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当前,经济发展新常态凸显,供给侧结构性改革深化,经济增速换挡,增长驱动力转换,大部分传统行业均发生了很大变化。电力工业的发展形态也出现了根本性改变。总体来看,电力工业的宏观形势主要有以下6个特征:一是供给严重过剩。2016年,中国发电设备平均利用小时为3 785 h,是1978年以来的最低值。二是在建电源装机规模巨大。目前,预计全国在建电源装机容量为2.0亿kW左右,面临很大的产能释放压力。三是基数很高,增长空间有限。2016年,中国全口径发电设备装机容量达到16.5亿kW,发电量和装机容量分别达到美国的1.45倍、1.55倍;人均发电量达到4 317 kWh/人,是世界平均值的1.3倍,达到欧盟的68%,英国的83%。四是经济增速换挡,增长驱动力由要素驱动向创新驱动转换,导致电力需求不旺。五是能耗强度很高,节能降耗空间巨大。2015年,中国工业能耗占总能耗的比例为69%,美国为32%;中国单位GDP能耗是世界平均值的1.7倍、美国的2.1倍、欧盟的3.2倍;中国单位GDP电耗是世界平均值的1.6倍、美国的2.2倍、欧盟的2.7倍。六是经济结构、工业结构调整加快,存在能耗和电耗“回吐”现象。我们之前做过测算,2014年,三大高耗能产业(黑色金属冶炼及压延加工业、化学原料及化学制品制造业、非金属矿物制品业)的能耗强度是工业平均能耗强度的3.1倍,是批发、零售、住宿、餐饮业平均能耗强度的26.6倍。因此,电力行业面临的形势,大概率是趋势性的,而非周期性的。
近期,原电力工程顾问集团总经理、电力规划设计总院原院长吕伟业撰写了《“防范化解煤电产能过剩风险”的几点思考》,该篇文章也是对整个电力工业的总结和反思。作者不才,与吕老唱和,撰写了一篇《刍议〈“防范化解煤电产能过剩风险”的几点思考〉》,也得到了老先生的点拨和斧正。现把唱和文章投诸期刊编辑部,因智识短浅,恐贻笑大方。
1)赞同吕老的看法,解决问题要从体制着手,若就事论事,重复去解决不断出现的问题,会落入“头疼医头、脚疼医脚”的困境,只会越干越难、永无止境。电力工业发展到今天,不可谓“无功”,亦不可谓“无过”,要“世易时移,时移备变”。在产能总体短缺的情况下,放开市场、利益驱动,是解决短缺的有效途径;在产能总体过剩的情况下,“加强规划”、“有效管控”是解决过剩的“牛鼻子”。“一阴一阳之谓道”,此之谓也。
2)电力工业发展的历史经验和教训表明,电力规划问题是个大课题,也是个“大问题”。一是,电力规划脱不开政治影响,很难做到科学中立。二是,电力规划的“科学性”很难企及。主要原因是,电力工业的发展与能源禀赋、能源结构、能源生产、能源消费、经济发展、经济结构、产业结构、能源技术、技术经济等要素有关,是个宏大的系统工程。比如,研究煤电、核电等单个电源类型的发展问题,必放置于电源整体的发展中;研究电源发展问题,必放置于电力工业发展中;研究电力工业发展问题,必放置于能源发展中;研究能源发展问题,必放置于经济结构和工业结构中;研究经济结构和工业结构演进问题,必放置于经济发展的大局中;研究经济发展问题,必放置于经济社会发展的全局中。因此,要做好电力规划,难之又难。比如,2011年,中国工程院编写的《中国能源中长期(2030—2050)发展战略研究》,个人认为,有些章节的方法论是值得商榷的。因此,在做电力规划时,建议要囊括多个行业的研究机构及专业人才,大体要包括:应用经济学的主要二级学科(国民经济学、区域经济学、财政学、金融学、产业经济学、统计学、数量经济学等)、与能源有关的学科、与电力有关的学科、与工程经济有关的学科,而不仅是电力系统类专业。另外,还要有一些智识非凡、知识多元且能融会贯通的人居中统筹谋划。那么,电力规划的科学性能否逐步提升,不断接近“真理”呢?我看是有可能的,国家电网正在推广应用的大数据系统,把电能管理、用电信息、设备状态、生产管理、天气信息、经济数据等全样本的实时数据予以采集储存,假以时日,必可大用。
