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袁家海:煤电供给侧结构性改革任重而道远

2019-01-08 17:03:01 中国能源网   作者: 袁家海  

作者系华北电力大学经济与管理学院教授

年电力需求料超此前预期,2020~2030年增速放缓

(一)2018年上半年的高增速不具有可持续性

2018年上半年全社会用电量大增9.4%,远超2013年以来的用电增速。这引发了政府和行业对“十三五”后期电力供需形势,特别是煤电供给侧改革政策走向的关注。

根据国网能源研究院的分析,上半年用电快速增长主要是经济持续稳中向好、电能替代力度加大以及气候气温等多重因素叠加的结果,尽管全社会用电量增速高达9.4%,但经济增长因素只拉动了4.4个百分点,更多的贡献来自电能替代和温度负荷。消费升级是居民电力需求增长的内因。居民用电在新增电量中的占比在2018年一季度达到了历年同期较高水平的28%,成为拉动全社会用电需求的重要因素之一。上半年居民生活用电量同比增长13.2%。支撑居民用电高增速的首先是消费升级带来的电器产品渗透率提升。极端天气因素是促发居民用电、第三产业用电增长的重要外因。2017年夏季异常炎热,气温为历史第二高,降温电量同比增长29%,气温因素贡献迎峰度夏期间电量增长的54%;2017冬季“电采暖”快速增长,采暖电量同比增长63%,气温因素贡献冬季电量增长的40%。而2018年夏天则再创历史最热新高。从2014年《能源发展战略行动计划》发布开始,国务院提出通过能源替代的方式,加快对高污染的散煤进行替代淘汰。随后多个部委将电能替代具体落实到生产、交通、居民取暖等各个领域。2016年,在《电力发展“十三五”规划》中正式明确了2020年前实现4500亿千瓦时电能替代电量、电气化率达到27%的总体目标。2016、2017年每年新增电能替代电量逐步增长到1152亿千瓦时和1286亿千瓦时,贡献全社会用电量增速约2个百分点;2018年上半年,电能替代对全社会用电9.4%增速的贡献为2.2个百分点。上述分析说明,经济新常态下电力消费增长进入中高速区间的基本判断并没有错,2018年上半年的高增速是偶发因素(温度异常)叠加短期政策因素(环保治理、电能替代)所致,不具备可持续性。

(二)新旧动能转化胶着,环保治理、电能替代、供给侧改革等因素叠加,经济增长与电力消费增长关系复杂化

进入“十三五”以来,我国积极推进产业结构调整,新旧动能转化成为保持经济增长的关键。2017年第二产业、第三产业对全社会用电增长的贡献率分别为60%和21.8%。到2018年上半年,尽管第二产业用电强劲增长,其贡献率已下降至56.5%,而第三产业对全社会用电增长的贡献率提升至23.4%,其中信息传输、软件技术等服务业用电同比增长25.5%,带动新兴产业合计用电同比增长12.4%,比去年同期提高2.2个百分点。以交通运输、电气、电子设备制造业,通用及专业设备制造业,交通运输业,电信和其他信息传输服务业为代表的新经济用电势头迅猛,二产中的新兴制造业和第三产业是我国未来经济发展的主要驱动力,同时占全社会用电量的比重不断提高。

我国第二产业用电占比在70%左右,而以四大高耗能行业为代表的旧动能占二产用电比例达到40%,多年来全社会电力需求增速走势很大程度上取决于高耗能行业用电增速。2018年1~6月份,化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计9205亿千瓦时,同比增长5.1%;合计用电量占全社会用电量的比重为28.5%,对全社会用电量增长的贡献率为15.9%。其中,黑色金属冶炼行业用电量2614亿千瓦时,用电量增长最为明显,同比增长11.4%;其他高耗能行业用电量均有所增长,化工行业用电量2187亿千瓦时,同比增长2.7%,非金属矿物制品用电量1598亿千瓦时,同比增长6.1%;有色金属冶炼行业2806亿千瓦时,同比增长1.0%。这说明,在新动能培育的同时,旧动能仍于高位徘徊或尚未真正退出,且不同行业间分化明显。

