面对是否应同步建设跨区输电通道和实现跨区消纳存在不同认知,致使跨区输电能力和消纳机制滞后的问题迟迟得不到解决。 

  煤电“踩急刹车”,主要是在总量和布局上出现了失调问题。尽管电力供应相对过剩,但由于近几年电煤价格低位运行以及火电项目审批权下放,各地区投资煤电的积极性不减,煤电新增装机规模不降反升。

  我们用数据说话。2015年,在火力发电设备利用小时数已降至4300小时的情况下,全国煤电新增装机仍然超过5000万千瓦,其中中东部地区所占比重接近70%。中东部地区新增煤电规模居高不下,已经给能源转型和雾霾治理带来了严重的负面影响,“踩急刹车”是十分必要和及时的。 

  之所以会出现新能源消纳困难、煤电 “踩急刹车”,一方面是因为过去能源发展方式粗放,另一方面也是因为体制机制不适应经济新常态。能源工业转型升级、清洁发展任重道远,这两大问题需要政府、市场“两只手”共同发力、逐步化解。 

  送端地区调整能源结构 要遵循“全国一盘棋” 

  中国电力报:地方能源结构调整是能源革命的一个个窗口。能源重地如山西、四川、西北诸省区,以及情况比较特殊的东北三省,您觉得它们的能源结构调整得怎么样? 

  张运洲:山西、西北诸省区以及东北三省属于我国能源的“送端”地区,这几年在能源结构调整上确实取得了一定成效。我算了一下,到2015年底,这些地区非化石能源装机容量约2.4亿千瓦,占地区总装机的比重超过1/3,“十二五”期间累计上升约14个百分点。 

  山西深受煤炭产能过剩困扰,但发展新能源的劲头很足;四川近两年水电装机大量投运,2015年非化石能源装机比重超过80%;西北诸省区风能、太阳能资源开发得较为充分,东北三省也正在努力摆脱煤炭、油气经济的影响。总体来说,这些地区清洁能源均发展较快,但消纳问题也都比较突出。 

  中国电力报:您认为这些能源重地应当如何调整能源结构? 

  张运洲:它们的能源结构调整,需要在宏观管理思路上有所创新。首先,最重要的是树立“全国一盘棋”理念,统筹各地区资源,构建全国大市场。尽管部分产业自东向西逐步转移,但中东部地区仍是我国经济发展与能源电力消费的重心;未来西部、北部的水电、风电、太阳能、煤电等能源基地将集中开发建设,能源外送需求很大。因我国电力需求与电力供应逆向分布特征将长期存在,必须站在全国层面统筹电力供需,打破省间壁垒和地方保护主义,以价格为杠杆,将清洁能源在全国范围内配置。依托特高压输电技术和大容量柔性直流技术,加快跨区跨省电力输送通道建设,逐步推动清洁能源在满足本地需求的基础上,通过全国性的电力市场实现批发交易或绿色配额交易。

  再一个就是把握清洁发展大趋势,高质量发展清洁能源。在风能、太阳能开发上,应当借鉴国际有益经验,一方面,加快技术进步,降低发电成本,确保在财政补贴减少甚至取消的情况下,输送到中东部地区的新能源与当地新能源上网电价相比仍具有竞争力;另一方面,必须加快新能源消纳的法治化进程,在中央监管下,由送受双方地方政府签订中长期协议(合同),以保证新能源消纳有足够的市场空间,而且在执行中要有契约精神,对于借各种理由违反协议(合同)的行为,要加大处罚力度。 

  受端地区调整能源结构  需求更迫切动力更充足 

  中国电力报:长三角、珠三角、京津冀,或者长江中游城市群这类地方,由于对能源生产依赖性不强,是不是调整能源结构相对容易一些? 

  张运洲:可以这么认为。你所说的这些地方人口密集,单位面积能源消费量普遍高于西部,是我国主要的能源消费市场,也是我国电力负荷中心,属于能源“受端”地区。此类地区经济社会发展水平较高,产业结构更高级,市场机制更成熟,能源消费更多元,对能源价格的承受力更强,对环境质量的要求也更高,所以与“送端”地区相比,调整能源结构的需求更紧迫,同时动力也更充足。 

  中国电力报:那么受端地区该如何将能源结构调整做得更好呢?

