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中电联:积极推进电力改革和市场化建设

日期:2019/03/28   来源:机电商报   
  摘要:《报告》指出,“十三五”后期要适度调高电力需求目标,促进水电开发和消纳,优化新能源开发和布局,坚持清洁煤电的市场定位和发展原则,加快气电发展,安全发展核电,提高电力电量平衡和电力流,提升电网发展水平,加强综合调节能力建设,积极推进电力改革和市场化建设。

近日,中国电力企业联合会(以下简称“中电联”)向外发布《电力发展“十三五”规划中期评估及滚动优化研究专题调研报告》(以下简称《报告》),《报告》根据目前各项指标完成情况提出,“‘十三五’中期部分部分规划目标需要结合落实中央新要求,适应发展新形势,及时作出优化调整。”

《报告》指出,“十三五”后期要适度调高电力需求目标,促进水电开发和消纳,优化新能源开发和布局,坚持清洁煤电的市场定位和发展原则,加快气电发展,安全发展核电,提高电力电量平衡和电力流,提升电网发展水平,加强综合调节能力建设,积极推进电力改革和市场化建设。

适度调高电力需求目标

《报告》认为,我国总体还处于工业化后期、城镇化快速推进期。与发达国家相比,我国人均用电量还处于相对低位,特别是第三产业和居民用电占比仅为28%,随着再电气化进程加快,“电能替代”持续推进,未来我国电力需求还有较大增长空间。

因此,《报告》建议适度调高电力需求目标。将2020年全社会用电量预期目标调增至7.6万亿千瓦时左右。“十三五”期间电力需求年均增长达到5.9%,电力消费弹性系数达到0.92,到2020年,年人均用电量达到5200千瓦时左右,接近中等发达国家水平。《报告》预测到2035年,全社会用电量将达到11.4万亿千瓦时,2020—2035年年均增速2.8%,人均用电量相当于经合组织国家20世纪80年代水平。

《报告》指出,西南水电开发潜力巨大,待开发水电占比超过67%,水电开发度远低于发达国家水平,近几年水电新开工项目明显减少,水电投资呈现下降态势。

《报告》认为西南水电开发和消纳也暴露出一些问题。一是弃水现象较为突出。二是流域统筹规划和管理较为薄弱。三是移民安置主体责任落实不到位,规划约束性不强。四是税费政策不尽合理,水电企业承担的税负过高。五是后续水电开发难度不断加大,政策性成本不断攀升,水电竞争力逐步下降。

“要实现水电发展目标,必须统筹施策,促进西南水电高质量发展,需要加强统一规划和统筹协调,实现水电在更大范围内消纳;加强水电流域统筹规划建设,提高流域整体效益;强化移民管理,切实落实水电移民安置;完善水电税费政策,促进水电企业健康发展;加大金融政策支持力度,加快西南水电建设。” 

因此,《报告》建议,水电仍保持2020年3.4亿千瓦的发展目标。“十三五”及以后还须开工建设一定规模的水电。加快怒江中下游、金沙江上游和澜沧江上游水电开发建设,加快雅鲁藏布江流域前期论证工作,统筹推进各流域水电开发,力争2035年水电装机达到4.8亿千瓦。

同时《报告》指出,我国核电装机和发电量占比较低。截至2017年底,我国核电机组总容量3500万千瓦,约占全国总装机的2%;全年核电发电量2475亿千瓦时,约占总发电量的3.9%。到目前为止,欧盟28个成员国中有14个国家拥有核电,占欧盟总发电量的27%,贡献50%的低碳电源。

《报告》建议调减核电发展目标,增加核电开工规模。“考虑目前核电建设进度情况,建议将2020年发展目标由原规划的5800万千瓦调减为5300万千瓦。为保证电力供应,在国家层面尽快确定我国核电发展路线,加快沿海及内陆的核电建设,每年核准建设8~10台机组”。

优化新能源开发和布局加快气电发展

《报告》指出,由于西部北部地区市场消纳有限、跨区电网输电能力不足、省间壁垒严重、市场交易制度不完善等诸多因素,新能源弃电问题十分突出。2018年以来,在政府方面,建立可再生能源目标引导制度,启动绿色证书交易机制,制定解决弃水弃风弃光问题实施方案等;在企业方面,实施全网统一调度,开展煤电灵活性改造和辅助服务试点,开展临时现货交易等。通过各方共同努力,弃风弃光问题有所改善,但弃电问题依然严重,全年弃风电量419亿、弃光电量73亿千瓦时。

