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袁家海:煤电调控需采取四位一体式管控模式 2016-11-03 10:00:28

摘要:华北电力大学经济与管理学院袁家海教授表示,煤电调控要和行政手段、规划手段、市场手段相结合,与电力体制改革相结合,实行四位一体式的管控模式。

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      能源新闻网讯 2016年11月1-2日中国•北京——第三届中国煤炭消费总量控制与能源转型国际研讨会在京召开。华北电力大学经济与管理学院袁家海教授在作“十三五”煤电峰值调控目标及政策建议”主题演讲时表示,煤电调控要和行政手段、规划手段、市场手段相结合,与电力体制改革相结合,实行四位一体式的管控模式。
      袁家海表示,电力行业调控的时候首先要把规划目标设计好,因为规划目标可以体现政府在可再生能源转型方面强烈的决心,同时给市场发出特别明确的信号。当然,我们的煤电调控要和行政手段、规划手段、市场手段相结合,和我们正在做的电力体制改革相结合。我们要做煤电灵活性改造,这不只是一个技术问题,更是市场定位和市场设计问题,设计好了才能从体制机制上保证煤电企业让出市场发电量,还能有一定的市场收益,完成平稳的由煤电向可再生能源转型的过程。
      以下为袁家海教授发言实录:
      【袁家海】:感谢白司长,非常高兴有机会在这里和大家分享“十三五”期间煤电发展政策。这也是在煤控项目组的支持下我们做的一项工作。
      讲到煤电问题,上午大家都讲了很多峰值的问题,煤炭达到峰值经过几年研究大家已经基本取得共识了,石油什么时候到峰值,天然气什么时候到峰值,在这里我们想回答一个问题,煤电“十三五”期间有没有可能到峰值,所以我们汇报是从三个角度来说的。
      第一个角度,探讨一下“十三五”期间煤电合理的发展目标在哪里。
      第二个角度,从今年4月份开始,国家能源局作为政策主管部门,已经对电力行业煤电的调控,包括10月份出了很多政策,我们来看一看已有这些政策做到了哪些事,取得了什么样的成果。
      第三个角度,看一下未来我们所提出的政策建议和讨论。
      “十三五”期间,电力需求已经到了结构调整阶段,2015年是超低电力需求增长阶段,而且结构调整非常大的一个信号是二产用电出现下降之后拖累了全社会用电量增长,也就是说,增速放缓和结构调整会成为“十三五”,包括“十四五”电力需求发展的主要特征。所以说这里很重要的问题是我们要把握“十三五”期间电力行业的发展态势,首先要搞清楚新常态下电力需求是什么样的发展目标。可以说大家在这个问题上还没有取得完全的共识,因为大家可以从上午大会主旨报告江院士和周老师两位专家对电力部门未来走势不同可以看出来,这方面是有不同观点的。我们做了什么事呢?电力需求消费到了这样的阶段,经济结构变化到了这样的阶段,经济结构变化会对未来电力需求产生什么样的影响呢,我们做了部门分解的情景分析法,可以通过这样的分解对需求态势做出把握。
      怎么做的呢?四大高耗电部门,钢铁、水泥、有色和化工四大高耗电部门是我们前三年,包括直到2016年前两季度电力需求增长非常缓慢拖累的主要原因,因为它都是负增长的。也就是说,如果我们把这些不同部门在“十三五”期间,包括到2030年电力需求发展态势做一个情景展望,考虑各种增长可能的情景,我们可以对未来的需求数背后的经济规律调整和用电结构调整做出一个把握和判断,我们得出的基本结论是什么呢?这是我们设的一些参数,当然,我们都在假设,重点来说四大高耗电行业,前三年,包括今年上半年,是负增长的,它有可能会出现零增长,也可能出现微增长,这个取决于一些不确定性。刚才黄主任也讲了,我们钢铁产量有可能会有一些波动,这些不确定性影响之后再进行把握,把握之后我们得到一个数,2020年我们“十三五”期末的时候电力需求到底是多少呢,我们现在得到的一个区间差不多是在6.2万亿度电和7万亿度电之间,下限是6.2万亿度电,下限对应的增速,“十三五”期间电力需求增速不超过年均2.3%,大家可能觉得2.3是很低的数,我们来看2016年到目前为止电力消费的数,根据中电联刚刚发布的前三季度报告,它增长了4.5%,这里有很重要的一点,今年能够有4.5%的增长,除了高能耗行业在去产能大背景下产量有阶段性回升,导致高耗电行业用电开始不负增长了,这是一个因素。