新常态下我国电源发展需走新路径

   日期:2015-10-22     评论:0    
核心提示:当前,我国经济发展呈现速度变化、结构优化、动力转换三大特点,能源工业进入生产和消费革命的新时代,电源发展的环境和形势也出现了新动态、新变化。发电企业亟需看清形势、适应趋势、发挥优势,运用辩证思维,加强规划引领,坚持调整存量与做优增量并重、绿色开发与清洁利用并重、深化改革与创新驱动并重,以新思路、新举措开创电源发展新局面。

当前,我国经济发展呈现速度变化、结构优化、动力转换三大特点,能源工业进入生产和消费革命的新时代,电源发展的环境和形势也出现了新动态、新变化。发电企业亟需看清形势、适应趋势、发挥优势,运用辩证思维,加强规划引领,坚持调整存量与做优增量并重、绿色开发与清洁利用并重、深化改革与创新驱动并重,以新思路、新举措开创电源发展新局面。

坚持优化升级火电

我国能源消费以煤炭为主,发电以火力发电为主,燃煤发电是目前煤炭最经济、最环保的能源转换方式,在相当长一段时期内都是电力安全稳定供应的基础。截至 2014年底,全国火电装机9.16亿千瓦,占全部装机的67.4%。随着经济进入新常态,面对资源和环境的双重约束,尤其是雾霾加剧,火电行业面临越来越多的困难和挑战。

挑战之一:节能减排成为“硬约束”。国家陆续出台《大气污染防治行动计划》、《火电厂大气污染物排放标准》、《煤电节能减排升级与改造行动计划》和《水污染防治行动计划》等,环保政策堪称“史上最严”,且新政频出,导致企业环保的边际成本持续增大。目前,新建燃煤电站供电煤耗要求低于300克标准煤/千瓦时,大气污染物排放浓度以燃机排放限值为标准,京津冀、长三角、珠三角等区域禁止审批除热电以外的燃煤发电项目。与此同时,现役煤电机组节能降耗的空间越来越小,节能与减排间的矛盾也在加大。

挑战之二,电力市场进入低增长、低利用小时的“双低”通道。2012年后,经济进入新常态,电力进入买方市场,用电量和发电量增速双双放缓,2014 年全社会用电量同比仅增长3.8%,增速比上年回落3.7个百分点;火电平均利用小时同比降低314小时,是1978年以来最低水平。今年上半年延续了这一趋势。

挑战之三,电力改革倒逼企业从市场“淘金”。根据新的改革方案,发电企业彻底“下海”,电量由供需决定,电价由竞争决定,企业亟待变革生产经营方式和赢利模式。国家下放项目审批权,企业获取优质资源的成本加大,电价电量协调的难度陡增。

挑战之四,电价走低让企业“压力山  大”。2013年以来,我国三次下调燃煤机组上网电价,合计每千瓦时下降4.2分,给企业经营带来不利影响。以国电集团为例,预计今年将因电价下调减利 42亿元。随着改革推进,火电企业进入交易市场,更将引发电价“血拼”,降价可能成为常态。

实现火电行业可持续发展,重中之重是做好煤炭清洁高效利用这篇大文章,在优化布局、优化结构、提升管理、提升效益上下功夫,努力实现供电煤耗、污染排放、煤炭占能源消费比重“三降低”和安全运行质量、技术装备水平、电煤占煤炭消费比重“三提高”,切实提升发电企业的赢利能力、市场竞争能力和抗风险能力。

优化布局。以绿色、低碳、高效发展为理念,以能效、环保标准为门槛,以高精尖、差异化为方向,统筹东中西部区域煤电发展,提升区域市场相对竞争力。东部地区,重点建设60万千瓦及以上超超临界机组和高效燃煤热电机组。中部及其他地区,适度建设路口电站和负荷中心支撑电源。西部地区,推进煤电一体化发展,积极建设以电力外送为主的千万千瓦级大型煤电基地。

优化结构。新建发电机组不能突破门槛,供电煤耗和大气污染物排放浓度严格执行限值,优选建设节能环保的大型燃煤发电机组和综合效益突出的热电项目。现役机组加快改造升级,继续淘汰落后产能,实施综合节能改造,改造环保设施,确保达标排放。

当前需注意,新建和技改均应综合考虑环境、技术和经济因素,实事求是,冷静对待“超低排放”或“近零排放”。

提升管理。提升运营能力,优化运行机组,提高机组安全健康水平和设备可用率,确保顶得上、效率高、成本低。提升环保能力,认真落实国家新环保法和有关环保政策要求,确保环保设施正常运行,并统筹安排,主动适应国家不断提高的环保标准。提升安全生产水平,建设本质安全企业。提升装备水平,不断研发应用先进的除尘、脱硫、脱硝和节能、节水、节地等技术,加强工程设计优化,推进技术集成应用,铸就“发电良器”。

