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2016年我国电力发展形势回顾及2017年展望
作者:能源所  时间:2017-03-28

 2016年我国电力发展形势回顾及2017年展望

际,康晓文,高

(国家发展和改革委员会能源研究所,北京  100038)

摘要:2016年电力消费增速显著回升,煤电去产能政策取得一定效果,电力体制改革各项任务全面铺开,取得重要进展。电力过剩趋势仍在恶化,火电发电利用小时数继续下滑,非化石能源消纳问题突出。受各种因素影响,预计2017年电力需求增速总体企稳,呈中低增速态势,新增电力装机保持1亿kW左右规模,7条特高压输电线路集中投产,电力过剩引发的各种矛盾会进一步加剧。应着力化解和防范各类风险,推进供给侧结构性改革和电力体制改革,加快电力转型升级。

关键词:电力;回顾;展望;电力改革;过剩

中图分类号:F426文献标识码:A文章编号:1003-2355-(2017)03-0027-06

Doi: 10.3969/j.issn.1003-2355.2017.03.005

 

Abstract: In 2016, the growth rate of electricity consumption increased, and the coal power policies to cut overcapacity have achieved a certain effects. The task of electricity reform was fully rolled out and made important progress. Coal power generation hours has continued to decline. The curtailment problems of wind, hydropower, solar, and nuclear power become more complicated. It is expected that the growth rate of electricity demand in 2017 would be stable. The new power installed capacity will be maintained at the scale of about 100 million kilowatts, and 7 special high-voltage transmission lines will be built. Suggestions would be: to focus on resolving and preventing all kinds of risks, to promote the supply side of the structural reform and power system reform, and to speed up the transformation of power industry.

Key words: Electricity; Review; Perspective; Electricity Reform; Surplus

收稿日期2017-03-06

作者简介:李际,女,副研究员,主要从事电力发展战略和政策研究工作。

12016年电力发展形势及特点

1.1电力消费第三次筑底态势已基本成型

2016年,全社会电力消费增速企稳回升,第三次筑底态势已基本成型。根据国家能源局数据,2016年我国全社会用电量为59198亿kWh,同比增加2825亿kWh,增长5.0%,其中二产、三产、城乡居民电力消费分别为42108亿kWh、7961亿kWh、8054亿kWh,同比增速分别为2.9%、11.2%、10.8%,三产和居民消费增速远远高于二产。自2009年电力增速开始下行以来,经历了三次显著下台阶式筑底变化,第一次是2011年第三季度至2012年第一季度,电力增速在8%~12%区间波动;第二次在2013年第三季度至2014年第三季度,增速在4%~7%区间波动;目前进入第三次筑底期,增速在3%~5%区间波动。

1.2电力需求增长动力正在转移

相比前两年,2016年电力消费回暖,除了工业电力消费增长的拉动作用,更多是三产和居民生活用电的支撑,且拉动用电增长的动力从传统高耗能行业向三产和生活用电转换的趋势更加明显。随着国内工程建设规模迈过峰值,钢铁、建材、化工基础产品等高耗能原材料进入饱和期,相继出现产能过剩,高耗能行业生产明显下滑,电力消费增速持续下降。“十二五”期间,由于三产及生活用电量比重较低,对全社会用电量增长拉动有限,在高耗能行业用电增速持续下滑拖累下,全社会用电量增速由2011年的12%下降到2015年的0.5%。随着三产和居民电力消费占比不断增加,对电力消费增长的贡献不断提升,2016年贡献率达到56%。此外,电力市场化改革降低了企业用电成本,大用户直接交易量超过8000亿kWh,企业用电量企稳回升;电能替代取得进展,有效扩大了电力消费;2016年持续高温及2014年基数偏低等多种因素也推动了电力消费增速回升。