3)中国煤电产能过剩是不争的事实。以2016年数据计算,若设备合理利用小时数分别按5 000 h、5 500 h、6 000 h测算,则煤电设备利用率分别为82.9%、75.3%、69.1%,分别过剩0.16 TW、0.23 TW、0.29 TW。2008年金融危机以后,美国煤电设备利用小时数均高于4 800 h,其中,2010年达到5 831 h。当然,煤电设备的合理利用小时数与内因(设备情况)、外因(系统负荷特性)均有关系。但是,中国煤电设备利用率大概率是低于75%的,这与中国工业设备的总体利用率大体相当。产业经济学上有个不太确切的规律:行业过剩10%以内有利于竞争;行业过剩10%~20%,企业竞争加剧、利润减少;行业过剩20%~30%,企业大面积亏损;行业过剩超过40%,全行业亏损。当然,煤电属于特殊行业,还未出现大面积亏损现象。若按过剩0.23 TW测算,配套电网投资按1∶0.7估算,则投资“浪费”约14 000亿元。
4)赞同吕老所提的“‘放管服’是统一的整体,不可偏颇”的观点。本届政府的一项重要工作是“简政放权”,但是,要具体问题具体分析,不能什么都“简”,什么都“放”。改革开放初期,有个重要教训,是“一放就乱、一管就死”,虽较绝对,但有些逻辑规律却不可不防。电力工业是特殊行业,加之能源禀赋的区域不平衡特性,其建设和运行必然要跨多个行政区域,类似明清之漕运,要有“总督漕运部院”的统筹协调机构。因此,要彻底解决“弃风、弃光、弃水、弃核”问题,除了电网技术进步外,更应在体制上“做文章”,要统筹协调各利益主体的诉求。总体来看,电力工业发展到现阶段,“合”比“分”好。
5)要建立电力规划、可行性研究的责任追究制度。这一责任追究制度的前提,是电力规划和可行性研究要能“超然物外”,要做独立第三方,而非利益相关方。目前,可行性研究绝大部分为电力设计机构承担,除了“拿人钱财、替人办事”外,还有后续设计任务、工程承包任务的利益问题。
6)关于电煤消费比例问题。2015年,中国煤炭消费量为39.7亿t,发电中间消费为17.9亿t,占比约为45.2%;终端消费(直接消费)11.2亿t,占比28.2%。总体来看,煤炭直接消费的占比较高,在直接消费中,散烧煤尤为环境污染的重点。总体来看,发电仍是煤炭大规模清洁利用的最有效手段,加之2020年以后,中国煤电全部实现“超低排放”改造,煤电机组将全部达到燃气轮机排放的限值水平。因此,在煤炭消费中,发电中间消费的比例仍需大幅提高。与之相对照,2015年,美国煤炭消费量为7.24亿t,其中,发电中间消费为6.70亿t,占比高达92.5%。
7)关于天然气发电问题。影响气电发展的核心问题在于天然气价格。2016年,中国天然气消费量为2 103亿m3,生产量为1 384亿m3,缺口719亿m3,缺口占比34.2%。2016年,中国进口LNG天然气2 606万t,合计金额人民币519.4亿元,折算为1.43元/m3;进口管道气2 797万t,合计金额人民币497.7亿元,折算为1.28元/m3。上述价格均为到LNG接收站及口岸价格,加上境内的长管输费、短管输费、LNG接收站摊销成本等,到燃气发电厂的到厂价格必然不低。大体来说,每立方米天然气的长管输费摊销可按0.1元/100 km估算、省管输费摊销可按0.2~0.3元估算、短管输费摊销可按0.05元估算、LNG接收站摊销可按0.3~0.4元估算。如广东省,其外输天然气主要来自西气东输的“西二线”来气,以及海上的LNG气。广东省“西二线”来气中,摊销至每立方米的管输成本约为:“西二线”管输费约为1.0元左右,省管输费约为0.2~0.3元,平均短管输费0.05元左右,合计约为1.25~1.35元,因此,若使用进口的土库曼斯坦气(2016年,土库曼斯坦气占中国管道气进口量的77.3%),到广东省天然气发电厂的成本价不会低于2.5元/m3。