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2016年我國電力發展形勢回顧及2017年展望

2017年03月28日

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 2016年我國電力發展形勢回顧及2017年展望
李 際,康曉文,高 虎
(國家發展和改革委員會能源研究所,北京  100038)
摘要:2016年電力消費增速顯著回升,煤電去產能政策取得一定效果,電力體制改革各項任務全面鋪開,取得重要進展。電力過剩趨勢仍在惡化,火電發電利用小時數繼續下滑,非化石能源消納問題突出。受各種因素影響,預計2017年電力需求增速總體企穩,呈中低增速態勢,新增電力裝機保持1億kW左右規模,7條特高壓輸電線路集中投產,電力過剩引發的各種矛盾會進一步加劇。應著力化解和防范各類風險,推進供給側結構性改革和電力體制改革,加快電力轉型升級。
關鍵詞:電力;回顧;展望;電力改革;過剩
中圖分類號:F426 文獻標識碼:A 文章編號:1003-2355-(2017)03-0027-06
Doi:10.3969/j.issn.1003-2355.2017.03.005
 
Abstract:In 2016, the growth rate of electricity consumption increased, and the coal power policies to cut overcapacity have achieved a certain effects. The task of electricity reform was fully rolled out and made important progress. Coal power generation hours has continued to decline. The curtailment problems of wind, hydropower, solar, and nuclear power become more complicated. It is expected that the growth rate of electricity demand in 2017 would be stable. The new power installed capacity will be maintained at the scale of about 100 million kilowatts, and 7 special high-voltage transmission lines will be built. Suggestions would be: to focus on resolving and preventing all kinds of risks, to promote the supply side of the structural reform and power system reform, and to speed up the transformation of power industry.
Key words:Electricity; Review; Perspective; Electricity Reform; Surplus
收稿日期:2017-03-06
作者簡介:李際,女,副研究員,主要從事電力發展戰略和政策研究工作。
1 2016年電力發展形勢及特點
1.1 電力消費第三次筑底態勢已基本成型
2016年,全社會電力消費增速企穩回升,第三次筑底態勢已基本成型。根據國家能源局數據,2016年我國全社會用電量為59198億kWh,同比增加2825億kWh,增長5.0%,其中二產、三產、城鄉居民電力消費分別為42108億kWh、7961億kWh、8054億kWh,同比增速分別為2.9%、11.2%、10.8%,三產和居民消費增速遠遠高于二產。自2009年電力增速開始下行以來,經歷了三次顯著下臺階式筑底變化,第一次是2011年第三季度至2012年第一季度,電力增速在8%~12%區間波動;第二次在2013年第三季度至2014年第三季度,增速在4%~7%區間波動;目前進入第三次筑底期,增速在3%~5%區間波動。