提升效益。市场营销要创新,转变工作理念,与市场对接,与改革同步,与全局协同,强机构、强设备、强技术,争电量、争电价、争政策,做实“大营销”,增强竞争力。燃料管理要强化,研判煤炭市场走势,把握采购策略,开展精细化掺烧,优化库  存,控制价格。成本资金须压降,注重源头控制,加强设备治理,管控人工成本,降低资金成本,实现增收节支。

促进水电可持续发展

水电是当前技术成熟、开发经济、调度灵活的清洁可再生能源,对我国保障电力供应、促进节能减排、完成非化石能源比重目标至关重要。我国水能资源丰富,水电发展迅速,到2014年底,水电装机突破3亿千瓦,年发电首超1万亿千瓦时,连续10年位居世界第一。我国规划到2020年常规水电装机达到3.5亿千瓦左右,发电企业责任重大,不过也面临市场消纳、成本控制、生态保护、移民安置等方面的困难:

一是弃水限电突出。在水电装机比重较高的四川、云南,由于当地用电增长乏力,外送通道建设滞后,影响水电消纳。如2014年,国电集团在四川、云南就因限电弃水损失电量超过23.5亿千瓦时。据测算,若不再新增外送通道,预计2020年四川富余水电电量1800亿千瓦时,丰水期水电消纳问题更加严峻。

二是经济性瓶颈制约。后续水电项目的建设条件越来越差,送电距离远,移民和环保要求不断提高,开发成本日益增加。水电防洪、供水、航运等功能的综合效益,未能得到合理的投资分摊。

三是生态保护和移民安置难度大。水电开发总体上对生态环境有利,但需要在保护生态的基础上有序开发。水电移民安置是一项复杂的系统工程,涉及政治、经济、社会、民族、人文、资源、环境等多方面,尤其是处理企业、政府、移民等关系难度大,有的企业移民费用占工程总投资比重过大,造成决算超概算。

四是认识仍然不到位。社会上对于水电作为清洁能源的地位仍然有不同认识甚至质疑,亟待统一思想、加快开发。

促进水电可持续发展,发电企业要转变发展模式,加强经济运行,强化环境保护,妥善做好移民安置,练好内功,提升竞争力,提升协调发展水平。

转变水电发展模式,要改变一味追求规模的理念,更加注重前期项目比选、市场研判、设计优化和投资管控,不断提高发展质量和效益。做好发展规划,与电网送出协调,与交通、水利、供水、农业等协调,保证同步,实现共赢。

突出重点,保持合理的投资强度,优先推进大中型优质水电项目开发,保持持续、均衡、健康发展,不搞四面出击。同时,要围绕“一带一路”,统筹规划,提前  布局,拓展市场,稳健“走出去”。

加强水电经济运行,要摒弃靠天吃饭的思想,加强降雨、来水预报,动态优化水库调度,推进梯级联合调度,最大限度利用好来水。加强水头和水耗管理,不断优化运行方式,保证机组安全高效运行。创新市场营销,研究消纳市场,推动送出通道不畅、限出力等问题尽快解决。对有条件的老旧水电站,进行扩容建设和技术改造。

强化生态环境保护,要进一步吸收和借鉴国际上的先进理念和经验,在水电规划、勘测、设计、施工和运行的全过程中,强化和落实环保措施,实现从单纯的“工程水电”到“生态水电”的转变。

严格按照环境规划进行开发,采取合理的工程措施和运行方案,尽可能减少对河流生态体系的不利影响,实现水电开发与水资源综合利用、生态工程建设的有机结合。

妥善做好移民安置工作,要积极配合地方政府,统筹兼顾相关方利益,协调好移民补偿、生产扶持、人员培训、移民点基础设施建设等工作。坚持以人为本,增加安置方式,争取移民理解和支持,促进移民脱贫致富和区域经济发展。

提高风电、光电发展质量和效益

风电是当前技术较为成熟、能够规模开发并有明显效益的可再生能源,已成为我国继火电、水电之后的第三大主力电源。我国风电发展成就显著,自2009 年,连续6年超越美国成为全球最  大的风电市场,2014年风电投资规模达993亿元,首度超过火电、水电、核电投资,成为电源建设中完成投资最多的一类;2014年底并网风电达到 9581万千瓦,同比增长25.6%;2014年风电发电量1563亿千瓦时,约占全国发电量的3%。我国规划到2020年风电装机达到2亿千瓦,年均增加2000万千瓦,市场前景广阔。

当前,风电发展面临的问题主要集中在限电、电价、资源、运行等方面。一是弃风限电仍然严重。由于配套电网建设滞后,风电送出消纳成为瓶颈,2014 年,全国并网风电平均利用小时为1905小时,同比减少120小时;国电集团弃风限电损失超过32亿千瓦时,限电比例约8.9%。二是电价逐步走低。风电保护性的产业政策逐步退出,国家2014年下调陆上Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区风电标杆上网电价2分钱,计划到2020年风电与煤电平价上网,不再享受电价补贴。三是资源竞争日趋激烈。风资源富集、接入条件好、效益水平高的地区项目越来越少。风电项目核准权下放后,地方企业纷纷参与风电投资,增加了资源争取难度。四是运行管理有待加强。