东中部地区成为电力消费增速企稳的重要支撑。本轮第三次筑底,呈现明显的分区域特征。电力消费增速出现区域分化,呈现四个梯队。一是以安徽、江西等中部省份为代表,电力消费增速超过8%,对全国电力消费增速的贡献超过20%。二是以长三角、珠三角为代表的传统经济发达区域,正从依靠产业转型升级,依靠人力、资本及科技创新等来增强经济活力。这些区域由于基数较高,电力消费增速在3%~6%区间,是全国电力增长贡献最大的区域。三是以能源、原材料产业为主的东北三省、山西、内蒙、陕西等资源性省份,电力消费增速在2%~4%区间,对全国电力消费增速的贡献有限。四是承接中部高载能产业的西部、西南等省份,由于高载能产业需求下行,产能过剩明显,而新的经济增长点又尚未培育,电力增长动力不足。

1.3非化石能源占比明显提高,火电发展势头初步得到遏制

2016年,全国发电新增装机规模达到1.2亿kW,其中新增风电装机1930万kW,光伏发电装机3454万kW,水电装机1170万kW,合计6500万kW,再考虑新增720万kW的核电,新增非化石能源发电装机占新增发电装机的60%,连续四年超过一半以上,非化石能源已成为主力新增电源,电源结构继续得到优化。非化石能源发电量新增了近2000亿kWh,相当于两个三峡水电站全年的发电量;非化石能源发电占比进一步提升,在全部发电量中的比重从2015年的26.9%增加到2016年的28.4%。

在电力供需形势总体宽松的情况下,特别是近两年明显供大于求,部分地区电力严重过剩。然而随着全社会用电增速的回落,2012—2015年四年间装机增速不但没有下降,反而大幅回升,甚至新增装机屡创新高。2016年受到火电去产能政策发力,快速发展势头得到有效遏制,火电新增装机从2015年的6400万kW减少到2016年的4836万kW。

1.4电力过剩形势依然严峻,非化石能源电力消纳问题突出

到2016年底,火电装机达到10.5亿kW,占全国电力总装机的64%左右,同比增长5.3%。全年新增火电装机4836万kW,虽比2015年同期新增规模减少1564万kW,但装机增速仍高于火电需求增速,甚至高于电力需求增速,火电设备平均利用小时数为4165 h,比2015年同期进一步减少199 h。

在火电装机增长的同时,2016年非化石能源发电上网受限问题突出,全年约有1500亿kWh的清洁能源电量无法有效利用,被白白浪费,其中超过1000亿kWh的可再生能源电量无法有效利用,再创历史新高,表明困扰可再生能源的电力消纳问题没有得到根本解决。

1.5燃煤发电企业效益明显下滑,风险不断加大

受燃煤上网电价下调、电煤价格大幅反弹、发电机组利用小时数持续下降、市场交易电量快速增加等多重因素影响,导致煤电效益下滑明显。据中电联资料显示,2016年1~11月,五大发电集团共实现利润542亿元,比2015年同期980亿元下降45%,其中煤电板块利润下降67.4%。究其原因:

一是电价下调大幅压减燃煤发电企业利润。2015年底国家下调了燃煤发电上网电价,每千瓦时降低3分钱,于2016年1月1日开始执行。按照2016年燃煤上网电量3.7万亿kWh测算,由于上网电价每千瓦时下调3分钱,相应减少火电企业利润1110亿元。比较2015年我国火电发电企业利润总额2266亿元,意味着2016年火电利润被挤压了一半。

二是煤价攀升提高了煤电企业成本。2012—2016年初,我国煤价处于下降通道,低煤价一直持续到2016年5月,之后电煤价格快速回升,从5月份的315元/t上涨到12月份的534.92元/t,而当前电价水平下的电煤价格指数盈亏平衡点为450元/t。随着下半年煤价大幅反弹,五大发电集团煤电板块利润大幅缩水,2016年9月份由正转负,亏损2.59亿元,10月和11月亏损额分别扩大到7.91亿元和12.86亿元。2016年平均电煤价格比2015年增长了18元/t,引起的煤电发电成本提高约每千瓦时0.18分。按照2016年燃煤发电量3.9万亿kWh测算,压减煤电企业利润70多亿元。

三是发电利用小时数下降一定程度影响了企业效益。2015年我国燃煤发电利用小时数继续下滑,比2015年下降162 h,估算将推高燃煤发电成本提高0.2分/kWh,压减煤电行业利润74亿元。