1.2 電力需求增長動力正在轉移
相比前兩年,2016年電力消費回暖,除了工業電力消費增長的拉動作用,更多是三產和居民生活用電的支撐,且拉動用電增長的動力從傳統高耗能行業向三產和生活用電轉換的趨勢更加明顯。隨著國內工程建設規模邁過峰值,鋼鐵、建材、化工基礎產品等高耗能原材料進入飽和期,相繼出現產能過剩,高耗能行業生產明顯下滑,電力消費增速持續下降。“十二五”期間,由于三產及生活用電量比重較低,對全社會用電量增長拉動有限,在高耗能行業用電增速持續下滑拖累下,全社會用電量增速由2011年的12%下降到2015年的0.5%。隨著三產和居民電力消費占比不斷增加,對電力消費增長的貢獻不斷提升,2016年貢獻率達到56%。此外,電力市場化改革降低了企業用電成本,大用戶直接交易量超過8000億kWh,企業用電量企穩回升;電能替代取得進展,有效擴大了電力消費;2016年持續高溫及2014年基數偏低等多種因素也推動了電力消費增速回升。
東中部地區成為電力消費增速企穩的重要支撐。本輪第三次筑底,呈現明顯的分區域特征。電力消費增速出現區域分化,呈現四個梯隊。一是以安徽、江西等中部省份為代表,電力消費增速超過8%,對全國電力消費增速的貢獻超過20%。二是以長三角、珠三角為代表的傳統經濟發達區域,正從依靠產業轉型升級,依靠人力、資本及科技創新等來增強經濟活力。這些區域由于基數較高,電力消費增速在3%~6%區間,是全國電力增長貢獻最大的區域。三是以能源、原材料產業為主的東北三省、山西、內蒙、陜西等資源性省份,電力消費增速在2%~4%區間,對全國電力消費增速的貢獻有限。四是承接中部高載能產業的西部、西南等省份,由于高載能產業需求下行,產能過剩明顯,而新的經濟增長點又尚未培育,電力增長動力不足。
1.3 非化石能源占比明顯提高,火電發展勢頭初步得到遏制
2016年,全國發電新增裝機規模達到1.2億kW,其中新增風電裝機1930萬kW,光伏發電裝機3454萬kW,水電裝機1170萬kW,合計6500萬kW,再考慮新增720萬kW的核電,新增非化石能源發電裝機占新增發電裝機的60%,連續四年超過一半以上,非化石能源已成為主力新增電源,電源結構繼續得到優化。非化石能源發電量新增了近2000億kWh,相當于兩個三峽水電站全年的發電量;非化石能源發電占比進一步提升,在全部發電量中的比重從2015年的26.9%增加到2016年的28.4%。
在電力供需形勢總體寬松的情況下,特別是近兩年明顯供大于求,部分地區電力嚴重過剩。然而隨著全社會用電增速的回落,2012—2015年四年間裝機增速不但沒有下降,反而大幅回升,甚至新增裝機屢創新高。2016年受到火電去產能政策發力,快速發展勢頭得到有效遏制,火電新增裝機從2015年的6400萬kW減少到2016年的4836萬kW。
1.4 電力過剩形勢依然嚴峻,非化石能源電力消納問題突出
到2016年底,火電裝機達到10.5億kW,占全國電力總裝機的64%左右,同比增長5.3%。全年新增火電裝機4836萬kW,雖比2015年同期新增規模減少1564萬kW,但裝機增速仍高于火電需求增速,甚至高于電力需求增速,火電設備平均利用小時數為4165 h,比2015年同期進一步減少199 h。
在火電裝機增長的同時,2016年非化石能源發電上網受限問題突出,全年約有1500億kWh的清潔能源電量無法有效利用,被白白浪費,其中超過1000億kWh的可再生能源電量無法有效利用,再創歷史新高,表明困擾可再生能源的電力消納問題沒有得到根本解決。
1.5 燃煤發電企業效益明顯下滑,風險不斷加大
受燃煤上網電價下調、電煤價格大幅反彈、發電機組利用小時數持續下降、市場交易電量快速增加等多重因素影響,導致煤電效益下滑明顯。據中電聯資料顯示,2016年1~11月,五大發電集團共實現利潤542億元,比2015年同期980億元下降45%,其中煤電板塊利潤下降67.4%。究其原因:
一是電價下調大幅壓減燃煤發電企業利潤。2015年底國家下調了燃煤發電上網電價,每千瓦時降低3分錢,于2016年1月1日開始執行。按照2016年燃煤上網電量3.7萬億kWh測算,由于上網電價每千瓦時下調3分錢,相應減少火電企業利潤1110億元。比較2015年我國火電發電企業利潤總額2266億元,意味著2016年火電利潤被擠壓了一半。
二是煤價攀升提高了煤電企業成本。2012—2016年初,我國煤價處于下降通道,低煤價一直持續到2016年5月,之后電煤價格快速回升,從5月份的315元/t上漲到12月份的534.92元/t,而當前電價水平下的電煤價格指數盈虧平衡點為450元/t。隨著下半年煤價大幅反彈,五大發電集團煤電板塊利潤大幅縮水,2016年9月份由正轉負,虧損2.59億元,10月和11月虧損額分別擴大到7.91億元和12.86億元。2016年平均電煤價格比2015年增長了18元/t,引起的煤電發電成本提高約每千瓦時0.18分。按照2016年燃煤發電量3.9萬億kWh測算,壓減煤電企業利潤70多億元。
三是發電利用小時數下降一定程度影響了企業效益。2015年我國燃煤發電利用小時數繼續下滑,比2015年下降162 h,估算將推高燃煤發電成本提高0.2分/kWh,壓減煤電行業利潤74億元。
此外,隨著電力市場化改革不斷推進,2016年全國包括直接交易在內的市場化交易電量突破1萬億kWh,約占全社會用電量的19%,導致每千瓦時電平均降低電價7.23分。在市場過剩、發電利用小時數日趨減少的情況下,燃煤發電企業為了多爭取發電量而選擇降低上網電價,也相應擠壓了煤電企業利潤。
2 2016年電力改革和主要政策
2.1 煤電去產能政策穩步推進
面臨煤電產能過剩風險,國家出臺了促進燃煤發電有序發展等一系列政策文件,采取“取消一批、緩核一批、緩建一批”等限制政策,適當放緩煤電項目建設進度,建立煤電建設風險預警機制,嚴控煤電新建規模,新投產煤電機組不再安排發電計劃等措施,積極化解過剩產能。為落實三個一批政策,2016年9月份,國家能源局公布了取消一批不具備核準條件的煤電項目名單,共計15項、1240萬kW。2017年1月,為實現2020年控制煤電機組裝機在11億kW以內,國家能源局分別給13個省份下達了有關“十三五”煤電投產規模的函,共涉及85個煤電項目停建或推遲到“十四五”期間建設,合計超過1億kW。
國家促進煤電有序發展政策措施取得效果,扭轉了煤電投資持續快速增長的勢頭。2016年,煤電投資同比下降4.7%,凈增煤電裝機4753萬kW,同比減少1154萬kW。減少新建和在建燃煤發電裝機規模合計約1.2億kW。
隨著散煤治理步伐加快,各省市加快推進熱電聯產電站建設,到2020年力爭實現北方大中型以上城市熱電聯產供熱率達到60%以上的目標。國家在控制新增煤電中,允許建設滿足民生采暖等需求的熱電聯產機組。2016年大約有2600萬kW的燃煤熱電聯產項目獲得核準,一些省份也在“十三五”時期規劃了較大的熱電聯產機組建設規模。目前我國大部分熱電聯產機組實現供熱能力僅為設計值的60%~70%,甚至更低,需要警惕新建熱電聯產加重煤電過剩的風險。
2.2 加速推進燃煤發電轉型升級
2016年初,國家能源局召開加快推進煤電超低排放和節能改造動員大會,對《煤電節能減排升級與改造行動計劃》中的目標進行了提速,擴大了實施范圍。原僅對東部地區的要求擴展到全國有條件地區,并將東部地區的改造任務提前到2017年完成。2016年8月,國家出臺文件對2016年全國各省區市煤電超低排放和節能改造目標任務進行了部署,要求超低排放改造目標為2.54億kW,節能改造目標為1.89億kW。
2016年6月國家正式啟動提升火電機組靈活性改造示范試點項目,8月公布了第二批示范試點項目。嘗試通過靈活性改造改變火電定位,促進火電轉型升級。全年共計22個試點項目,總計裝機規模1699萬kW,主要選取了可再生能源電力消納困難、熱電矛盾比較突出的東北、內蒙、甘肅、廣西和河北進行試點。
面對日益加劇的競爭環境,煤電企業意識到依靠增加發電量來提高收益的難度越來越大,煤電在電力系統的定位將逐步由電量型電源向電力型電源轉變。煤電企業積極響應國家政策,主動加快推進節能減排改造,推進靈活性改造,參與電網深度調峰獲得調峰等輔助服務補償收益,改善煤電企業經營效益。2016年,完成煤電節能改造規模超過2億kW、超低排放改造規模超過1億kW。
