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電力發展“十三五”規劃中期評估
發布日期:2019/3/22 8:49:19

 

 

電力規模邁上新臺階。2017年,全社會用電量達到6.36萬億千瓦時,發電裝機達到17.8億千瓦。110千伏及以上線路合計134萬公里,變電容量107億千伏安。我國人均裝機達到1.28千瓦,年人均用電量約4538千瓦時,均為世界平均水平的1.5倍。
結構調整取得新成績。非化石電源裝機占比從2015年底的34.2%提高到38.7%,非化石能源在一次能源消費中的比重從12.0%提高至13.8%,非化石能源發展已經進入大規模“增量替代”階段。
節能減排達到新水平。“十三五”前兩年累計關停小火電機組約1000萬千瓦。兩年累計實施節能改造約3億千瓦,煤電機組平均供電煤耗由2015年的318克標煤/千瓦時降至312克標煤/千瓦時左右,減排二氧化碳7400萬噸。2017年電力行業煙塵、二氧化硫、氮氧化物等污染物累計排放總量較2015年減少160萬噸。
技術創新取得新突破。核電、超超臨界發電、新能源發電取得積極進展。±800千伏特高壓直流輸送能力從640萬千瓦提升至1000萬千瓦;±1100千伏、1200萬千瓦準東-皖南特高壓直流工程、世界首個特高壓多端混合直流工程烏東德電站送廣東廣西工程開工建設。
國際合作開拓新局面。在52個“一帶一路”沿線國家開展投資業務和項目承包工程,“十三五”前兩年承擔大型承包項目314個,合同金額達581億美元,帶動了我國發電及輸變電技術、裝備、標準、金融走出去,成為“一帶一路”投資亮點。
電力改革開啟新篇章。各省輸配電價完成核定,到2017年底增量配電業務試點已開展三批次、291個項目。市場交易機制逐步完善,電力市場交易規模增長迅猛。
“十三五”電力規劃執行情況
經過“十三五”兩年發展,我國電力工業取得顯著成績,有關重要目標(指標)按計劃推進或超額完成,部分目標需要結合落實中央新要求,適應發展新形勢,及時作出優化調整。
電力供需。“十三五”前兩年,全社會用電量年均增長5.7%,高于規劃預期增速區間(3.6%~4.8%)。全國發電裝機容量年均增長7.9%,高于規劃預期年均增速(5.5%)。
電源結構。2017年底,非化石能源發電裝機占比達到38.7%,比2015年提高3個百分點,距離規劃目標(2020年占比39%)不到1個百分點;非化石能源發電量占比由2015年的27%提高到30%,距離規劃目標(2020年占比31%)僅差1個百分點。電源裝機中,太陽能發電提前3年超額完成1.1億千瓦目標,核電兩年累計增加900萬千瓦,滯后規劃進度。
電網建設。“十三五”前兩年,全國基建新增500千伏及以上交流輸電線路長度2.47萬千米、變電設備容量2.77億千伏安,分別完成2020年規劃目標的27%、30%。納入國家大氣污染防治行動計劃的特高壓交直流工程全面建成。
調節能力。截至2017年底,全國抽水蓄能電站裝機容量2869萬千瓦,完成新增目標1700萬千瓦的1/3。“十三五”規劃的火電機組靈活性改造,得到較好執行,尤其東北地區同步出臺輔助服務補償辦法,靈活性改造進展順利,調峰能力達到國際先進水平。
節能減排。2015~2017年,煤電機組平均供電煤耗從318克標煤降至312克標煤/千瓦時(規劃提出2020年降至310克標煤/千瓦時);電網綜合線損率從2015年的6.64%降至2016年的6.49%、2017年的6.42%,提前實現規劃目標(2020年控制在6.5%以內)。
 
