我国煤电困局破解之策的探讨

中电新闻网 观点,  火电 2019-07-31 16:12:41
     

未来一个时期,我国将继续大力推动绿色发展、清洁转型,可再生能源将持续增长,高碳化石能源将大幅减少。昔日“一煤独大,独步天下”的煤电,时下面临前所未有的困惑尴局———发展前景不明,社会争议很大;政策导向利好不多利空多,市场系统性风险增加;出现整体性亏损、行业性困难,一些企业面临被ST、退市、兼并、关停、破产等风险。


这不仅关系到煤炭、电力两个上下游行业发展的可持续性及煤电在现代能源体系中如何被赋予新的定位,也关系到我国能源革命的成败、能源消费的民生幸福。因此,如何破解我国煤电困局,在市场竞争中求生存、谋发展,越来越成为业内外人士普遍思考、苦苦探索的一个重大而又急迫的问题。个人认为,只有综合施策,久久为功,才能赢得未来。


认清形势 找准定位


清洁低碳是未来能源的发展方向,能源清洁转型是国际化的大趋势。近年来,欧盟正着力进入“可再生能源时代”。如德国颁布可再生能源法,弃煤、弃核,全力发展风光电,并推行全电气化战略。即使是提出“振兴煤炭工业”、废除奥巴马《清洁电力计划》、退出《巴黎协定》的美国又如何呢?实际出乎意料。2000~2017年,美国能源消费结构中的煤炭消费由24.6%下降14.3%;2019年4月,可再生能源装机、发电量双双超越煤电,并宣布进入“能源新时代”,强调“创新”与“化石能源利用”,内容是稳油、增气、减煤、稳核、大力发展可再生能源。


2018年,我国青海省成功实现“绿电9日”———全清洁能源连续供电;一线城市已基本关停煤电机组,实现“气化”。今后我国将继续加快绿色发展步伐,形成水、核、风、光、气、氢能、生物质等并举的“清洁大家族”,清洁装机占比会大幅提升,意味着煤电生存空间将持续缩减。同时,为根本解决“三弃”问题,需要通过煤电升级改造、建设调峰电源、发展储能技术、加强需求侧管理等,提高电网调节能力。当然,由于我国富煤缺油少气、电源结构现状及煤电的经济稳定特性,未来煤电仍有一定的发展空间,并在一个较长时期内不可或缺。


对此,我们必须清醒认识,科学预判,把“构建清洁低碳、安全高效的能源体系”作为历史使命与责任担当。我国煤电的战略定位,将逐步由“主体电源、基础地位、支撑作用”转向“基荷电源与调节电源并重”,为全额消纳清洁能源调峰、保障电力安全供应兜底;清洁可再生能源将成为电量供应主体;分布式能源、微电网、多能互补等将成为重要的新型供能方式。


以退为进 主动减量


2007年以来,煤电积极“上大压小”1亿千瓦,“十三五”又淘汰落后产能0.2亿千瓦,停缓建1.5亿千瓦,共计2.7亿千瓦。但煤电仍然存在存量巨大、占比过高、设备闲置、经营困难等问题。为此,要采取以下措施:———深化供给侧改革,主动减去“无效供给”。一方面要继续落实“十三五”国家和地方政府有关化解煤电过剩产能、淘汰落后产能的政策,对不合要求的30万千瓦以下煤电机组实施“强制关停”;另一方面,发电行业要抓住机遇,利用关停补偿政策,对一些超龄服役、扭亏无望、能耗环保安全不达标、又无力投入改造的老小机组,或者未予核准、证照不全的违规煤电机组,因地制宜实施“主动关停”,以提高设备利用效率,促进新能源的消纳与火电行业的整装,并实现电力市场由过剩到平衡的转变。


———遵循市场规律,慎“铺新摊子”,实现电力市场供需的再平衡。“十三五”期间,国家禁止京津冀、长三角、珠三角及红橙色预警省域新建煤电,全国停缓建煤电1.5亿千瓦。目前,千万不能因为“十三五”用电量实际增长好于预期,煤电利用小时略有回升,又盲目上新项目。对目前我国4200左右的煤电利用小时,不能简单对标美国认为是合理的、现实的。中美国情不同、发展阶段不同、体制机制不同,美国是发达国家,依靠油气,市场机制,电价科学。我国通过推进供给侧改革,努力恢复到4800~5500小时,这既符合国情、符合历史、符合实际,同时有利于减少设备闲置、投资浪费,有利于煤电企业降低能耗、扭亏增盈、可持续发展,有利于保障煤电的经济性,以支撑我国较低的电价水平。


升级改造,激活存量


面对分布在全国各地的超过10亿千瓦的巨量煤电机组,到底应该怎么办?一句话,根据不同的营商环境,在淘汰关停的基础上,区别对待,通过不同的升级改造(超低排放改造、节能改造、灵活性改造等),优化技术经济指标,实现“两低一高”的(低排放、低能耗、高效率)能源供给水平,增强“冷热电气水”多能联供的综合能源服务能力,增强调频、调峰、调压等辅助服务能力,增强电力市场的竞争能力。