另外一个因素,今年气温因素在电力需求影响非常大,2016年需求增速是2.5%,我们预计下限区间比较接近。上限是4.7%-4.8%,对应2020电力需求是7万亿度电,我们认为达到7万亿度电的可能性非常小,因为从经济增长动能来看,“十三五”期间经济增长6.5%-7%,肯定是这样的区间。在这种区间之下,我们研究了“十五”、“十一五”、“十二五”期间以来电力消费需求弹性系数,从1点几掉到“十二五”的0.8,“十三五”期间我想肯定还会进一步走低,比如0.6、0.7,电力需求消费增长不会超过4.5%-5%。所以我们认为6.2到7万亿区间比较靠谱,尤其我们认为推荐情景6.8亿度电,和今年增长趋势比较接近。
      这样的需求情景之下,国家已经明确了2020年绿色低碳发展目标,包括水电目标,核电目标,风电和太阳能目标,把这些目标作为确定数来推一推煤电增长多少就很明确了,我们现在算出来2020煤电是9.2亿千瓦装机就可以满足未来需求,而且不需要再增长了,也就是进入平台期。在这样的情景之下大家可能会有一些疑问,如果电力需求超过6.8亿,达到7万亿怎么办。从电量平衡角度来说,我们电量规划所对应的发电小时数是4500小时,4500小时不是很高的数,我们经常说5500小时,4500小时再增加200小时,基本上就可以把电力不足缺口补上。但如果电力需求只有6.2-6.3万亿的话,我们煤电利用小时数会跌破4000小时数,反过来说,如果我们规划目标过高的话,煤电在整个“十三五”期间会陷入严重的亏损境地。
      “十三五”期间电力需求开始更多靠居民和商业部门推动,可能会导致我们最大负荷增长会快于电力需求增长,我们也做了各种各样情景,只有在第三个情景,最大负荷快速增长比电力消费增长还要快的情况下,电力系统有一个指标叫运行备用,到2030年才会降到20%,现在全国平均水平是35%,在东北和西北电网备用水平已经达到50%或者60%,资源闲置、产能低效率是非常严重的。第三个角度,“十三五”期间我们有至少4亿可再生能源目标要来,现在弃风弃光问题已经非常严重,我们这样一个规划能不能保证我们有足够的电力系统灵活性来保障可再生能源并网,我们做了一些初步分析。非常重要的一点,我们对常规的火电,目前运行不太灵活的措施要进行一些调整,包括能源局也提出来要做煤电灵活性改造的工作,通过这样一些工作我们释放电力系统灵活性,来保障4亿风电加光伏的并网目标,全国来说没有太大问题,但是就目前情况来说,我们一些局部性问题,比如西北严重的弃风弃光问题可能在短期之内没有办法得到根本性解决。
      也就是说,我们通过做电力规划需求平衡,包括最大负荷的保障,包括灵活性保障来看,9.2亿千瓦煤电规划目标应该说都是可行的,看看国家到目前为止主管部门实际做了哪些事情,取得了什么样的成效。4月份能源局、发改委下发煤电急刹车文件以来,包括后续还出了一些非常好的政策,看到了很多积极的变化,这里边有几点值得一提。第一,在发电计划征求意见稿里面明确了2017年3月份之后新投产的不再给他利用小时数计划,我们让市场机制来绝对还要不要上煤电。第二,能源局已经做的煤电定位转型与深度调峰改造,比如煤电从电量型机组向电力型机组转变,在这个过程当中煤电深调是非常关键的工作,深调不只是技术改造的问题,更多的是商业模式设计问题。第三,9月份我们取消了一批不具备开工条件的煤电项目,差不多1250万千瓦的煤电项目,10月10号又下了一个特级文件,对煤电做进一步调控,这次力度非常具体,而且明确。第二个,提了一个词,缓批缓建,所有的煤电外送省份,包括新疆准东,宁夏宁东,内蒙鄂尔多斯,陕西陕北基地,煤电基地项目都要减半执行,内蒙锡盟基地2020年前规模控制在730万千瓦。这里边也有一些问题,比如说同样是煤电机组,这次文件里面山西省就没有提,我们知道山西目前所做的地方规划目标,对于煤电发展还是有非常高的目标的。