電力高質量發展幾個關鍵問題及規劃調整建議
(一)適度調高電力需求目標
我國總體還處于工業化后期、城鎮化快速推進期。與發達國家相比,我國人均用電量還處于相對低位,特別是第三產業和居民用電占比僅為28%,隨著再電氣化進程加快,“電能替代”持續推進,未來我國電力需求還有較大增長空間。
建議適度調高電力需求目標。將2020年全社會用電量預期目標調增至7.6萬億千瓦時左右。“十三五”期間電力需求年均增長達到5.9%,電力消費彈性系數達到0.92,到2020年,年人均用電量達到5200千瓦時左右,接近中等發達國家水平。預測2035年,全社會用電量將達到11.4萬億千瓦時,2020~2035年年均增速2.8%,人均用電量相當于OECD國家上世紀80年代水平。
(二)促進水電開發和消納
西南水電開發潛力巨大,待開發水電占比超過67%,水電開發度遠低于發達國家水平,近幾年水電新開工項目明顯減少,水電投資呈現下降態勢。
西南水電開發和消納也暴露出一些問題。一是棄水現象較為突出。二是流域統籌規劃和管理較為薄弱。三是移民安置主體責任落實不到位,規劃約束性不強。四是稅費政策不盡合理,水電企業承擔的稅負過高。五是后續水電開發難度不斷加大,政策性成本不斷攀升,水電競爭力逐步下降。
要實現水電發展目標,必須統籌施策,促進西南水電高質量發展,需要加強統一規劃和統籌協調,實現水電在更大范圍內消納;加強水電流域統籌規劃建設,提高流域整體效益;強化移民管理,切實落實水電移民安置;完善水電稅費政策,促進水電企業健康發展;加大金融政策支持力度,加快西南水電建設。
建議水電仍保持2020年3.4億千瓦的發展目標。“十三五”及以后還須開工建設一定規模的水電。加快怒江中下游、金沙江上游和瀾滄江上游水電開發建設,加快雅魯藏布江流域前期論證工作,統籌推進各流域水電開發,力爭2035年水電裝機達到4.8億千瓦。
(三)優化新能源開發和布局
由于西部北部地區市場消納有限、跨區電網輸電能力不足、省間壁壘嚴重、市場交易制度不完善等諸多因素,新能源棄電問題十分突出。去年以來,政府方面,建立可再生能源目標引導制度,啟動綠色證書交易機制,制定解決棄水棄風棄光問題實施方案等;企業方面,實施全網統一調度,開展煤電靈活性改造和輔助服務試點,開展臨時現貨交易等。通過各方共同努力,棄風棄光問題有所改善,但棄電問題依然嚴重,全年棄風電量419億、棄光電量73億千瓦時。
解決新能源消納問題的關鍵是提高系統調節能力。新能源發電具有隨機性、波動性和間歇性,高比例接入電力系統后,增加了系統調節的負擔,傳統電源不僅要跟隨負荷變化,還要平衡新能源的出力波動。
新能源發展要堅持集中式和分布式并舉,綜合考慮資源稟賦、開發條件、技術經濟、投入產出等因素,在西部北部實施清潔能源大規模集約化開發,在東中部實施分布式電源靈活經濟開發,依托大電網實現各類集中式和分布式清潔能源高效開發、配置和利用。
建議調增新能源發展目標。將2020年風電、太陽能裝機目標由2.1億、1.1億千瓦調整為2.2億、2.0億千瓦。 多措并舉解決新能源消納問題,尤其是加快系統綜合調節能力建設,2035年風電、光伏裝機均達到6.0億千瓦。
(四)清潔煤電的市場定位和發展原則
長期以來,煤電裝機一直是我國主體電源。燃煤發電經濟性優勢明顯,是長期支撐我國低電價水平的重要因素。我國燃煤發電減排技術處于世界先進行列。電力行業消費五成煤炭的體量,但在全國污染物排放總量中占比僅為一成左右,電力大氣污染物排放得到了有效控制。我國碳排放壓力持續加大,應控制煤電發展規模,盡早達峰。