此外,随着电力市场化改革不断推进,2016年全国包括直接交易在内的市场化交易电量突破1万亿kWh,约占全社会用电量的19%,导致每千瓦时电平均降低电价7.23分。在市场过剩、发电利用小时数日趋减少的情况下,燃煤发电企业为了多争取发电量而选择降低上网电价,也相应挤压了煤电企业利润。

22016年电力改革和主要政策

2.1煤电去产能政策稳步推进

面临煤电产能过剩风险,国家出台了促进燃煤发电有序发展等一系列政策文件,采取“取消一批、缓核一批、缓建一批”等限制政策,适当放缓煤电项目建设进度,建立煤电建设风险预警机制,严控煤电新建规模,新投产煤电机组不再安排发电计划等措施,积极化解过剩产能。为落实三个一批政策,2016年9月份,国家能源局公布了取消一批不具备核准条件的煤电项目名单,共计15项、1240万kW。2017年1月,为实现2020年控制煤电机组装机在11亿kW以内,国家能源局分别给13个省份下达了有关“十三五”煤电投产规模的函,共涉及85个煤电项目停建或推迟到“十四五”期间建设,合计超过1亿kW。

国家促进煤电有序发展政策措施取得效果,扭转了煤电投资持续快速增长的势头。2016年,煤电投资同比下降4.7%,净增煤电装机4753万kW,同比减少1154万kW。减少新建和在建燃煤发电装机规模合计约1.2亿kW。

随着散煤治理步伐加快,各省市加快推进热电联产电站建设,到2020年力争实现北方大中型以上城市热电联产供热率达到60%以上的目标。国家在控制新增煤电中,允许建设满足民生采暖等需求的热电联产机组。2016年大约有2600万kW的燃煤热电联产项目获得核准,一些省份也在“十三五”时期规划了较大的热电联产机组建设规模。目前我国大部分热电联产机组实现供热能力仅为设计值的60%~70%,甚至更低,需要警惕新建热电联产加重煤电过剩的风险。

2.2加速推进燃煤发电转型升级

2016年初,国家能源局召开加快推进煤电超低排放和节能改造动员大会,对《煤电节能减排升级与改造行动计划》中的目标进行了提速,扩大了实施范围。原仅对东部地区的要求扩展到全国有条件地区,并将东部地区的改造任务提前到2017年完成。2016年8月,国家出台文件对2016年全国各省区市煤电超低排放和节能改造目标任务进行了部署,要求超低排放改造目标为2.54亿kW,节能改造目标为1.89亿kW。

2016年6月国家正式启动提升火电机组灵活性改造示范试点项目,8月公布了第二批示范试点项目。尝试通过灵活性改造改变火电定位,促进火电转型升级。全年共计22个试点项目,总计装机规模1699万kW,主要选取了可再生能源电力消纳困难、热电矛盾比较突出的东北、内蒙、甘肃、广西和河北进行试点。

面对日益加剧的竞争环境,煤电企业意识到依靠增加发电量来提高收益的难度越来越大,煤电在电力系统的定位将逐步由电量型电源向电力型电源转变。煤电企业积极响应国家政策,主动加快推进节能减排改造,推进灵活性改造,参与电网深度调峰获得调峰等辅助服务补偿收益,改善煤电企业经营效益。2016年,完成煤电节能改造规模超过2亿kW、超低排放改造规模超过1亿kW。

2.3电能替代政策有效扩大电力消费

2016年,国家八部委联合印发了《关于推进电能替代的指导意见》,并将电能替代政策纳入国家“十三五”电力发展规划,电能替代已成为国家落实能源发展战略的重要措施。

国家电网公司于2013年开始重点在居民采暖、交通运输等领域开展了电能替代燃煤、燃油。2016年,国网范围内累计推广实施电能替代重点项目4.1万个,替代电量达到1030亿kWh,对国网范围电力消费增长的贡献率达到40%以上。

“十三五”时期电力规划提出,全国2020年电能替代新增用电量4500亿kWh,平均每年电能替代新增用电量900亿kWh,对电力消费增长的贡献率将超过30%,推高电力需求增速约1.4个百分点。

