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对电力供需宽松 怎么看、怎么办?

作者:李江涛 单葆国     供稿单位:能见派      发布时间:2016-11-03     浏览

2014年以来,发电设备利用小时数连续大幅下降,不断刺激着发电企业的敏感神经。关于电力供需宽松的言论屡见诸报端,成为各类研讨会、论坛的热门议题。

作为行业主管部门的国家能源局,在2016年初密集发布促进煤电有序发展、严格控制弃风严重地区电源建设节奏等一系列措施,也从侧面印证了电力供需宽松的严峻形势。

对电力供需宽松怎么看

电力供需宽松的重要表征为发电设备利用小时数持续大幅下降

发电设备利用小时数是判断电力供需形势的重要标准。过去十年,发电设备利用小时数从2005年的5411小时降至2015年的3969小时,仅2010年与2011年出现短暂小幅上涨(见图1)。总体来看,发电设备利用小时数下行是近年来的大趋势。

究其原因,一方面是因为近十年电力供给能力不断增强,2015底发电总装机较2005年底增长了近2倍;另一方面是因为水电、风电、太阳能发电等可再生能源发电装机在总装机中的占比大幅提高,从2006年的21%提升至2015年的32%。

可再生能源发电设备利用小时数较低,其发展壮大必然拉低发电设备利用小时数的整体水平。

当前的电力供需宽松表现为火电、核电、风电等发电设备利用小时数的同步下降。

从近十年历史数据看,由于水电出力主要受当期来水影响,其设备利用小时数虽上下波动,但偏离平均值的幅度不大;

火电作为可控、可调的电量供给主体,利用小时数早已跌破所谓的“5500合理水平”,2015年仅为4329小时,为改革开放以来的最低值;

核电利用小时数多年来较为平稳,但近三年受供给过剩影响,也出现大幅下滑;

风电受发电装机快速增长及弃风限电等因素影响,近三年也出现利用小时数下降。

电力供需宽松主要源于装机容量增速与全社会用电量增速的“剪刀差”

发电设备利用小时数的变化主要取决于发电装机容量与全社会用电量增速的相对变化。

2006~2013年,全国发电装机增速与全社会用电量增速变化趋势基本一致;但在2014、2015年,全国发电装机增速与全社会用电量增速变化趋势背离,呈现明显的“剪刀差”。

2016年上半年,全国6000千瓦及以上电厂发电设备容量同比增速高达11.3%,而同期全社会用电量增速仅为2.7%。

当前电力供需宽松的主要原因是装机高速增长“不刹车”、用电增速换档下行。

在电力供给侧,“十二五”期间电力装机年均增速9.4%,较“十一五”期间(13.6%)虽略有下降,但延续了高速增长态势。

在电力需求侧,全社会用电量增速高位骤降,从“十一五”期间的年均11.1%下降到“十二五”期间的年均5.7%,2015年同比增速仅为0.5%。

火电逆势上扬将进一步加剧电力供需宽松形势

2006~2015年,电力总装机容量保持平稳增长,各年新增装机都在1亿千瓦左右,2015年高达1.3亿千瓦。

十年间,清洁能源发电新增装机占全部新增装机的比重从2006年的11%提升至2015年的51%。

值得注意的是,2013年火电新增装机3650万千瓦,仅占当年新增装机的39%,为近十年来最低值;随后两年火电新增装机逆势上扬,2014、2015年分别达到4729万千瓦和6400万千瓦,占新增装机的46%、49%。

另据统计,截至2016年1月底,全国核准在建煤电1.9亿千瓦、已核未建煤电0.6亿千瓦。在建或已核煤电项目在未来几年陆续建成投产,将进一步加剧电力供需宽松形势。

用电需求增长乏力,短期内电力供需难以恢复平衡

电力需求是经济发展的晴雨表和温度计。经济新常态下,产业结构调整、增长动能转换给用电需求带来深远影响。

分行业看,2011~2015年黑色金属、有色金属、建材、化工四大高耗能行业(合计占2015年全社会用电量的31.6%)的年均用电增速显著低于2001~2010年的平均水平,对全社会用电增量的贡献率由34.8%下降至26.9%。

而2011~2015年交通运输、仓储和邮政业,批发、零售业和住宿、餐饮业等服务行业(合计占2015年全社会用电量的5.8%)的年均用电增速接近2001~2010年的平均水平,对全社会用电增量的贡献率从4.7%提高至9.0%。

2011~2015年,皮革、毛皮、羽毛(绒)及其制品业(12.7%)、家具制造业(17.4%)、文教体育用品制造业(8.4%)、医药制造业(6.8%)等行业虽年均增速较快,但占比太小(2015年分别为0.3%、0.2%、0.1%、0.6%),尚不能对用电需求增长产生强劲拉升作用。

结构调整、动能转换的长期性与艰巨性决定了新常态下经济增速的L型走势,也决定了用电需求难以回到高速增长通道,难以助推电力供需恢复平衡。

电力供需形势存在区域性差异,局部地区电力供给过剩,压力较大

过去十年,全社会用电量的地区分布(按电网经营区域划分)变化是:

