重磅丨王志轩：电力转型是推动能源转型的关键

2017-11-23 17:35:33 能源研究俱乐部　点击量：评论 (0)

中国电力转型的主要特征(一)电力供应安全可靠性不断提高在实现高速跨越式发展的同时，电力行业始终将安全可靠放在第一位。一是电力供应能力显著增强。经过多年努力，我国已经完全扭转了电力供应长期不足的局面。

(三)电力价格基本维持在平稳区间

电力是关系国计民生的基础产业，电力价格与国民经济各行各业生产成本和人民生活水平息息相关，事关经济社会发展全局。各国资源禀赋、电价形成机制不同，电力价格不能简单地对比，但我国的历史变化情况看，在物价水平上涨的情况下，电价水平基本维持在平稳区间。在电价比较上，中国与美国具有一定的可比性。中国电力长期以来以煤电为主，影响价格的主要因素有燃料成本、电力设施(发电及电网)建设成本以及运行维护成本。燃料成本中国明显高于美国。2016年中国火电(煤电、气电等)发电量比重为71.8%，煤电发电量65.5%，美国同期气电34%、煤电33%，合计67%。根据文献介绍(杨娟，刘树杰.《价格理论与实践》2017年第5期)，美国煤价长期稳定在40美元/吨(5000大卡，下同)左右，2016年到厂价262元人民币/吨。在页岩气革命下，气电单位燃料成本不断下降，2016年已与煤电接近。而中国2016年煤炭平均价格达379元/吨，比美国同期电煤价格高出45%，2017年以来的电煤平均到厂价已经涨到520元/吨。2015中国供终端用户电价加权平均2015年、2016年分别为每千瓦时0.691元和0.669元，平均电价与美国持平(见图3)。从图6还可以看出，中国居民电价明显低于美国，而工业电价明显高于美国。主要原因是我国交叉补贴所导致。但从投资成本来看，通过管理、技术的持续创新，我国火电厂单位千瓦投资造价从高峰时期的8000元/千瓦，下降到4000元/千瓦的水平。国产风机单位造价从2008年的6360元/千瓦一路降至2015年的平均4150元/千瓦，处于世界最低水平。并网光伏发电站平均单位投资由2009年的20000元左右降至2015年的8000元左右。

图3 中、美分类用户电价比较(2016年)

(资料来源：杨娟，刘树杰.中美电价比较研究.《价格理论与实践》2017年第5期)

从各种类型发电的上网电价比较，煤电平均标杆电价与水电基本持平，略低于核电，但比气电、风电、光伏发电有明显价格优势。(见图4)

图4 各类发电类型上网电价水平比较

(注：时间截至2016年12月;数据来源：国家发展改革委及部分省市发电价格主管部门)

我国电力工业发展取得举世瞩目的成就，成功经验有许多，有三点最为关键。一是坚持改革开放，促进了电力工业快速发展。在改革开放和以市场经济为导向的方针指引下，我国电力体制改革经过不断完善，完成了由计划经济向市场经济的模式变革。实施了集资办电、引进外资政策，解决电力建设资金瓶颈。实施以“厂网分开、竞价上网、打破垄断、引入竞争”为主要内容的电力改革，促进了电力行业快速发展，根本扭转了长期保供压力。中发9号文等一系列政策措施出台，掀起新一轮电力体制改革，进一步释放改革红利。二是加强国际合作，推动电力技术进步和装备国产化。通过引进先进设备和核心技术并举，充分发挥重大工程对电力科技创新和重大技术装备创新的带动作用，实行引进、消化、吸收、再创新，走出了一条技术进步和装备国产化的成功道路，有效降低了电力成本。三是坚持管理创新和技术创新，为电力转型升级奠定坚实基础。百万千瓦级超超临界机组、超低排放燃煤发电技术广泛应用，达到世界领先水平。攻克了世界领先的300米级特高拱坝、深埋长引水隧洞群等技术，建成一批大型水电工程。风电、太阳能等新能源发电技术与国际先进水平的差距显著缩小。核电技术步入世界先进行列。电网技术装备和安全运行水平处于世界前列。国际领先的特高压输电技术开始应用，±1100千伏直流输电工程开工建设，智能电网建设持续推进，各省级电网通过交直流联网，基本实现了全国电网互联。

中国电力转型的难点

中国电力转型面临诸多机遇和挑战，重点是解决好几个关键问题。

(一)创新机制，优化电力发展的体制环境

电力改革历经集资办电、厂网分开等一系列变革，可以说容易改的问题都已基本解决，留下来的都是比较难啃的硬骨头。电力改革同样进入深水区、攻坚期，必须迎难而上。一是法律滞后。改革开放以来，我国电力工业规模和电力管理体制发生了翻天覆地的变化，而《电力法》(1996年颁布)、《电网调度管理条例》(1993年颁布)等法律法规都是在上世纪90年代发布的，其立法基础已经发生了巨大变化，很多规定明显滞后。二是电力市场建设仍在探索。电价形成机制尚未理顺，传统思维模式、管理方式与市场经济理念存在交叉和碰撞，已不能适应我国电力工业发展的需要。三是新情况下新的矛盾更为复杂。煤电矛盾、电力企业亏损、弃风、弃光、弃水、煤电产能过剩风险累积等问题和当前背后隐藏着没有解决或难以解决的深层次矛盾。要啃下这些硬骨头，需要坚决转变传统的思维模式和管理方式，在理顺重复、交叉、矛盾政策的同时，以打破市场交易壁垒，发挥市场在资源配置中的决定性作用，统一精准设计政策机制。要改变各种能源品种规划各自为营的状态，加强电源、电网、电力需求相协调且以电力为中心的统一制定能源转型规划，以促进各类能源合理布局、健康发展。

(二)正确认识和充分利用煤电在电力转型发展中的作用

大力发展非化石能源，大力推进化石能源清洁高效利用，是迈向绿色低碳能源发展道路的两个重要战略途径。我国煤炭资源相对丰富，约占一次能源消费总量的64%。以煤为主的资源禀赋，决定了我国能源向低碳化转型任务的艰巨性和长期性。燃煤发电排放的常规污染物(烟尘、二氧化硫、氮氧化物)经过严格治理，已不是制约电力转型发展的关键因素。在我国以PM2.5为主要特征的雾霾型空气污染仍然十分严重的情况下，要解决好约7亿吨散烧煤污染空气环境的问题，需要大力提高电煤在煤炭消费中的比重。我国电煤占煤炭消费比重多年来一直在50%左右，远低于国外发达国家甚至是世界平均水平，如欧盟81.7%、德国85.7%、英国82.1%、美国92.8%(见图5)。未来一个时期煤电仍将是我国的主体电源，要做好煤电发展规划，发挥好煤电在系统中的作用。2010年时，煤电占全国总装机的比重为71%、占总发电量的比重为78%;根据《电力发展“十三五”规划》，到2020年，煤电装机将达到11亿千瓦，占全国总装机的比重下降到约55%、发电量的比重下降到约62%。新能源发电出力波动性大，而我国调节能力好的水电站、抽水蓄能电站、燃气电站等灵活调节电源比重低，系统调节主要依靠煤电机组，要加大实施煤电机组灵活性改造，进一步提高调解能力，更好地服务新能源发展。同时，要严格控制煤电发展增量，严格防止煤电的“碳锁定”效应。根据中电联分析，中国在役煤电机组平均运行年龄约为11年，这比美国平均运行年龄约为38年要小得多，长期碳减排压力更大。