  张运洲:受端地区调整能源结构,可从以下几个方面作出努力:首先,大力发展战略性新兴产业和先进制造业,通过产业升级带动能源结构优化。受端地区经济发展对能源消耗的依赖较小,以发展战略性新兴产业和先进制造业为重点,通过拓展互联网经济形成新动能,逐步实现转型升级,可以进一步降低能源强度,促进能源结构优化。

  其次,严格控制煤炭消费总量和煤电建设规模,积极消纳清洁能源。京津冀、长三角、珠三角等大气污染防治重点地区要严格实施煤炭减量替代,原则上不新增煤电建设项目,并积极消纳西部、北部的清洁能源

  再次,坚持分散利用和集中开发并举,因地制宜发展分布式电源。受端地区要优先发展分布式电源,推广智能化供能和用能方式,实现低压并网就近消纳。

  最后,大力推进电能替代,提升电气化水平。电是清洁的二次能源,中东部地区能源消费总量大,电能替代空间巨大,要加快落实《关于推进电能替代的指导意见》,优化终端能源消费结构。 

  摒弃装机竞赛思维  推动源网荷优化发展 

  中国电力报:您认为未来应该如何开发和用好现有能源资源,使化石能源和非化石能源同时实现良性发展,并完成“新旧”替代? 

  张运洲:虽然煤炭、石油都在走下坡路,但化石能源在未来较长时间内仍会是我国的主力能源,当然非化石能源的比重也会不断提高。要实现二者的良性发展,必须以优化结构、提质增效为主线,抓好能源供给侧改革和需求侧管理,摒弃“装机竞赛”思维,实现源网荷优化发展。

  供给侧改革要围绕“去产能、调结构和补短板”,加大力度化解过剩产能,积极发展非化石能源,有序推进化石能源清洁高效利用。煤电要严控新增产能,坚决淘汰落后产能,新建煤电项目要严格执行能效、环保准入标准。水电要有序推进流域大型水电基地建设,因地制宜开发中小水电站。核电要在确保安全的前提下,积极推进沿海核电建设。新能源要坚持分散利用与集中开发并举,实现高质量发展。 

  需求侧管理要与供给侧管理并重,不断完善市场机制,通过价格等市场手段,优化终端能源消费结构;鼓励用户节能节电,提高用户参与需求响应的能力。 

  中国电力报:在“新旧”替代过程中,政府、企业都该怎么做? 

  张运洲:政府应加强规划、监管和政策引导。抓住能源电力供需相对宽松的时机,优先消化存量,在增量布局和总量平衡上要出台行之有效的措施与手段,打破地方各自为政的困局。推进全国统一电力市场建设,强化电力作为商品的属性以及价格作为市场资源优化配置指示器的作用。加强政策引导,尤其是在新能源开发利用的问题上,要强化规划的严肃性,提高电力系统的灵活电源比重,形成合理的电源结构;要深入研究系统调峰调频辅助服务补偿机制,以及新能源促进电能替代价税优惠、需求侧促进新能源消纳补贴等措施,为新能源消纳提供务实、高效的政策保障。

  发电企业应注重技术和管理创新,实现提质增效。合理控制煤电投资规模,避免盲目争上项目造成投资浪费,同时要显著增强煤电机组深度调峰的能力。积极发展灵活调节电源,提高清洁能源装机比重。加强技术和管理创新,加快实施超低排放改造,积极参与电力市场交易。 

  电网企业在电网领域要精准投资、精益管理,进一步提高服务质量。加强特高压等跨区跨省电网建设和配电网建设,补齐电网建设“两头薄弱”短板,提升电网整体效率和安全可靠供电水平,为全国统一电力市场建设提供平台支撑。增强电网调峰能力,提高大范围消纳新能源的能力。加快智能电网建设,实现负荷与源、网的双向互动和协调优化,更好地服务分布式电源并网和电动汽车发展。 

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