2.4全面推进电力改革政策体系建设

自2015年中发9号文件印发以来,重点围绕促进可再生能源发展、推进输配电价改革、有序放开发用电计划、推动电力市场建设、完善交易机构和推动售电侧改革等方面,国家密集出台了一系列配套落实文件。经过两年的顶层推动与地方实践,电力体制改革各项任务取得一定进展和成绩。

一是初步形成以综合试点为主,多模式探索的格局,覆盖了全部省份(除西藏外),其中21个省份开展了电力体制改革综合试点,9个省份和新疆生产建设兵团开展了售电侧改革试点,3个省份开展了可再生能源就近消纳试点,形成了中央顶层设计与地方实践相互呼应的改革大局。

二是输配电价改革实现基本全覆盖,出台了输配电定价成本监审办法,建立了对电网企业的激励和约束机制。基本完成了12个省级电网输配电价定价工作,启动14个省级电网输配电价改革试点,提前一年基本实现省级电网全覆盖。对18个电网开展输配定价成本监审,核减不合理支出约645亿元,打造好电力交易的“公平秤”。

三是有序放开发用电计划,逐步放开跨省跨区送受电计划,在28个省区市建立了中长期电力交易机制,开展跨区跨省直接交易试点,组织电力用户与发电企业开展直接交易。建立优先发电、优先购电制度,大用户直购电、跨省跨区竞价交易,有序放开竞争性电价,不断释放竞争性电力产品的供给规模。

四是完善交易机构治理结构,构建新型监管模式。完成了区域和省级层面的交易机构组建工作,推进云南、重庆、山西、湖北等电力交易机构股份制改造。建立了市场主体准入退出机制和以信用监管为核心的新型监管制度,为电力市场化交易搭建公平规范的交易平台。

五是有序放开增量配售电业务,售电侧市场竞争机制初步建立。全国售电公司已有6400家,2016年全国市场交易电量突破1万亿kWh,约占全社会用电量的19%。公布了105个增量配电业务改革试点项目,组织开展增量配电业务改革试点,出台《售电公司准入与退出管理办法》和《有序放开配电网业务管理办法》两个管理办法,既注重放水养鱼,也注重有序引导,简化和明确了市场准入程序,消除社会资本投资增量配电网业务的制约因素,为电力市场化交易搭建公平规范的交易平台。

32017年电力形势展望

电力需求中低速增长。国家大力实施电能替代政策将有效扩大电力需求增长,2017年电能替代目标为900亿kWh,对新增用电量的贡献将达到30%左右,电能替代任务的落实状况对电力需求增长影响很大。同时考虑到国家宏观经济形势、产业转型升级加速、气候等综合因素影响,预计2017年电力需求总体企稳,并呈现中低增速和中低增量的态势。

电力供需格局持续宽松。非化石能源发电装机保持稳步增长,新增装机规模约5500万kW,其中水电1000万kW,核电641万kW,风电2000万kW,太阳能发电1800万kW;在国家大力控制煤电产能、淘汰落后机组的政策影响下,考虑在建电厂投产计划,预计新增火电装机可控制在5000万kW以内;2017年新增发电装机规模将接近或略超过1亿kW,新增发电量将大于电力需求增量,电力过剩格局难以根本改变,预计煤电、核电发电利用小时数将继续走低。

燃煤发电企业经营风险加剧。预计2017年电煤价格相对平稳,基本维持当前价格水平高位运行,由于煤电标杆上网电价不做调整,当前电煤价格已高于盈亏平衡点,发电成本难以疏导,煤电企业利润进一步被压缩,亏损面进一步扩大。加之燃煤发电利用小时数下降、电力市场化交易量扩大,火电节能环保改造加快推进,燃煤发电企业经营风险加剧。

