中电联：2015年电力工业发展分析及展望(4)

时间:2015-03-12 16:43来源:中电联作者:信息发布点击: 次

2020年全国全社会用电量为7.7万亿千瓦时，人均用电量5570千瓦时，“十三五”年均增长5.5%左右，电力消费弹性系数为0.76;2030年全国全社会用电量为10.3万亿千瓦时左右，人均用电量7400千瓦时左右，2020-2030年年均增长3%左右，电力消费弹性系数为0.5左右;2050年为12-13万亿千瓦时，人均用电量9000千瓦时左右。

三、相关建议及诉求

(一)加快优化调整电源结构与布局，提高电力资产利用效率和效益

近些年来，发电设备利用小时特别是火电利用小时数下降，降低了电力行业资产利用效率和效益。究其原因，除电力供应宽松外，投产电源结构和布局不合理、调峰电源比例低也是重要原因。为此，在科学调控开工投产规模的同时，更应该：

1、提高电力系统调峰电源比重，减轻煤电机组深度调峰负担。煤电机组为快速发展的风电、太阳能发电等可再生能源承担深度调峰和备用功能，不但降低了火电资产利用效率和效益，还增加了火电机组的供电煤耗和污染物排放。无论是规划中，还是近些年电源项目安排上，应优先规划和核准建设调峰电源，提高调峰电源比重，从而提高各类型电力资产尤其是火电资产的利用效率和效益。

2、优先发展水电和核电，稳步提高非化石能源发电比重。在科学确定非化石能源发电比重目标下，如何优化非化石能源发电结构、提供全社会用得起的安全绿色电能，是“十三五”规划及其具体项目安排中亟需解决的重大课题。发展水电、核电与发展风电、太阳能发电相比，两者在绿色低碳(环境品质)上大致相同;在发电成本或上网电价(经济品质)上，前者明显优于后者;在电力负荷平衡中的发电装机容量利用率(容量品质)上，前者也明显优于后者。同时，当前电力供需总体宽松、利用小时数处于历史低位，但是未来5~10年发电装机需求仍有较大的发展空间，而水电和核电的建设周期为5年左右甚至更长。所以，优先发展水电和核电，既能够拉动经济发展，又能够有效规避当前供需宽松的困局，还能够确保电力结构绿色转型和保障电力中长期安全经济供应。

3、调整新能源发电思路，提高新能源发电利用率。做好统筹规划，实现区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹，做到国家与地方规划相统一，完善国家规划刚性实施机制。风电和光伏发电发展应坚持集中与分散相结合原则，近中期优先鼓励分散、分布式开发。在落实消纳市场和输电通道，并且提前开工输电通道工程的条件下，有序推进集中式开发。

4、高度重视光热发电产业发展，优化新能源发电结构，提高新能源发电发展质量。光热发电与风电和光伏发电相比，具有并网友好、储热连续、发电稳定等优势,可以作为今后提高新能源开发质量的重要方向。

(二)加快跨省区送电通道及配网建设，尽早解决“弃水”“弃风”问题

近年来，随着水电集中投产、风电快速发展，部分地区出现了“弃水”、“弃风”等现象，虽然政府、行业及企业采取了多项措施予以解决，但当前问题仍持续存在，西南水电“弃水”问题还尤为突出。为此建议：

1、国家有关部门应尽快协调有关地方，统筹考虑西南水电等可再生能源的开发及市场消纳。

2、加快清洁能源基地的跨省区输电通道建设，尽快核准开工建设西南水电基地外送通道，确保现有电源过剩能力得到更大范围消纳、新增电源能及时送出。

3、严格控制电力富余较多地区的电源开工规模，以集中消化现有电力供应能力。对“弃水”严重的地区严格控制风电、太阳能发电等开发进度，对电力大量富余的东北地区严格控制包括煤电、风电在内的电源开工规模。

4、加快配电网建设和智能化改造，鼓励储能技术参与辅助服务，提高电力系统对分布式能源的消纳能力。

(三)加快理顺电价、热价形成机制，促进解决水电大省煤电企业以及北方热电联产企业供热普遍亏损问题

1、考虑云南、四川等水电大省火电机组长期承担电网调峰作用、利用小时数偏低、亏损严重及企业经营状况持续恶化等实际问题，尽快研究这些省份的火电价格形成机制;在地区内开展水、火电企业发电权交易，建立健全水电与火电互补机制, 尽快研究两部制电价改革。