      所以说看调控效果,一分为二来看。短期来看,比如4月份发布调控文件之后,5月份、6月份依然还有1500万新建煤电开工,还有1500万环评首例,所以可以看出来调控政策有一些滞后效应。另一方面,地方省发改委从4月份之后确实在新核准项目规模或者评价上来说非常少,这是很积极的信号。另外,还有几个数据可以解读一下,上半年火电投资比去年同比下降6.4%,去年火电投资是比较高的增长,但是9月份开始,中电联最新公布的数据,火电投资再进一步下降,下降8.4%,这是一个非常积极的信号。上半年煤电投产2150万千瓦,到9月份来说,新投产的煤电数量没有太大变化,也就是说,借此可以观察到,急刹车文件已经发挥了一些效果,但形势是非常严峻的。我们现在总装机已经达到15.2亿,这是6月份数据,已经超过这个数了,同比增长11.3%。中电联预测全年新增煤电装机还会达到将近5000万,我估计比5000万少一点,但不会少太多,总新增超过5.2亿。煤电发展问题还是在总体装机过快增长,体量非常大的背景下在发生着。
      从后续政策观察来看,我们急刹车文件至少已经限制住了差不多1.1亿煤电,10月10号新发布的文件可能会使这个规模进一步扩大。所以我们可以对未来做出一点分析和展望,但这里存在很大的不确定性,比如2016年5000万煤电是确定的数,2017年不好说,2018年,按照新投下去的固定资产投资来说,有可能2018年的数就会比我们此前预期稍微低一些。这样的话,很有可能到2018年底我们煤电规模还是会达到10.3亿千瓦左右,这和我们此前提出来的9.2亿目标还是有一定程度的过剩。所以我们要通过我们的调控政策,确保2019年、2020年不再有一个千瓦的新核准,不再有一个千瓦的新建成,观察我们的煤电调控政策是否落实到位的一个指标。如果我们稍微控制不住,“十三五”期间到2019年还增长的话,实际装机就会达到10.5亿-10.8亿千瓦的规模。
      所以我们对煤电调控提出了具体的相对量化的路径,到2018年已经开工的数挡不住,只能是缓建,投产规模和速度放缓,但规模迟早要释放出来,但2019年能不能不要再新投产了,2020年也不要再有新投产了。这样的话,我们就可以提出比较量化的调控路线图,比如2019年、2020年投产了,所以5000万新项目摁住,有可能我们还需要做一些必要的落后产能的关停工作,我们之前提出的建议是3000万千瓦,在一些部分省区,比如云南、广西、四川省区可能以后水电为主,但水电又面临枯水期电力不足的问题,所以需要火电来调峰,这些省份它的煤电,今年9月份,四川、云南和广西的利用小时数在800-900小时数,相当于全年12个月只开了一个月,可以理解为这样的机组已经封存起来作为应急电源,但封存起来需要给它一定的商业模式。我们为了保障可再生能源发展,我们可能需要加大灵活性改造,其中1.2亿热电要做解耦工作,应该说这是非常积极的信号。
      最后我想讲一点,如果我们煤电调控工作最后没有刹住车,经济后果和代价是非常大的,搁浅经济价值非常高,实际是1.5亿或者1.8亿,大概的煤电过剩规模是1.6亿千瓦的话,对应总资产规模是2.8亿,大家会觉得这个数不太好解读,我们年化之后变成每一年损失的价值,前段时间可再生能源司的领导说,我们现在总的可再生能源基金亏空是550亿元,是累计的亏空额,但实际上1.6亿煤电如果过剩了,不能发挥价值,它所造成的每年的损失就将近1000亿,这实际上是非常大的一个数。在“十三五”期间,如果我们不能有效把煤电政策调控好的话,可能“十三五”期间电力行业效率问题、下滑问题会更加严重。
      最后总结一下。新常态意味着煤电增长空间非常有限,我们现在基本上达到煤电峰值了,这也是我们这几年做电力行业煤炭消费总量控制所一直希望回答的一个问题,电力行业就煤电而言至少很快达到装机风电,发电峰值在“十三五”期间,比如2020年,可能达到4万亿度电峰值之后也走下坡路,以后变成电力型机组调峰为主。但新建项目的搁浅风险巨大,政策已经取得了一定的效果,但还没有完全达到我们的预期。所以在讲电力行业调控的时候,首先要把规划目标设计好,因为规划目标可以体现政府在可再生能源转型方面强烈的决心,同时给市场发出特别明确的信号。当然,我们的煤电调控要和行政手段、规划手段、市场手段相结合,和我们正在做的电力体制改革相结合。我们要做煤电灵活性改造,这不只是一个技术问题,更是市场定位和市场设计问题,设计好了才能从体制机制上保证煤电企业让出市场发电量,还能有一定的市场收益,完成平稳的由煤电向可再生能源转型的过程。
      这是我给大家汇报的内容,谢谢大家!(能源新闻网)