隨著新能源加速發展和用電特性變化,系統對調峰容量的需求將不斷提高。我國具有調節能力的水電站少,氣電占比低,煤電是當前最經濟可靠的調峰電源。煤電在系統中的定位將逐步由電量型電源向電量和電力調節型電源轉變。
未來我國煤電發展應堅持“控制增量、優化布局”的原則??刂圃雋?,即嚴控新增規模,防范煤電產能過剩風險,以綠色低碳電力滿足電力供應。優化布局,即在西部北部地區適度安排煤電一體化項目,緩解煤電矛盾;嚴控東中部地區煤炭消費增長,要通過“等量替代”方式安排煤電項目。
建議2020年煤電裝機目標繼續控制在11億千瓦左右。各地區嚴格落實國家防范和化解產能過剩要求。電力缺口優先考慮跨?。ㄇ┑緦ゼ?,同時加強需求側管理,合理錯、避峰。力爭2030年煤電裝機目標控制在13億千瓦左右,達到峰值。
(五)加快氣電發展
我國天然氣資源嚴重不足。人均天然氣剩余探明可采儲量僅相當于世界平均水平的1/10。天然氣發電成本高。氣價對發電成本影響很大,我國發展氣電不具有成本優勢。長期以來,我國氣電發展方式不合理,調峰優勢尚未充分發揮。熱電聯產占比高,截至2017年底,全國氣電裝機7629萬千瓦,其中70%以上是熱電聯產項目。
建議落實天然氣電站發展方式。2020年裝機達到0.95億千瓦,要進一步采取措施,將發展調峰電源作為氣電主要發展方向,重點布局在氣價承受能力較高的東中部地區和在新能源快速發展的西北地區。同時,鼓勵發展分布式氣電。
(六)安全發展核電
我國核電裝機和發電量占比較低。截至2017年底,我國核電機組總容量3500萬千瓦,約占全國總裝機的2%;全年核電發電量2475億千瓦時,約占總發電量的3.9%。到目前為止,歐盟28個成員國中有14個國家擁有核電,占歐盟總發電量的27%,貢獻50%的低碳電源。
核能發電技術成熟、低碳高效,在能源轉型中發揮不可替代的關鍵作用。加快核電建設,才能有效控制煤電規模。
建議調減核電發展目標,增加核電開工規模??悸悄殼昂說緗ㄉ杞惹榭?,建議將2020年發展目標由原規劃的5800萬千瓦調減為5300萬千瓦。為保證電力供應,在國家層面盡快確定我國核電發展路線,加快沿海及內陸的核電建設,每年核準建設8~10臺機組。
(七)提高電力電量平衡和電力流
我國政府承諾,到2020年、2030年,非化石能源占一次能源消費比重分別達到15%、20%,2030年前后碳排放達到峰值。結合上述電力需求預測、各類電源發展思路和原則,電源結構持續優化,非化石能源發電裝機和發電量快速增長。2035年非化石能源將成為電力供應的主導電源。2020年,全國電源裝機達到21億千瓦,其中非化石能源發電裝機8.8億千瓦,占比為41%,發電量占比為33%。2035年,全國總裝機36億千瓦,其中非化石能源發電裝機20.3億千瓦,占比為57%,發電量占比達到50%。
未來很長時間內,東中部都是我國電力消費的主要區域,2020年、2030年東中部用電量比重為65.4%、62.5%。加快西部北部清潔能源基地開發,壓減東中部地區煤炭消費總量,能源開發重心不斷西移北移,大規模、遠距離輸電至東中部負荷地區是必然要求。
建議加大西電東送電力流規模。2020年西電東送電力流規模由2.7億千瓦提高到3.0億千瓦左右。
(八)提升電網發展水平
