煤電投資管控不應放松 電力平衡需解放需求側手段
2019-4-30 13:31
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4月19日，國家能源局官網發布《關于2022年煤電規劃建設風險預警的通知》，黑龍江、吉林、蒙東、山東、山西等8個地區煤電裝機充裕度為紅色預警，遼寧、福建2個地區為橙色，21個地區為綠色。
這是國家能源局連續第四年制定發布基于三年后規劃目標的煤電規劃建設風險預警。2018年發布的《關于2021年煤電規劃建設風險預警的通知》中，有17個地區的煤電裝機充裕度為紅色預警，4個地區為橙色；而2017年的通知中，有23個地區的煤電裝機充裕度為紅色預警，4個地區為橙色。
相比前兩年發布的通知，此次發布的《關于2022年煤電規劃建設風險預警的通知》中，紅色和橙色預警的地區大幅減少，于是市場理解，國家是否對煤電審批的控制將有所松動，煤電投資或將再次出現抬頭跡象。
能源基金會清潔電力主任陸一川
過去幾年，在環保和供給側改革的壓力下，煤電投資持續下滑，清潔能源發電占比持續提高，在這種大形勢下，有沒有必要讓煤電投資抬頭？清潔能源又能否解決未來可能的裝機缺口？為了解這些問題，我們專訪了能源基金會清潔電力主任陸一川。
陸一川表示，目前，電力供給過剩的局勢正在緩解，部分地區出現高峰時段電力供應的緊缺，而清潔能源短期內尚不能完全滿足電力供應增長的需求。
當前，我國社會用電量持續保持較快增長。“十三五”前三年用電量年均增長6.7%，高于3.6%-4.8%的規劃預期。2018年，全社會用電量達6.8萬億千瓦時，同比增長8.5%。
國家發改委最新數據顯示，今年一季度，三產和居民生活用電量繼續保持兩位數以上較快增長，同比分別增長10.2 %和11.0 %。分地區看，全國29個省（區、市）用電正增長，其中，西藏、內蒙古、新疆、湖北、安徽和廣西保持兩位數增長。
隨著城鎮化、電氣化進程的加快推進，特別是人民生活水平提高和電能替代全面提速，未來較長時期內我國電力需求將保持較快增長。全球能源互聯網發展合作組織主席、中國電力企業聯合會理事長劉振亞此前曾提出，綜合考慮需求增長和能效提升等因素，預計2030年，我國電氣化率、全社會用電量將分別達到31%、10.4萬億千瓦時；2050年，我國電氣化率、全社會用電量將分別達到52%、14萬億千瓦時。
面對未來如此強勁的電力需求增長，我國目前的電力生產供給日漸吃緊。
對此，陸一川表示，“新增電力和電量需求暫時還不能完全由清潔能源補充，如2018年我國近一半的新增電力需求由新增的清潔能源滿足，而另一半仍來自以煤電為代表的化石能源發電增量。”
盡管電力供給出現了向偏緊變化的趨勢，且可再生能源暫時還不能填補全部缺口，陸一川仍然認為，通過新增煤電裝機來應對電力需求的增長并不是唯一可行的對策，更加不是優化的選擇。
從經濟性角度來看，風電、光伏的可再生能源成本保持著持續大幅降低的趨勢，可再生能源平價時代正在迅速到來。2018年我國在國務院能源主管部門的引導下已經開展大規模的風、光電平價上網項目試點，2019年將更進一步，賦予平價上網項目優先開發建設的地位。仍需補貼的風光項目也將在競價獲取資源的機制下大幅降低上網電價。同時用戶側的分布式風電和光伏事實上已經率先成為系統中最具價格競爭力的電源。隨著越來越多的可再生能源不再依賴外部性補償機制，其發展速度將會足以支撐新增電量需求并迅速對存量煤電產生替代。傳統能源事實上已經在面對可再生能源的競爭壓力，并且會越來越處于劣勢。
另一方面隨著我國多數地區峰谷差進一步增大，以及單一跨區送電線路容量越來越大、可再生能源越來越多導致的備用需求增加，近年內相當部分地區的供需矛盾將會更多的體現為電力平衡困難。客觀上這似乎要求我們增加煤電、燃機等被認為是“可調出力”的機組。可是如前所述，這部分機組如果新建，長達20-30年的經營期內幾乎肯定會面臨嚴重的市場競爭劣勢以及隨之而來的經營困難。電力行業可能會面對更加嚴重的煤電擱淺資產問題，并受制于此問題帶來的高碳電源路徑鎖定現象。
我們似乎面對一個兩難的選擇困境。
在陸一川看來，所謂“兩難“實際并不成立：“如果短期內的供需矛盾主要反映為高峰時段的可調出力不足，也就是電力平衡問題，那么新增煤電裝機就顯然不是應該的選項了。因為我國需求側響應的潛力還遠遠沒有被發掘出來。在目前這個轉型的關鍵節點，解決同樣的電力平衡問題，在需求側做文章社會代價要小很多。”
需求側響應就是通過減少或者延遲需求側的電力負荷來實現供需平衡，如通過價格信號或激勵措施刺激電力用戶，暫時改變其固有的習慣用電模式，減少或推移某時段的用電負荷，從而保證電力系統的發用電平衡。如果還能有一定量的可以隨時調節的電力負荷，則完全可以作為系統的備用，來應對供給或需求的突然變化導致的系統穩定問題。此類整合受控的負荷以及其能夠起到的類似發電裝機的作用，被電力行業賦予了“虛擬發電機“這一新概念。
但是，需求側響應過去在我國的發展并不順利。顯然，如果沒有靈活的反映其價值的價格形成機制，這樣的電力負荷和用戶不可能自然涌現，更加不會成為“便宜好用”的“虛擬發電機”。
陸一川表示，“目前實行峰谷電價是一個較為簡單的初期手段。峰谷電價在負荷低谷區，發電和供電設備均不能滿負荷運行時，可給用電的用戶以價格上的優惠，以鼓勵用戶在低谷時用電。而對高峰負荷期用電的用戶，電價應高于正常用電的電價。進而碾平電力系統的高峰，填平低谷，發揮價格的杠桿作用。”
然而，峰谷電價制目前只在我國部分省份試行，且并不覆蓋所有用戶。其2~3段的固定價格也不能完全反應系統的真實需求。而系統對備用，調頻等輔助服務的需求，峰谷電價機制則完全幫不上忙了。
陸一川認為，“我們需要探索更加靈活的、市場化的需求側響應定價機制，對于當前及未來我國電力系統所需的輔助服務產品，應當突破目前事實上主要由各類電源免費提供，僅有煤電、燃氣等傳統化石電源可獲得一定收益這一不合理的體制機制限制，向所有能夠提供系統所需輔助服務的群體開放，并遵循同質同價原則。”
由此，更多的電力平衡手段資源才能夠被以更低的成本調動出來，盡可能避免因為電力平衡困難被迫低效投入新增的煤電或燃氣機組。同時在短期還能使現有機組的利用率和經營狀況得到改善。隨著可再生能源市場競爭力的快速提高，系統適應性的不斷增強，完全滿足我國未來用電增長甚至開始替代存量并非很遙遠的事情。
“在這種大趨勢下，我們需要盡快建立并充分利用市場化機制，打破利益壁壘，以更低的社會成本來應對短期的電力平衡問題，慎重選擇新增常規能源機組，避免未來出現大量沉沒成本。”陸一川說。
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