2.3 電能替代政策有效擴大電力消費
2016年,國家八部委聯合印發了《關于推進電能替代的指導意見》,并將電能替代政策納入國家“十三五”電力發展規劃,電能替代已成為國家落實能源發展戰略的重要措施。
國家電網公司于2013年開始重點在居民采暖、交通運輸等領域開展了電能替代燃煤、燃油。2016年,國網范圍內累計推廣實施電能替代重點項目4.1萬個,替代電量達到1030億kWh,對國網范圍電力消費增長的貢獻率達到40%以上。
“十三五”時期電力規劃提出,全國2020年電能替代新增用電量4500億kWh,平均每年電能替代新增用電量900億kWh,對電力消費增長的貢獻率將超過30%,推高電力需求增速約1.4個百分點。
2.4 全面推進電力改革政策體系建設
自2015年中發9號文件印發以來,重點圍繞促進可再生能源發展、推進輸配電價改革、有序放開發用電計劃、推動電力市場建設、完善交易機構和推動售電側改革等方面,國家密集出臺了一系列配套落實文件。經過兩年的頂層推動與地方實踐,電力體制改革各項任務取得一定進展和成績。
一是初步形成以綜合試點為主,多模式探索的格局,覆蓋了全部省份(除西藏外),其中21個省份開展了電力體制改革綜合試點,9個省份和新疆生產建設兵團開展了售電側改革試點,3個省份開展了可再生能源就近消納試點,形成了中央頂層設計與地方實踐相互呼應的改革大局。
二是輸配電價改革實現基本全覆蓋,出臺了輸配電定價成本監審辦法,建立了對電網企業的激勵和約束機制。基本完成了12個省級電網輸配電價定價工作,啟動14個省級電網輸配電價改革試點,提前一年基本實現省級電網全覆蓋。對18個電網開展輸配定價成本監審,核減不合理支出約645億元,打造好電力交易的“公平秤”。
三是有序放開發用電計劃,逐步放開跨省跨區送受電計劃,在28個省區市建立了中長期電力交易機制,開展跨區跨省直接交易試點,組織電力用戶與發電企業開展直接交易。建立優先發電、優先購電制度,大用戶直購電、跨省跨區競價交易,有序放開競爭性電價,不斷釋放競爭性電力產品的供給規模。
四是完善交易機構治理結構,構建新型監管模式。完成了區域和省級層面的交易機構組建工作,推進云南、重慶、山西、湖北等電力交易機構股份制改造。建立了市場主體準入退出機制和以信用監管為核心的新型監管制度,為電力市場化交易搭建公平規范的交易平臺。
五是有序放開增量配售電業務,售電側市場競爭機制初步建立。全國售電公司已有6400家,2016年全國市場交易電量突破1萬億kWh,約占全社會用電量的19%。公布了105個增量配電業務改革試點項目,組織開展增量配電業務改革試點,出臺《售電公司準入與退出管理辦法》和《有序放開配電網業務管理辦法》兩個管理辦法,既注重放水養魚,也注重有序引導,簡化和明確了市場準入程序,消除社會資本投資增量配電網業務的制約因素,為電力市場化交易搭建公平規范的交易平臺。
3 2017年電力形勢展望
電力需求中低速增長。國家大力實施電能替代政策將有效擴大電力需求增長,2017年電能替代目標為900億kWh,對新增用電量的貢獻將達到30%左右,電能替代任務的落實狀況對電力需求增長影響很大。同時考慮到國家宏觀經濟形勢、產業轉型升級加速、氣候等綜合因素影響,預計2017年電力需求總體企穩,并呈現中低增速和中低增量的態勢。
電力供需格局持續寬松。非化石能源發電裝機保持穩步增長,新增裝機規模約5500萬kW,其中水電1000萬kW,核電641萬kW,風電2000萬kW,太陽能發電1800萬kW;在國家大力控制煤電產能、淘汰落后機組的政策影響下,考慮在建電廠投產計劃,預計新增火電裝機可控制在5000萬kW以內;2017年新增發電裝機規模將接近或略超過1億kW,新增發電量將大于電力需求增量,電力過剩格局難以根本改變,預計煤電、核電發電利用小時數將繼續走低。
燃煤發電企業經營風險加劇。預計2017年電煤價格相對平穩,基本維持當前價格水平高位運行,由于煤電標桿上網電價不做調整,當前電煤價格已高于盈虧平衡點,發電成本難以疏導,煤電企業利潤進一步被壓縮,虧損面進一步擴大。加之燃煤發電利用小時數下降、電力市場化交易量擴大,火電節能環保改造加快推進,燃煤發電企業經營風險加劇。
