叶春:未来需严格控制东中部煤电建设,推进西部、北部煤电基地集约开发
发布者:lzx | 来源:中国能源报 | 0评论 | 1176查看 | 2020-06-10 11:14:47    

目前一些煤电项目在搭新基建的“顺风车”,确实需要统筹考虑未来消纳市场、送出通道、企业盈利,不能一建了之。事实上,截至今年一季度,我国煤电装机达到10。4亿千瓦,已提前完成电力“十三五”规划目标。


煤电行业近期“重磅”消息频出:西北煤电重组、贵州全省推进煤电联营、两会期间代表委员关注并呼吁煤电健康发展……煤电在我国能源转型和能源保障中的重要作用不容忽视,但面临巨大的经营压力,煤电项目该如何科学规划、把控节奏?对此,记者近日专访了北京交通大学中国产业安全研究中心教授叶春。


建设速度明显放缓


中电联数据显示,截至2019年底,全国煤电装机10。4亿千瓦,占发电装机总量的52。0%;煤电发电量约4。6万亿千瓦时,占总发电量的62。3%。煤电在我国电源结构中的主力地位仍未改变,但煤电项目的发展节奏已经发生了变化。


叶春表示,2015年以来,在电力需求增长放缓、发电装机区域性过剩形势下,电力行业控制投资节奏、优化投资结构,煤电投资建设呈逐年下降趋势。“尤其2016年以来,为防止煤电行业产能过剩风险,国家出台了促进燃煤发电有序发展等一系列政策措施,煤电投资建设节奏已明显放缓。”


叶春向记者展示了一组数据:2015-2019年,煤电完成投资合计3884.4亿元,年均完成投资776.9亿元,各年煤电完成投资呈逐年下降趋势。其中,2019年煤电完成投资499亿元,同比下降22.5%,创2004年以来新低,5年平均下降幅度为17.2%。煤电投资占电源总投资的比重从2015年至2019年累计下降11.1个百分点。“从这组数据可以看出,煤电建设速度在快速放缓。”


但从2018年开始,局部地区局部时段开始出现供需偏紧的形势。叶春指出,不同地区供需偏紧的原因各不相同。“例如西部部分省份,拉闸限电的主要原因是由于高耗能的转入导致支撑电源不足,因此煤电建设速度是否适宜,还需要考虑地方具体情况。”


“此外,新增煤电项目还包括输电线路配套的原因。而今年以来因疫情影响,部分地区为拉动经济增长上马大量煤电项目,其中不乏规划多年但未开工建设的。”叶春直言,目前存在一些项目在搭新基建的“顺风车”,确实需要统筹考虑未来消纳市场、送出通道、企业盈利,不能一建了之。“事实上,截至今年一季度,我国煤电装机达到10.4亿千瓦,已提前完成电力‘十三五’规划目标。”


“边亏边建”如何破局


近年来,经济增速的下滑、电煤价格的高涨和煤电市场化交易不断扩大,使煤电企业经营压力持续增加。叶春表示,部分煤电企业的生存已经举步维艰。“据调研,五大发电集团煤电板块亏损已超过50%。”


亏损局面长期延续,每年仍有煤电项目陆续核准、开工、并网。业内有观点认为,煤电正陷入“一边大面积亏损、一边大规模新建”的困境当中。


对此,叶春指出,2015—2019年,基建新增煤电占总新增装机容量的比重从2015年的41。0%下降至2019年的29。4%,累计下降11。6个百分点,连续3年在30%以下。“单从新建煤电装机情况来看,实际上‘十三五’期间并未出现‘一边亏损一边大建’的情况。”


那么,究竟该如何破解煤电投资与经营形势之间的矛盾?叶春认为,需要在电力市场化改革过程中理顺电价机制,同时建立健全完备的电力辅助服务市场和现货市场。


2019年,大型发电集团煤电机组市场化交易电量13457亿千瓦时、较上年增加2998亿千瓦时;煤电上网电量市场化率达到55.9%,同比提高13.1个百分点;与此同时,煤电燃料成本居高不下,煤电企业经营举步维艰,在为实体经济降成本的环境下,煤电联动机制始终联而不动。在错综复杂的背景下,2019年底,国家发改委印发《燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》正式明确,将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,并已于今年正式实施。


“该《意见》旨在通过市场发现价格,同时引导煤电投资规划、提高效率,加快转型。但煤电向系统灵活性电源、辅助服务电源的顺利转型,还需要建立健全完备的电力辅助服务市场和电力现货市场。”叶春解释,“除了通过电力市场交易满足煤电机组的电量价值,其容量价值、调峰调频调压的辅助服务价值也应在辅助服务市场和现货市场中真实体现。”


装机和布局需优化


根据国家能源局、中电联统计,2019年新增煤电装机和淘汰关停煤电装机容量分别为2989万千瓦和2000万千瓦。这意味着,相当一部分新增煤电机组替代了落后产能,“上大压小”“等量替代”也成为许多项目获核准的政策依据。但在行业整体面临经营压力时,大机组的经济性究竟如何?


叶春指出,大容量、高参数新建项目替代小容量、高耗能的煤电机组,可以改善煤电对环境的污染,但有一个前提,就是大容量高参数机组要达到一定的负荷率和利用小时数,才能发挥低碳环保的作用。


而中电联数据显示,2019年我国煤电利用小时数已降至4416小时,较上年同期降低79小时。随着机组负荷水平下降,一些经过环保改造的小机组作为灵活性电源,反而更经济。


叶春强调,大、小机组应充分发挥各自特长,而非“一刀切”,一味用大机组替代小机组。“大容量高参数的煤电可在电力市场交易电量中发挥自己价值,不到运行年限、运营状态良好的小机组可改造为调峰调频机组。我国现有煤电机组10.4亿千瓦,大部分具有灵活性改造的条件。通过灵活性改造,纯凝机组最小技术出力可以达到30%—35%额定容量,部分机组可以达到20%—25%;热电联产机组最小技术出力达到40%—45%额定容量,部分机组实施热电解耦,机组容量可以100%进行调峰,对这部分机组而言,充分发挥其价值比新建大容量机组进行调峰更具有经济性。”


对于煤电未来的发展方向和路径,叶春建议,应坚持合理控制增量、优化布局的原则,加强调控政策引导,严控新增规模,防范煤电产能过剩风险。“今年我国煤电装机将突破12亿千瓦,加上国家近期为了对冲经济下行风险,加大固定资产投资,火电迅速核准上马,部分地区的电力供应能力可能将再现过剩局面。”


“在煤电项目整体布局优化上,可以在西部、北部地区适度安排煤电一体化项目,缓解煤电矛盾,促进网源协调发展,推动解决弃风弃光问题。同时在压减煤电产能过程中,将停缓建煤电项目与优化布局相结合,优先考虑发挥特高压跨区输电通道作用,有序推进西部、北部煤电基地集约开发,为清洁能源消纳创造条件;严格控制东中部煤电建设,支持在东部地区通过关停机组容量、煤炭消费量和污染物排放量等指标交易或置换,统筹安排等容量超低排放燃煤机组项目。”叶春说。

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