2、加快建立调峰调频等辅助服务电价机制，以解决受电大省、可再生能源发电大省的火电机组深度调峰调频及旋转备用合理补偿问题。

3、针对华北、东北及西北地区热电联产企业供热连年大面积亏损的长期困难，建议国家有关部门加快研究分析热电联产企业亏损原因，出台支持热电联产健康发展的有效措施;在政策出台前，对热价倒挂严重、亏损严重的供热电厂予以财政补贴，同时给予热电联产企业供热业务环保热价补贴政策。

(四)进一步加强对电力用户直接交易的监管

电力用户与发电企业直接交易试点是深化电力体制改革的一项重要内容，对深化电力体制改革有着重要意义。近年来，各地在推进电力用户直接交易试点方面进行了大胆探索和有益尝试，并取得了一定成效，但在部分地区试点中也出现了地方政府行政干预电力直接交易，变相扶持不符合国家产业政策的产业，加剧产能过剩，直接交易电量比重过大，造成电力企业单边让利等突出问题，不利于电力企业可持续发展，长期来看更有可能影响电力系统安全稳定运行。为此建议：

1、加快出台国家电力体制改革指导意见，在改革指导意见及其细则正式出台前，国家有关部门尽快完善相关政策规定，合理规范电力用户直接交易，对直接交易规则的关键点出台指导意见，并加以明确引导，使各地方制定的直接交易规则更公平合理，操作过程更加规范科学，逐步建立公开、公正、公平的直接交易市场。

2、各地应按照积极稳妥、实事求是、循序渐进、兼顾长远、重视安全的原则,考虑当地经济发展、企业科学发展、电力系统安全等因素，根据当地需要和企业承受能力合理确定直接交易的电量规模比例，待取得经验和相应政策配套后，再逐步扩大规模和范围。

3、国家有关部门要加强对电力用户直接交易的监管，对地方政府直接指定交易对象、电量、电价等非市场行为及时纠正，对不符合国家产业政策及淘汰类产品、工艺的直接交易电力用户及时清理。

(五)科学分析煤电对灰霾的影响，促进技术创新，加强依法监督

1、科学分析煤电对灰霾的影响。科学的标准、技术规范、评价指标体系是构成我国污染物控制的基础。目前《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)已经达到世界最严，严格实施标准就应能达到预期的环境效果。应科学分析灰霾成因及电煤(而不是笼统的所有燃煤)大气污染物排放影响占环境空气中PM2.5浓度的比重(而不是排放量占比)，对症治霾，避免找错方向延误治霾时机。从火电厂大气污染物排放控制历程看，煤电各项污染物排放大幅度下降的近几年，灰霾天气反而严重，说明了一再加强火电厂污染控制并不能有效解决雾霾。火电项目都是通过了严格的项目环境影响评价审批后建设的，加之火电厂污染物高烟囱排放特性(同等数量的污染物，电厂排放由于远离城市和扩散稀释作用大，与地面源及低矮排放源相比，环境影响最低)，煤电已经不是致霾的主因，对此要有清醒的认识。

2、加快技术创新，推广低成本污染控制技术。提高污染物去除效率、降低污染控制成本和体现节能减碳等综合效益的污染控制技术是环保产业和电力行业不断追求的永恒目标。当前仍需坚持技术创新、依靠科技进步提高污染控制水平、降低控制成本。如完善现有技术，优化系统配置以降低环保设施运行成本;研发更高效率和更低成本的脱硫技术;突破燃烧无烟煤的W火焰炉和燃烧贫煤锅炉低氮改造的技术;加强对增加烟气脱硝之后锅炉稳定运行的研究。

3、加强依法监督。党的十八届四中全会《中共中央关于全面推进依法治国若干重大问题的决定》提出“依法治国”的全面要求。对于企业污染物控制而言，企业要依法运营、达标排放，同时也要求政府有关部门依法行政，不要在法律授权外干预企业生产经营。科学制定污染物排放标准，加大对企业达标排放的监督管理力度，是促进生态文明建设的最有效手段。建议以深化市场化改革的原则和思路重建或理顺现行环境管理制度，全面简化总量控制、环评审批、排污许可、“三同时”等对同一污染物排放行为的多重管理的行政手段。（全球环保研究网）

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