广东省LNG来气中,摊销至每立方米的管输成本和LNG成本约为:LNG固定资产投资和运营摊销0.3~0.4元,省管输费约为0.2~0.3元,平均短管输费0.05元左右,合计约为0.6~0.7元,因此,到广东省天然气发电厂的成本价不会低于2.0元/m3。2017年5月,美国发电用天然气价格为3.62美元/千立方英尺,合人民币0.876元/m3。2016年,欧盟28国工业用天然气(年消费<1~4>×1015 J用户)平均售价为7.1欧元/GJ,合人民币1.95元/m3(含税费,下同)。其中,德国售价合人民币2.08元/m3,法国售价合人民币1.80元/m3,英国售价合人民币1.51元/m3。2016年消费超过4×1015 J的工业用户天然气价格中,比利时售价合人民币1.41元/m3,德国售价合人民币1.94元/m3,意大利售价合人民币1.73元/m3,罗马尼亚售价合人民币1.27元/m3。总之,天然气价格是制约气电发展的主要因素,气电仍需要财政补贴实现投资回报。长期来看,任何一种形式的能源,若长期依靠补贴,则必不可大规模发展。中国天然气价格高企,主要与东北亚天然气价格形成机制、中国管道气管输距离长、资源禀赋不高等结构性问题有关。未来,页岩气等非常规油气资源的开采,可能会降低天然气价格,但在中期内难现改观。
8)关于水电问题。水电的核心问题,在于可开发厂址“越来越偏远”,成本越来越高。如糯扎渡水电站的单位动态投资为1.044 4万元/kW,白鹤滩的单位动态投资为1.111 8万元/kW,其与CPR1000核电站的单位投资基本相当;两河口水电站的单位动态投资为2.215 2万元/kW,若不考虑联合调度效益,其经济价值很低。加上长距离输送成本,水电的价格竞争力正在下降。下一步,在综合考虑生态保护、工程经济、送出成本、环境效益、国际河流开发等问题的基础上,仍要大力建设水电基地。
9)关于核电问题。短期来看,在影响核电发展的宏观要素中,除了核电技术及安全性外,更为重要的因素是电源供应总体过剩,以及核电经济性的降低。核电标杆上网电价实施后,单位千瓦固定资产投资相对较低的“二代+”核电仍将维持较好的收益率,但是,对于非首台、非首批及非示范工程的三代核电机组,其经济性将受到考验。中期来看,核电发展将主要受以下因素影响:(1)电力供需情况;(2)碳排放约束指标;(3)非水可再生能源的技术进步及发展情况;(4)各类电源的经济指标;(5)核电技术进步及安全性;(6)公众对核安全的担忧及对核能发电的接受程度;(7)核安全突发事件等。长期来看,核电、非水可再生能源发电将分担新增能源消费和化石能源替代需求,其发展模式存在如下可能性:(1)第1种可行性,主要以核电弥补新增能源需求和化石能源替代需求,如第二次石油危机后的法国;(2)第2种可能性,核电发展到一定程度后保持稳定,又因环保因素开始降低,此后,以非水可再生能源满足能源替代需求,如第二次石油危机后的德国;(3)第3种可行性,核电发展到一定程度后,供应量保持稳定,石油、天然气、煤炭3类化石能源自身结构发生变化,天然气消费量提升,石油消费量保持稳定,煤炭消费量降低,非水可再生能源稳步发展,如2000年以后的美国;(4)第4种可行性,核电和非水可再生能源同步均衡发展。当前,影响核电发展的多个因素均出现了较大变化,特别是电力供需情况出现了根本性改变。在外部因素出现较大变化的情况下,核电在我国能源供应体系中应该处于何种地位,发挥何种作用,将直接影响能源供应结构和核电产业中的各类参与主体。研究核电的发展问题,必须置于能源电力的宏观格局中予以综合考量,因此,需要从能源供应特别是电力供应的全局出发,谋划核电的长远发展,在统筹各类能源供应的基础上,做好顶层设计和规划,使核电既不冒进、也不保守地持续健康发展。