一些风电项目经营不善,长期亏损。一些老小机组效率低,运行维护压力大,赢利不佳。

大力发展风电,提高风能利用水平,一要明确发展方向和重点。积极推进河北、蒙东、蒙西、吉林、黑龙江、甘肃、新疆、江苏、山东9个大型风电基地  建设,重点开发经济发达、接入条件好、消纳能力强、电价水平较高地区的优质风电项目,围绕电力外送基地争取打捆外送风电资源。积极发展分布式风电。

稳妥加快发展海上风电,推进示范项目建设,加强技术研究和储备。二要注重投资质量和效益。优化项目前期工作,加强管控、关口前移,开展深度技术经济评估,加强微观选址和设计优化,精选优质项目开发。注重风机选型,把握技术性、可靠性、实用性和经济性。开展后评价,对风电项目的前期决策、工程建设和生产运营全过程进行系统、客观总结,尤其突出投资造价、经济效益分析和风机选型正确性、风机设备质量可靠性分析。三要提高运行管理水平。加强日常维护检修,开展设备缺陷治理,优化功率曲线,提高风功率预测能力,不断提高设备可用率和发电能力。改造老机组,加强技术攻关,延长风机寿命,提升赢利贡献。优化风电场运维管理,实施集中管控,实现检修维护标准化。在“三北地区”,因地制宜开展风电清洁供暖。

随着光伏发电技术不断成熟,电池及组件价格下降,政策力度加大,太阳能发电未来有可能成为我国一种主要的电源模式。截至2014年底,我国光伏发电装机2805万千瓦,规划2015年新增1780万千瓦左右,2020年达到1亿千瓦左右,发电企业要抓住这一机遇,一是加强优质项目储备。以产业政策为导向,在光照条件好、送出条件落实的I、II类资源区,以及“外送电”和“西电  东送”输电通道和送出基地,加大项目储备,在降低投资风险的前提下稳妥发展。积极建设与生态治理、废弃或污染土地治理或者贫困县扶贫工作相结合的项目,建设与现代农业、养殖业以及智能电网、区域多能互补清洁能源示范区相结合的项目。二是加强工程建设质量管理。做好光伏电池组件、逆变器等关键设备选型,把好设备采购关,确保获得认证且达到国家规定指标。优化工程设计,降低工程造价。三是持续跟踪光伏发电技术进步。发展低成本的太阳能追踪技术,应用光伏光热联合优化运行技术,提升太阳能利用效率和经济性。

当前需要特别关注的几个问题

第一,合理布局火电,控制发展规模,解决好低利用小时数问题。如前所述,当前电力出现区域性产能过剩,造成资源浪费,挤压企业效益空间,导致“规模不经济”,必须转变火电发展方式。要围绕绿色、低碳、高效,瞄准“高精尖”,避免“摊大饼”,统筹区域发展,严控新项目投资,放缓建设速度,降低综合成本,安全稳定运营,确保火力发电实现有质量、有效益、可持续的发展。此外,要从保障电网安全生产和能源供应的战略高度,抓紧出台补偿政策和机制,加快电力外送通道建设,切实改善水电大省火电企业的生存条件。

第二,优化调整水电可持续发展有关政策,解决好移民、生态、电价和外送  问题。由于建设及送出条件、生态保护、移民安置等多种原因,水电开发建设的成本越来越高,企业勉力而为,积极性降低,迫切需要从政策上优化调整。应在国家层面设立高层次协调机构,统筹规划、统一平衡,抓紧跨省区流域项目协调工作,送出省份优化环境,受电端积极消纳,产业链整合优化,利益相关方和全社会共同支持,实现水电开发与水资源综合利用、生态工程建设和区域经济发展的有机结合,让水电为我国节能减排作出更多贡献。

第三,综合运用技术、管理、经济、规划等措施,解决好风电限电问题。从资源条件看,未来我国风电发展的重心仍然在“三北”地区,方式主要是建设大型风电基地,打捆外送,全国消纳。为此,应当在技术上着力加强功率预测和智能化调度,在管理上完善相关标准体系、优化风电场运行,在经济上继续予以电价等支持,在规划上强化统一规划调控作用、控制高限电比例地区项目开发,切实提高风电送出消纳能力和风能利用水平,避免资源浪费,彻底消除限电这一不该出现的 “顽疾”,切实提高风电发展的质量和效益。

面对新常态,发电企业要顺应大势,破解难题,持续优化升级,提升发展质量,优化多轮驱动的能源供应体系,增强市场竞争力和可持续发展能力,为我国能源供给革命做出更加积极的贡献。

 
  
  
  
  
 
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