在《报告》看来,解决新能源消纳问题的关键是提高系统调节能力。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。

《报告》建议调增新能源发展目标。将2020年风电、太阳能装机目标由2.1亿、1.1亿千瓦调整为2.2亿、2.0亿千瓦。 多措并举解决新能源消纳问题,尤其是加快系统综合调节能力建设,2035年风电、光伏装机均达到6.0亿千瓦。

此外,《报告》分析了我国的天然气利用形势。《报告》认为,目前,我国天然气资源严重不足。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。天然气发电成本高。气价对发电成本影响很大,我国发展气电不具有成本优势。《报告》建议落实天然气电站发展方式。2020年装机达到0.95亿千瓦,要进一步采取措施,将发展调峰电源作为气电主要发展方向,重点布局在气价承受能力较高的东中部地区和在新能源快速发展的西北地区。同时,鼓励发展分布式气电。

提升电网发展水平

目前我国区域电网特高压主网架正处于完善过程中,特高压交流发展滞后,电网“强直弱交”结构性矛盾突出,多直流、大容量集中馈入和核心区域500千伏短路电流超标问题,给电网安全运行带来风险,影响电网输电效率。跨省(区)资源优化配置能力不足。保障电力供应,实现清洁发展目标,亟需加快推进一批特高压跨省(区)输电工程。智能配电网发展基础薄弱。城市配电网发展滞后,与国际先进水平相比还有明显差距,农网历史欠账较多,县级电网结构薄弱。

《报告》建议提升电网本质安全水平和资源配置能力。建设华中特高压环网工程,适时推进华北—华中联网加强工程、区域电网联网工程,消除电网安全隐患。增加青海—河南特高压直流工程,张北—雄安(北京西)特高压交流工程,云贵互联通道工程,2020年前建成投产。积极推进白鹤滩、金沙江上游水电和新疆、陇(东)彬(长)等综合能源基地特高压直流输电工程。高质量发展智能配电网。加强城镇配电网建设,提升质量和效益,大力推进农村电网改造升级,提高配电网智能化水平。加强国际能源电力合作,与相关国家建立跨境电力互联合作机制,开展与东北亚、东南亚等重点地区的电力联网规划研究和项目可行性研究,加快周边国家电网互联互通。

同时,《报告》还建议加大西电东送电力流规模。2020年西电东送电力流规模由2.7亿千瓦提高到3.0亿千瓦左右。

加强综合调节能力建设

《报告》提出,优先实施煤电灵活性改造,加大抽水蓄能和气电调峰电源建设,积极推进储能技术商业化运营,加强需求侧管理,引导用户科学用电,能够满足我国新能源大规模开发需要。

可以看到,实施煤电灵活性改造是提高系统调节能力的现实选择。目前,储能技术成熟度、经济性,尚不具备大规模商业化应用条件,抽水蓄能电站受站址资源约束,且经济性差(单位千瓦投资约6000元),气电受气源、气价限制,不具备大规模建设条件。煤电灵活性改造技术成熟,每千瓦改造费用约120~400元,国内部分电厂已开始深度调峰改造试点,取得了预期效果。

《报告》建议,加强调峰能力建设,提升系统灵活性。实施煤电灵活性改造要按照分地区、分机组容量有序实施,对于新能源消纳困难的“三北”地区,30万千瓦及以下、部分60万千瓦煤电机组进行灵活性改造,并同步出台辅助服务补偿机制。深化电力需求侧管理。发挥信息化系统优势,强化智能电网系统平台建设、电能服务产业培育,提升电力用户侧灵活性;扩大峰谷分时电价实行范围,制定科学、合理的峰谷分时电价。

此外,《报告》还建议健全完善政策机制。加快建立透明高效的全国和省级电力市场平台,打破省间壁垒,充分发挥市场在能源资源配置中的作用。健全辅助服务机制,通过市场化手段,充分调动电力企业和用户参与辅助服务的积极性。完善并启动煤电联动机制,合理疏导煤电企业发电成本。制定落实灵活电价政策,积极促进电能替代。

在清洁煤电的市场定位和发展原则方面,《报告》建议,2020年煤电装机目标继续控制在11亿千瓦左右。各地区严格落实国家防范和化解产能过剩要求。电力缺口优先考虑跨省(区)电力互济,同时加强需求侧管理,合理错、避峰。力争2030年煤电装机目标控制在13亿千瓦左右,达到峰值。(林楚

 

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