2018年是大气三年攻坚计划的第一年。随着环保标准的日益严格,环保设施运行、错峰生产、新旧产能转换等,都会抬高期电力需求基数。另外,短期来看,重点行业的供给侧改革措施也会提升用电需求。以钢铁行业为例,2018年1~6月粗钢产量为4.51亿吨,同比增长6%,但生铁产量同比增长0.5%。生铁与粗钢产量之间的缺口扩大,主要原因是去年6月30日清除“地条钢”之后,市场需求基本平稳的情况下优质产能填补了“地条钢”取缔后的市场空间,废钢利用规模大幅增加,进入正规生产流通体系后纳入了统计报表。

最后,应密切关注地方电改实际政策对高耗能行业的影响。2018年上半年市场化交易电量7912亿千瓦时,占售电量比重首次超过30%。7月18日,国家发展改革委、国家能源局联合出台《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》,要求2018年选择煤炭、钢铁、有色、建材等部分重点行业电力用户,率先全面放开发用电计划。以2017年为例,市场化程度较高的地区是蒙西、云南、贵州,分别达到68.5%、65.7%和54.0%。而高耗能行业是市场化交易主体,电价普遍下降6~8分/千瓦时,由此可推断电改红利降低生产成本也是价格敏感度的高耗能行业保持稳定甚至增产的重要因素。

因此,高耗能行业虽已进入峰值期,但受基础设施和房地产投资拉动影响,加上供给侧改革出清带来的效益改善和电改释放的降本红利,一定时期内部分行业还有产量上升的势头;叠加环保治理、重点区域控煤因素,高耗能行业用电也有增长空间。

(三)2020年电力需求超此前预期,大概率达7.5万亿千瓦时

预计2018年下半年黑色金属行业产量增速会小幅下调、用电需求相应降速,化工、建材、有色金属行业产出水平保持稳定,综合政策驱动下新兴制造业和现代服务业增长势头,用电增长势头加速,受夏季高温因素影响下居民生活用电维持高速增长。另外,全年新增约1100亿千瓦时的电能替代规模。考虑到2017年下半年的高基数和经济增长的高不确定性,下半年用电增速将降至4.5%~6.6%,全年用电量增速在6.6%~8%区间,大概率会在8%左右。

2019~2020年的电力消费增速则主要取决于旧动能——即高耗能行业退出的速度和新动能——即二产新兴制造业和现代服务业的发展速度,电能替代的用电增长规模可预见;根据日本、韩国等国和北京、上海等发达地区人均GDP跨越1万美元前后居民生活用电持续快速增长的经验,生活用电增长将继续保持高位,但会因天气因素而波动。特别需要指出的是,当前我国经济社会发展的内外部环境有变,宏观经济下行的压力巨大,中共中央政治局7月31日召开会议,要求保持经济平稳健康发展,坚持实施积极的财政政策和稳健的货币政策,提高政策的前瞻性、灵活性、有效性。财政政策要在扩大内需和结构调整上发挥更大作用。要把好货币供给总闸门,保持流动性合理充裕。要做好稳就业、稳金融、稳外贸、稳外资、稳投资、稳预期工作。加大基础设施领域补短板的力度;把防范化解金融风险和服务实体经济更好结合起来;推进改革开放,继续研究推出一批管用见效的重大改革举措。今后几年,必然会增加基础设施投资,特别是西部地区和农村基础设施投资;因此钢铁、建材等高耗能行业可能会大起大落,影响旧动能发展态势。在此基础上,进一步考虑新旧动能转换和居民用电增长进入快车道等因素,预计2020年全社会用电量会介于7.24万亿到7.54万亿千瓦时之间,高情景比此前“十三五”规划的电量预测7.2万亿千瓦时加2000亿千瓦时还要高出1400亿千瓦时。

图1“十三五”后期用电需求预测

(四)2020~2030年增长将显著放缓,2030电力需求约10万亿千瓦时

经济增长从高速增长向高质量增长转变,未来经济保持中低速增长将成为常态。2010年以后,我国经济增速开始放缓,呈现逐年下降趋势,进入经济新常态时期。2017年中央经济工作会议提出,中国经济要从高速增长向高质量增长转变。结合国家经济社会发展战略来看,预计2016~2020年均经济增速将保持在6.5%左右,2021~2035年均经济增速为5.3%左右。综合来看,2020~2030年间经济保持中低速增长将成为常态。