事实上,2017年7月,16部委《关于推进供给侧结构性改革,防范化解煤电产能过剩风险的意见》(1404号文)就对煤机升级改造进行了系统的部署,要求在“十三五”期间,实现以下目标:超低排放改造4.2亿千瓦;节能改造3.4亿千瓦;灵活性改造2.2亿千瓦。目前,已经取得显著成效。截至2018年底,已完成超低排放改造8.1亿千瓦,占全国煤机比重的80%。“三北”地区完成煤电灵活性改造超过4000万千瓦,其中2380万(约60%)在东北。东北有偿调峰辅助服务费用27.8亿元,平均价格0.525元,高于当地燃煤标杆电价。实践证明,灵活性改造技术成熟,每千瓦改造费用120~400元,参与调峰服务好于储能、气电、抽水蓄能,是煤电的现实选项之一,也有利于新能源的消纳。因此,煤电企业要突破单一发电业务的束缚与风险,以战略高度进入热电联产、配电售电、储能节能、调频调峰、冷热电气水供应等领域,实现热力源网一体、发配售一体、多能联供与辅助服务并举,培育新的效益增长点。


峰值管理 严控增量


制定电力规划、谋划未来发展,要与时俱进,改变过去电力短缺时期的惯性思维和发展通病,根据经济新常态特点以及电力供需的变化,实现变革与创新。


引入峰值管理,防止出现大规划。回顾“十三五”电力规划,其中最大的一个亮点,是提出了煤电装机到2020年控制在“11亿千瓦内、占比降至55%”的目标,并有一系列保障措施。如果没有这个“天花板”,盲目发展,到2020年煤电绝不是11亿千瓦,而是12.5亿千瓦,甚至更多,煤电的日子会更加“窘迫”。据预测,2030年能源需求主要依靠清洁能源,煤电13亿千瓦将达到峰值;2050年煤电装机将降到6亿千瓦,建成现代能源体系。因此,国家编制未来电力中长期规划时,要强化煤电峰值管理,既要考虑保供,又要应对产能过剩,考虑电力市场平衡。


摒弃规模扩张,发展要有新概念。今后,发电企业面对市场竞争、优胜劣汰,首先要改变过去“规模思维”和“投资饥渴症”的任性发展方式,依托规划,市场导向,价值思维,用户为王,实现高质量发展;其次,要聚焦电力主业,巩固煤电一体、热电联产、产融结合、路港配套等传统优势;第三,要抓住电力市场化改革、能源生态重塑、产业跨界融合机遇,推进战略转型、结构调整、优化布局,着力“绿”色发展、向“下”延伸、对“外”拓展、介入“新”业态,并系统优化发展格局,实现纵向“源—网—荷—储—用”,横向多能互补、产业协同、区域平衡。


市场竞争 政策配套


令人欣慰的是,在电力行业内部,越来越达成以下“四大共识”:清洁低碳是未来能源的发展方向,能源清洁转型是国际化的大趋势;随着经济减速、结构优化以及技术进步、节能减排,未来能源(电力)消费增速减缓是必然的趋势;电力产能普遍过剩是发电行业的风险源,也是改善营商环境的重中之重;随着新电改的推进和发用电计划的大幅放开,全面竞价时代很快就要到来。


煤电作为传统化石能源,全面参与市场竞争责无旁贷,“优胜劣汰”也是市场化电改推进的必然结果。但由于市场过剩、煤电矛盾、安全环保、能源转型、政策空档等多重因素冲击,煤电出现了整体亏损,一些严重区域引发“破产潮”。今后如何增强竞争力,保障煤电“适者生存”,必须引起高度重视。一方面,煤电企业要继续内强管理,外拓市场,科技进步,资本运作,围绕“三电四煤”,优化指标,降本增效,目前已在实践中摸索出许多成功的经验与做法;另一方面,需要国家有关部门及地方政府根据煤电新的战略定位,针对市场化改革过渡期,调整、完善旧的政策,出台新的有效政策。


例如:保留环保电价并执行到位,探索两部制电价,长远形成市场定价机制;允许亏损省区重启煤电联动政策,加大减税降费力度,减少地方对煤电市场交易定向限制和价格干预;签订电煤中长期合同,实行“基础价+浮动价”定价机制;鼓励煤电联营、能源企业跨行业重组,构建煤电产业链、供应链;继续推进供给侧改革,严控煤电发展,淘汰落后产能;鼓励煤电参与调峰、备用、调压,建立辅助服务交易运行机制;关停企业继续执行电量补偿政策,开展发电权交易,探索建立容量市场;各省区出台“以水补火”“煤电互保”等差异化政策等等。(作者系中国华电集团有限公司副总法律顾问 陈宗法)


(编辑:张艳  审校:寇建仁)
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