目前我國區域電網特高壓主網架正處于完善過程中,特高壓交流發展滯后,電網“強直弱交”結構性矛盾突出,多直流、大容量集中饋入和核心區域500千伏短路電流超標問題,給電網安全運行帶來風險,影響電網輸電效率??縭。ㄇ┳試從嘔渲媚芰Σ蛔?。保障電力供應,實現清潔發展目標,亟需加快推進一批特高壓跨?。ㄇ┦淶綣こ?。智能配電網發展基礎薄弱。城市配電網發展滯后,與國際先進水平相比還有明顯差距,農網歷史欠賬較多,縣級電網結構薄弱。
建議提升電網本質安全水平和資源配置能力。建設華中特高壓環網工程,適時推進華北—華中聯網加強工程、區域電網聯網工程,消除電網安全隱患。增加青海—河南特高壓直流工程,張北—雄安(北京西)特高壓交流工程,云貴互聯通道工程,2020年前建成投產?;平綴滋?、金沙江上游水電和新疆、隴(東)彬(長)等綜合能源基地特高壓直流輸電工程。高質量發展智能配電網。加強城鎮配電網建設,提升質量和效益,大力推進農村電網改造升級,提高配電網智能化水平。加強國際能源電力合作,與相關國家建立跨境電力互聯合作機制,開展與東北亞、東南亞等重點地區的電力聯網規劃研究和項目可行性研究,加快周邊國家電網互聯互通。
(九)加強綜合調節能力建設
優先實施煤電靈活性改造,加大抽水蓄能和氣電調峰電源建設,積極推進儲能技術商業化運營,加強需求側管理,引導用戶科學用電,能夠滿足我國新能源大規??⑿枰?。
實施煤電靈活性改造是提高系統調節能力的現實選擇。目前,儲能技術成熟度、經濟性,尚不具備大規模商業化應用條件,抽水蓄能電站受站址資源約束,且經濟性差(單位千瓦投資約6000元),氣電受氣源、氣價限制,不具備大規模建設條件。煤電靈活性改造技術成熟,每千瓦改造費用約120~400元,國內部分電廠已開始深度調峰改造試點,取得了預期效果。
建議加強調峰能力建設,提升系統靈活性。實施煤電靈活性改造要按照分地區、分機組容量有序實施,對于新能源消納困難的“三北”地區,30萬千瓦及以下、部分60萬千瓦煤電機組進行靈活性改造,并同步出臺輔助服務補償機制。深化電力需求側管理。發揮信息化系統優勢,強化智能電網系統平臺建設、電能服務產業培育,提升電力用戶側靈活性;擴大峰谷分時電價實行范圍,制定科學、合理的峰谷分時電價。
(十)積極推進電力改革和市場化建設
電力市場是實現全國電力資源優化配置的軟通道。我國電力市場化改革取得積極進展,但省間壁壘問題依然突出、電力價格形成機制不完善,制約了電力資源大范圍配置的效率。
建議健全完善政策機制。加快建立透明高效的全國和省級電力市場平臺,打破省間壁壘,充分發揮市場在能源資源配置中的作用。健全輔助服務機制,通過市場化手段,充分調動電力企業和用戶參與輔助服務的積極性。完善并啟動煤電聯動機制,合理疏導煤電企業發電成本。制定落實靈活電價政策,積極促進電能替代。
 
(二)文章二:平價上網步伐加快 風電光伏或率先“斷奶”
風電、光伏發電取消補貼、平價上網的步伐正在加快。1月9日,國家發改委、國家能源局發布《關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》。
《通知》指出,隨著風電、光伏發電規?;⒄購圖際蹩燜俳?在資源優良、建設成本低、投資和市場條件好的地區,已基本具備與燃煤標桿上網電價平價(不需要國家補貼)的條件。將開展平價上網項目和低價上網試點項目建設,優化平價上網項目和低價上網項目投資環境,保障優先發電和全額保障性收購,促進風電、光伏發電通過電力市場化交易無補貼發展。
在剛過去的2018年,“平價”成為風電行業的焦點。同時,風電行業政策也正在密集釋放。2017年國內批準了13個風電平價上網的示范項目。從各個研究機構研究的結果來看,全國的大部分省市區,風電度電的補貼需求,基本可以控制在每度電不超過0.05元的水平,河北省甚至可以實現完全退出補貼,做到平價上網。但是在西部五省,由于當地常規能源電力價格比較低,風電補貼需要達到0.15元/千瓦時。