随着传统高耗能产业逐渐退出,新兴行业逐渐稳定成为主要电力消耗增长部门,加之经济增速减缓,2020~2030年间全社会用电量增速将逐步放缓。通过历史数据研究发现,在工业化阶段,人均用电量随人均GDP近似线性的快速增长,在后工业化阶段,人均用电量随人均GDP近似线性的慢速增长。随着2020年以后传统高耗能产业逐渐退出,新兴行业逐渐稳定成为主要电力消耗增长部门,以及我国进入后工业化时期,2020~2030年间人均GDP增速逐渐放缓,人均用电量增速也将随着人均GDP增速的减缓而放缓。对比美国、韩国、英国、日本等国家工业化时代前后电力需求增长率变化趋势,结合未来我国宏观经济走势,预计我国2020~2030年间年均用电量增速低于3%,2030年人均用电量将达到6000~7000千瓦时,届时全社会用电量区间将达到8.6万亿~10万亿千瓦时,大概率会突破9万亿千瓦时。需要指出的是,2020年后尽管用电增速放缓,但随着工业用电份额降低和三产、居民成为新增负荷主体,电力负荷增长将快于电力需求增长,负荷特性将会进一步恶化,这也会对保障电力安全稳定供应提出新的挑战。

二、“十三五”后期煤电供给侧结构性改革须保持政策定力,11亿千瓦煤电装机保障2020年电力安全无虞

“十三五”期间煤电停缓建不能全面放开,煤电供给侧结构性改革政策仍需定力。自2014年中国煤电项目审批权从中央政府下放到地方政府以来,煤电项目迎来井喷式发展。从最直观的数据来看,火电平均利用小时数由2014年的4739小时大幅滑落到2017年的4289小时,平均利用小时数远低于5000小时的正常水平(图2)。煤电项目经过一段时间的野蛮式发展,当前面临的突出问题还是产能过剩和淘汰落后。为此,国务院在2018年初已经明确要求“30万千瓦以下不达标煤电机组退出”,这既是空气质量达标三年攻坚的要求,也是煤电行业自身健康可持续发展必须解决好的供给侧改革问题。

图2 全部机组利用小时数与火电机组利用小时数趋势图

可再生能源高速发展,已对煤电造成挤压之势。截至2017年底我国非化石能源装机容量达到6.7亿千瓦,占总发电装机的37.7%,并且2020年非化石能源装机占比将会提升至43%~47%,可再生能源正渗透替代传统煤电的电量空间。与此同时,我国弃风弃光率得到明显改善,弃风弃光率从2015年的15%和12.6%降到12%和6%,预计在2020年可以实现双5%。随着可再生能源的装机容量和利用率的提高,系统对调峰容量的需求也不断提高。作为最经济可靠的调峰电源,煤电机组需要提供调峰、灵活性服务来支持可再生能源消纳,也需要提供调频、电压调节、黑启动等辅助服务保障电力安全。

随着煤炭行业去产能和供给侧结构性改革不断推进,煤炭价格也水涨船高,2016年底以来一直高于国家设定的500元/吨至570元/吨的“绿色空间”,而且将长期在高位运行。高煤价和低利用小时数将持续挤压煤电的盈利空间。另一方面,电力市场化和双边交易要求发电降价让利。2017年10家大型发电集团市场化交易平均电价为0.326元/千瓦时,比标杆电价低0.04元/千瓦时。市场交易电价降低、市场电量规模扩大导致煤电企业亏损并形成恶性循环。中电联在《中国电力行业年度发展报告2018》指出,煤电长期经营困难甚至亏损,极大地削弱了煤电清洁发展的能力。

煤电在背负着产能过剩、产能替代、可再生能源挤压、经济性恶化“四座大山”的同时,部分省份火电装机限制出现放宽现象。近期的用电增长较为迅猛,是电能替代加速,新动能发轫、旧动能未真正退出所导致的。随着传统高耗能逐渐退出,新兴行业逐渐稳定成为主要电力消耗增长部门,全社会用电量将逐步放缓。用电增长较快就放宽停缓建政策,会加重煤电产能过剩,导致煤电亏损局面持续恶化。从推动电力行业低碳转型和能源革命的角度来看,中长期更应该控制煤电规模,调整煤电定位,加快电源结构调整。