10)关于非水可再生能源问题。在工业用电价格较高的情况下,要统筹解决“高价能源”之“经济效益”和“环保效益”的关系,在保持新增建设规模的同时,又不至于伤及中国经济特别是工业品的竞争力。对于已经建设和投运的风电、光伏项目,由于其发电边际成本很低,以系统角度来看,实在不应该弃风、弃光。要解决这个问题,除了电网技术进步外,更应在体制上“做文章”,要统筹协调各利益主体的诉求。总体来看,电力工业发展到现阶段,“管”比“放”好,“合”比“分”好。
11)关于储能问题。在核定输配电价时,抽水蓄能资产未能计入可计提收益的固定资产,其容量电价如何传导,仍需进一步研究。总体来看,抽水蓄能很难通过与风电、光伏的联合调度,峰谷电价差,辅助服务等完全实现市场化。加之低成本煤电的宽负荷运行,抽水蓄能几成“鸡肋”。从宏观上讲,抽水蓄能75%的综合效率在电力系统中亦不能算“节能减排”,若煤电深度调峰的机组效率下降值低于抽水蓄能的抽发损失值,则抽水蓄能的效益不在。当然,在重要供电区域内保留适当的抽水蓄能机组,对电网安全特别是黑启动的效用就另当别论了。与之对应,1990—2015年,美国抽水蓄能装机容量由19 GW增长到22 GW,基本处于维持状态。关于化学储能站,预计随着电动汽车的普及,可能会出现较大变化(废旧电池再利用),但其总量不会太大,对电力系统不会产生根本性影响。另外,尚需理顺化学储能站的价格形成机制问题。
12)关于电动汽车问题。按照当前电动汽车平均效率7.0 km/kWh,燃油车12.5 km/L,同时,考虑一定的充电损耗率进行测算。2015年,全国交通用汽油为5 307万t、交通用柴油为1.116 3亿t。到2025年,若以2015年为基值,100%交通用汽油(2015年值)和30%交通用柴油(2015年值)全部由电能替代,则新增用电量为237.2 TWh,约为2016年全国年用电量的4%。
13)关于分布式能源问题。分布式能源中,能形成规模的当属天然气分布式能源,但是天然气分布式能源存在如下问题:(1)天然气价格不具有市场竞争力,若无财政补贴,天然气分布式能源仍无法市场化运营;(2)分布式消纳电力的电价形成机制问题;(3)分布式能源与大电网的关系问题;(4)分布式消纳的微网稳定、供电可靠性、供电质量问题等。
14)关于电价问题。中国工业品的能源成本主要表现为电力成本,终端用电价格对工业品的利润率影响较大。2015年,中国平均工业电耗为0.173 kWh/元增加值;规模以上工业利润总额为66 200亿元,±1.0分/ kWh的电价对工业利润的敏感性为±0.61%。目前,中国主要省市的一般工业用电价格均高于欧盟平均值,其中,制造业密集的珠三角地区一般工业用电价格高于德国、法国、美国等主要工业国。2016年,珠三角地区的一般工业用电价格是德国的1.03倍、法国的1.49倍、土耳其的1.63倍、美国纽约州的1.87倍、美国德克萨斯州的2.13倍、美国平均值的1.60倍、越南平均值的1.46倍。当前,中国可再生能源电价附加为1.9分/kWh,预计对工业利润的影响为-1.2%。因此,在大规模发展非水可再生能源能源等“高价”能源的同时,要加大电力体制改革,通过“倒逼机制”,提高电力企业的运行效率,降低用电成本。
15)关于需求侧管理问题。目前,电力系统的峰谷负荷差值极大,如2017年7月某日,南方电网统调负荷峰值近140 GW,谷值不到85 GW,全网装机容量为279 GW,因此,需求侧管理有较大的挖潜空间。下一步,要在体制机制上加大需求侧管理,在全系统效益的基础上,用经济手段平滑负荷曲线。量变引起质变,电力系统发展到今天,内部挖潜产生的效益,可能会超过规模扩张的效益。
Several Reflections of Electric Power Industry in China
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