华北、华东、华中、西南、南方等电网的占比变化很小,2005、2015年合计占比分别为84.2%、83.8%;

东北占比从2005年的8.3%下降至2015年的6.3%(降幅为2.0个百分点);西北占比从2005年的7.4%上升至2015年的9.8%(升幅为2.4个百分点)。

从发电装机的地区分布看,过去十年间华东、华中、东北、南方占比不同程度减少,降幅分别为4.2、2.8、1.5、0.1个百分点;华北、西北、西南占比有所增加,升幅分别为1.3、5.9、1.6个百分点。

对比发电装机与用电需求可清楚看到,西北电网电力供给增长远快于需求增长,东北电网供给占比下降慢于需求占比下降。在全国电力供需宽松的大背景下,西北、东北电网电力供给过剩压力较大。

电力供需宽松形势下怎么办

电力供需宽松一方面导致电力系统运行效率低下,大量投资闲置浪费;另一方面向电源投资发出消极信号,不利于电力供给的可持续健康发展,有可能造成新的“宽松—紧张—宽松”不良循环。

应对当前电力供需形势,一方面必须清醒认识到缓解电力供需宽松的最有效手段是电力供给侧的市场和行政调控,如果电力供给的过快增长得不到有效抑制,短期内恢复供需平衡无从谈起;

另一方面要认识到电力供需宽松的重要原因在于需求增长疲软,只有积极主动服务经济社会发展,释放需求潜能,推广电能替代,才能助推电力供需尽快恢复平衡。

充分发挥市场资源配置的决定性作用。加快推进电力改革,通过价格信号、市场竞争引导资源优化配置。

首先,逐步扩大煤电机组市场化交易电量,由用户、售电主体与发电企业通过自主协商、市场竞价等方式确定价格,解决煤电价格联动机制在电价调整中的不及时、不到位问题。

其次,逐步放开发用电计划,推动煤电、气电、水电、核电、风电及光伏发电先后开展直接交易,用市场决定的价格信号引导电源投资的优化配置。

再次,推动煤电项目由核准制转变为招标制,加强对煤电投资的经济性评价,提高投资决策的市场属性,避免盲目地跑马圈地造成“投产即过剩”。

加强电力规划的全局性、严肃性与科学性。

首先,加强电力规划的全局性,坚持全国统筹规划,促进国家规划与省级规划的有效衔接、协调统一,避免因部分地方放水导致严控效果减弱。

其次,加强电力规划的严肃性,未纳入规划或不符合规划布局的项目坚决不予核准,避免电力供给无序扩张。

再次,加强电力规划的科学性,对电力规划进行滚动修编、及时调整,持续追踪用电需求变化,发生重大变化时及早调整规划,增强规划的指导作用。

区分发电技术种类,采取差别化调控措施。要清醒认识到电力清洁发展的大趋势不可阻挡,对不同发电技术采取差别化调控措施。

对于火电,一方面,既要承认其在未来较长时期仍将是我国的主力电源,重要贡献不可或缺,也要认识到火电逆势上扬态势必须得到控制,逐步被清洁能源替代无法避免;

另一方面,要认识到火电正在由电量型电源向电力型电源的重大转变,灵活性改造势在必行,以便在调峰、备用等辅助服务方面作出更大贡献,提高电力系统对可再生能源发电的接纳能力。

对于水电,一方面要在大力开发径流式水电基地时提前考虑消纳市场、同步做好电网建设;另一方面要加大有调节水库水电站和抽水蓄能电站的建设力度,为电力系统运行提供优质调峰资源。

对于核电,要安全第一、稳妥推进,适当放慢利用小时数已大幅下降地区的核电建设步伐。

对于风电、太阳能发电等清洁发电技术,要坚持集中开发与分布式并网并重,坚持远距离输送与就地消纳并重,坚持电源发展与电网建设协调推进,积极探索清洁能源参与市场化交易的有效机制。

严格执行国家政策,严格控制供给新增。

对于煤电,在严格执行国家能源局的“三个一批”(取消一批、缓核一批、缓建一批)促进煤电有序发展政策的基础上,可考虑同步进行“淘汰一批、改造一批”,即对一批污染物排放不符合国家环保要求且不实施环保改造的煤电机组进行淘汰,有效降低电力供给;对一批机组进行超低排放或灵活性提升改造,阶段性降低电力供给。

对于风电,一方面应在弃风严重地区停止新增常规风电,将发展重点从风电开发建设转移到风电高效利用上;另一方面,应通过全额保障性收购、放开发电计划、市场化交易、风电采暖等措施,缓解弃风形势,增加风电消纳。

释放需求潜能,推广电能替代,助推电力需求增长。

一方面,要转变观念、主动服务,积极适应经济新常态下的用电结构调整与增长动力转换。大力开展大用户直接交易,降低用户用电成本,释放需求增长潜能;为新兴产业与服务业提供更优质、更便捷的电力服务,助推发展新动能。

另一方面,要大力推行电能替代。在交通领域,大力建设运营充换电基础设施,加快公共交通与私人交通领域的电气化进程;在工业领域,推广电锅炉、电窑炉,提高能源利用效率;在居民领域,推广电采暖、电炊具,促进居民生活用电增长。

 

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