三、无论是保障需求、电力安全还是可再生能源消纳,2020年后均无新核准新开工煤电项目的必要性

(一)随着可再生能源快速发展,2020~2030年煤电发电量呈小幅下降趋势,煤电对新增电量无贡献

“十三五”期间,我们预计煤电发电量将从2015年的约4万亿千瓦时增长到2020年的4.6万亿千瓦时(对应7.5万亿千瓦时全社会用电量),新增电量约6000亿千瓦时,而煤电装机从2015年的9亿千瓦增加到2020年的11亿千瓦,煤电利用率最好的状态也仅是基本保持不变。

为了涵盖2020~2030年间多种可能的电力需求,基于不同假设,我们构建了高能效、常规和高电气化情景,对应2030年全社会用电量分别为8.6万亿、9.4万亿和10万亿千瓦时,年最大用电负荷为14.9亿、15.7亿和16.2亿千瓦。若2020~2030年间只续建“十三五”期间停缓建的煤电机组,不再新增煤电项目,达到退役年限的煤电机组正常退役,则2030年在满足各种约束条件下三种不同需求情景时各类型电源供应能力如图3。各种情景下2020~2030年间煤电发电量相对于2020年均有不同程度的下降,从电量贡献而言煤电无新增装机的必要。

图3 2015~2030年煤电发电空间分析

(二)从保障电力安全而言,增加煤电装机来满足最大负荷是最不可取的选择

由于负荷增长快于需求增长,2020~2030年电力行业的最大挑战是如何满足最大负荷、保障电力安全。我们的研究发现,可通过优化输电线路、延迟部分机组退役、发挥市场机制、提升需求响应管理水平等措施来应对短期高峰负荷,避免不必要的煤电投资。短时尖峰负荷不足,可通过科学安排电力系统运行方式,加强跨省跨区电力互济,优化抽水蓄能等调峰电站运行管理,发挥市场机制引导需求响应资源参与削峰错峰等措施来补充。尤其是在电力市场化改革深入推进,电动汽车快速渗透的背景下,对2030年的电力平衡应该有更加预见性和创新性的解决方案。另外,2030年电力系统最大的挑战在于未来高可再生能源接入的电力系统中灵活性需求较大,煤电机组还需承担较重的调峰责任。应该注意的是,排放达标、到达退役年限的煤电小机组是调峰辅助服务的优质资源,具有成本低、启停调节快的特点。从高效投资的角度来讲,延迟退役煤电机组比新建项目更具经济性。2020~2030年可通过延迟退役部分机组、优化输电线路、发挥市场机制、提升需求响应能力等措施来弥补这部分电力缺口,无新增煤电的必要性。

(三)从保障电力系统灵活性角度看,高比例可再生能源电力系统与煤电装机进一步扩张是不可调和的本质矛盾

2020年后,随着风光可再生能源先后实现发电侧平价上网和电力市场平价,我国的电力系统将逐步实现高比例可再生能源电力系统。必须要指出的是,尽管煤电灵活性改造是当前解决弃风弃光问题的重要技术措施,但高比例可再生能源电力系统的本质要求是灵活性,而煤电一方面灵活性改造一方面继续扩大规模在本质上与可再生能能源为基础的电力系统不相容。一个(省级或区域)电力系统中,一旦可再生能源的最小保障出力与系统最小负荷相当时,系统灵活性必须要靠具备双向调节功能的需求响应或储能资源来提供,而煤电机组只要运行就存在最小出力约束(哪怕是灵活性改造使其可降到25%),而频繁的启停调节无论是从能耗排放还是机组运维和寿命而言,对于新建机组均不可能是经济的。这就是说,可以通过对30万、60万等级的亚临界机组进行灵活性改造使其承担灵活性服务功能,但是灵活性改造不能扩大到60万千瓦超临界以上等级的高效率机组,如果继续增加煤电装机导致高效煤电机组长期无法经济运行,这就必然超出了在高比例可再生能源电力系统中煤电规模的合理上限。从长期来看,更不能让煤电阻碍技术创新和商业模式创新,影响各种储能技术和需求响应模式在电力系统的发展。




责任编辑: 张磊

标签:煤电供给侧结构性改革