此外,2017年將集中投產7條特高壓輸電線路,輸電能力約6600萬kW,將對受電省份電力、特別是煤電運行方式提出較高要求,區域電力協調問題更加突出。
4 相關政策建議
4.1 全方位嚴控煤電發展
發揮國家發展和改革委員會和國家能源主管部門的宏觀調控作用,通過總量控制、優化布局、調整機組結構、優化存量等多種方式,加快煤電企業轉型升級。一是加快淘汰落后產能。針對存量項目,嚴格執行國家節能、環保、安全等政策,對不符合節能、環保標準的相應機組提出整改要求,整改期不達標的考慮直接關停。二是加強新增煤電項目管理。在科學規劃、系統評估的基礎上,綜合經濟發展、跨區資源配置、可再生能源發展,制定煤電調控目標,發布風險預警提示,為國土、環保、水利、銀行等金融機構提供決策依據。謹防緩核緩建省份、西部煤電基地西電東送配套煤電項目、滿足民生熱電項目,不顧市場供需狀況搶占煤電市場空間。在北方等存在剛性供熱需求的地方,應充分考慮可再生能源供熱、余熱余壓利用、熱泵等當地其它熱力替代資源后,再考慮建設熱電聯產機組。對存量的煤電機組,應通過增加蓄熱裝置等方式加大改造力度。三是采取多種有效措施,挖掘燃煤機組調峰潛力,提升火電運行靈活性。加快輔助服務市場、峰谷電價等一系列配套政策的出臺和落地,提高企業調峰積極性;進一步完善煤電環保補貼機制,營造企業發展良好氛圍,促進煤電轉型升級、提質增效。
4.2 進一步深化電力市場化改革
把握好“建規范、穩放開、控風險”三者之間力度與節奏,知難而上,迎難而進。一是夯實流程標準,做好市場規范。圍繞規范輸配電價、規范優先發購電權、規范自備電廠、規范局域電網和增量配電網,逐步明確市場的邊界,發現培育并不斷壯大那些遵守市場規則、符合市場規律的市場主體。二是堅持有序放開,做好放水養魚。總結經驗加快放開發用電計劃、放開配售電業務、放開自備電廠、放開交易機構的業務范圍,逐步引導各類社會資本進入改革戰場,形成新生力量的先進代表,成為健全市場自治模式的重要一極。三是發揮政府作用,做好風險托底。更好的發揮政府的作用,加強電力行業綜合監管、加強電力行業信用體系建設、完善電力交易中心的治理結構、加強電力市場信息披露,充分發揮市場管理委員會的作用,用充分的信息供給,防范串謀的發生,把風險關口提前,避免社會資本投資浪費。
注重問題導向,用改革的辦法解決改革的問題。繼續完善電網輸配成本核算工作,盡快形成對電網投資的有效約束機制,合理核定區域電網和跨省跨區電網輸電價格,促進跨省區電力交易。總結云南、廣東、東北、內蒙、甘肅等各地試點的教訓與經驗,加強經驗反饋與持續改進,注重中長期電力市場向實時市場的有序過渡,注重輔助服務市場建設與實時市場的銜接。推進節能低碳電力調度指導意見盡快出臺,促進燃煤發電轉型升級。配合配電網改造建設、混合所有制改革,規范增量配電業務試點。完善可再生能源電力配額制和綠色電力證書交易機制,多方面解決可再生能源補貼不足及消納問題。
4.3 因地制宜有序推進電能替代
堅持效率優先原則,因地制宜推進電能替代,避免增加百姓用能負擔。一是電能作為二次能源,不能僅從項目層面評價,更要注重區分“綠電”還是“黑電”,要從全系統最節能、社會效益最佳、環保效益最優來評價和選擇電能替代領域和替代技術,避免為解決消納富余電力、緩解電力過剩矛盾等短期問題,而造成系統能耗高、污染排放大、經濟代價高的長期問題。二是根據電能替代潛力空間、節能環保效益、財政支持能力,選用適合當地實際情況的技術,因地制宜有序推進電能替代,引導電力消費、更多地促進電力負荷移峰填谷,促進可再生電力消納。三是注重市場配置資源的作用,警惕地方行政手段過度介入,避免出現不顧客觀實際的一刀切式的“煤改電”行政指令,造成地方財政負擔,增加百姓用能成本。
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本文發表于《中國能源》2017年第3期
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