中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖曾指出:“風電行業(補貼)該斷奶就要斷,一個行業不可能永遠靠補貼生存。一直靠補貼的行業永遠做不大,也走不遠。”
金風科技(002202)董事長武鋼認為,當前風電發展迎來新時期,“風電發展到一定階段,補貼逐步退出。從長遠看,這是好的驅動,但也要避免行業的惡性競爭。”
光伏領域亦在“領跑”
在光伏發電領域,平價上網進程亦獲得突破。2018年12月29日,三峽集團新能源公司聯合陽光電源(300274)建設的中國首個大型平價上網光伏項目在青海格爾木正式并網發電,標志著替代煤電的平價清潔能源正式走進千家萬戶。
據介紹,該項目總裝機規模500MW,占地771公頃,總投資約21億元,是國內一次性建成規模最大的“光伏領跑者”項目,也是國內首個大型平價上網光伏項目。該項目的平均電價為0.316元/千瓦時,比青海省火電脫硫標桿上網電價(0.3247元/千瓦時)低2.68%,為光伏“領跑者”項目歷史最低電價。
“領跑者”計劃是國家能源局從2015年開始,每年實行的光伏扶持專項計劃,主要通過建設先進技術光伏發電示范基地、新技術應用示范工程等方式實施。截至目前,光伏“領跑者”計劃已實施了三期共19個領跑基地建設,規模達到11.5GW。其中,前兩批基本完成并網。
去年10月,國家能源局在披露第三批“領跑者”基地運營狀況時表示,從電價降低幅度看,平均下降了0.24元/千瓦時,比光伏標桿電價總體減少了36%。
蘇美達集團總裁蔡濟波此前表示,補貼下調基本已成定局,無補貼項目是接下來市場發展的必然趨勢,光伏產業離平價上網只差“最后一公里”。通過“531政策”的調整,整個光伏行業的成本將會得到大幅下降。從長遠來看,行業將會有一年半載的過渡期,而一旦達到平價上網的標準,無補貼示范項目啟動后,光伏市場或將迎來春天,平價之后市場將會有一個比較大的增長。
國金證券1月3日的行業研報中預計,在國內市場由補貼驅動向全面平價過渡的未來2-3年內,海外市場持續貢獻需求增量將是行業需求保持增長、制造業景氣持續復蘇的核心邏輯之一,預計2019年全球市場有望實現20%增長;2019-2027年全球逐步實現平價,2026年前后達到約440GW/年的第一個新增裝機高峰。
本次《通知》指出,各地區要認真總結本地區風電、光伏發電開發建設經驗,結合資源、消納和新技術應用等條件,推進建設不需要國家補貼執行燃煤標桿上網電價的風電、光伏發電平價上網試點項目(簡稱“平價上網項目”)。在資源條件優良和市場消納條件保障度高的地區,引導建設一批上網電價低于燃煤標桿上網電價的低價上網試點項目(簡稱“低價上網項目”)。對于未在規定期限內開工并完成建設的風電、光伏發電項目,項目核準(備案)機關應及時予以清理和廢止,為平價上網項目和低價上網項目讓出市場空間等。
《通知》還明確,鼓勵平價上網項目和低價上網項目通過綠證交易獲得合理收益補償;在風電、光伏發電平價上網項目和低價上網項目規劃階段,有關省級能源主管部門要督促省級電網企業做好項目接網方案和消納條件的論證工作以及動態完善能源消費總量考核支持機制等等。
 
 
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