此外,2017年将集中投产7条特高压输电线路,输电能力约6600万kW,将对受电省份电力、特别是煤电运行方式提出较高要求,区域电力协调问题更加突出。

4相关政策建议

4.1全方位严控煤电发展

发挥国家发展和改革委员会和国家能源主管部门的宏观调控作用,通过总量控制、优化布局、调整机组结构、优化存量等多种方式,加快煤电企业转型升级。一是加快淘汰落后产能。针对存量项目,严格执行国家节能、环保、安全等政策,对不符合节能、环保标准的相应机组提出整改要求,整改期不达标的考虑直接关停。二是加强新增煤电项目管理。在科学规划、系统评估的基础上,综合经济发展、跨区资源配置、可再生能源发展,制定煤电调控目标,发布风险预警提示,为国土、环保、水利、银行等金融机构提供决策依据。谨防缓核缓建省份、西部煤电基地西电东送配套煤电项目、满足民生热电项目,不顾市场供需状况抢占煤电市场空间。在北方等存在刚性供热需求的地方,应充分考虑可再生能源供热、余热余压利用、热泵等当地其它热力替代资源后,再考虑建设热电联产机组。对存量的煤电机组,应通过增加蓄热装置等方式加大改造力度。三是采取多种有效措施,挖掘燃煤机组调峰潜力,提升火电运行灵活性。加快辅助服务市场、峰谷电价等一系列配套政策的出台和落地,提高企业调峰积极性;进一步完善煤电环保补贴机制,营造企业发展良好氛围,促进煤电转型升级、提质增效。

4.2进一步深化电力市场化改革

把握好“建规范、稳放开、控风险”三者之间力度与节奏,知难而上,迎难而进。一是夯实流程标准,做好市场规范。围绕规范输配电价、规范优先发购电权、规范自备电厂、规范局域电网和增量配电网,逐步明确市场的边界,发现培育并不断壮大那些遵守市场规则、符合市场规律的市场主体。二是坚持有序放开,做好放水养鱼。总结经验加快放开发用电计划、放开配售电业务、放开自备电厂、放开交易机构的业务范围,逐步引导各类社会资本进入改革战场,形成新生力量的先进代表,成为健全市场自治模式的重要一极。三是发挥政府作用,做好风险托底。更好的发挥政府的作用,加强电力行业综合监管、加强电力行业信用体系建设、完善电力交易中心的治理结构、加强电力市场信息披露,充分发挥市场管理委员会的作用,用充分的信息供给,防范串谋的发生,把风险关口提前,避免社会资本投资浪费。

注重问题导向,用改革的办法解决改革的问题。继续完善电网输配成本核算工作,尽快形成对电网投资的有效约束机制,合理核定区域电网和跨省跨区电网输电价格,促进跨省区电力交易。总结云南、广东、东北、内蒙、甘肃等各地试点的教训与经验,加强经验反馈与持续改进,注重中长期电力市场向实时市场的有序过渡,注重辅助服务市场建设与实时市场的衔接。推进节能低碳电力调度指导意见尽快出台,促进燃煤发电转型升级。配合配电网改造建设、混合所有制改革,规范增量配电业务试点。完善可再生能源电力配额制和绿色电力证书交易机制,多方面解决可再生能源补贴不足及消纳问题。

4.3因地制宜有序推进电能替代

坚持效率优先原则,因地制宜推进电能替代,避免增加百姓用能负担。一是电能作为二次能源,不能仅从项目层面评价,更要注重区分“绿电”还是“黑电”,要从全系统最节能、社会效益最佳、环保效益最优来评价和选择电能替代领域和替代技术,避免为解决消纳富余电力、缓解电力过剩矛盾等短期问题,而造成系统能耗高、污染排放大、经济代价高的长期问题。二是根据电能替代潜力空间、节能环保效益、财政支持能力,选用适合当地实际情况的技术,因地制宜有序推进电能替代,引导电力消费、更多地促进电力负荷移峰填谷,促进可再生电力消纳。三是注重市场配置资源的作用,警惕地方行政手段过度介入,避免出现不顾客观实际的一刀切式的“煤改电”行政指令,造成地方财政负担,增加百姓用能成本。

参考文献:

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[6]中国财经网.王强:电力体制改革取得重要进展多模式试点格局初步形成[Z]. 2017.

[7]2017年能源工作指导意见[Z]. 2017.

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本文发表于《中国能源》2017年第3