全球能源互联网发展合作组织:“十四五”西电东送格局不会改变

发布时间:2020-08-12 00:00    来源:北极星电力新闻网

关键词:西电东送 电力需求 能源互联网

摘要:我国主要能源资源集中在西部和北部,电力消费60%以上则主要集中在东中部,能源逆向分布决定了基本的电流格局。考虑到整个经济布局、资源的分布、人口的流入、产业的发展趋势等因素,长远来看,西电东送、北电南送不仅不会削弱,还会进一步加强扩大。

       我国主要能源资源集中在西部和北部,电力消费60%以上则主要集中在东中部,能源逆向分布决定了基本的电流格局。考虑到整个经济布局、资源的分布、人口的流入、产业的发展趋势等因素,长远来看,西电东送、北电南送不仅不会削弱,还会进一步加强扩大。

       日前,全球能源互联网发展合作组织发布了《新发展理念的中国能源变革转型研究》《中国“十四五”电力发展规划研究》两份报告,对煤电、可再生能源的定位,以及电力跨区域输送的格局等问题作出了判断,其中,“西电东送仍将扩大”“煤电2025年应控制达到峰值”等观点引发业内广泛讨论。

       西电东送将持续加强

       “有观点提出‘十四五’期间西电东送将出现拐点,我们认为,这个结论是立不住的。” 全球能源互联网发展合作组织经济技术研究院院长周原冰表示,“考虑到整个经济布局、资源的分布、人口的流入、产业的发展趋势等因素,我们认为,长远来看,西电东送、北电南送不仅不会削弱,还会进一步加强扩大。”

       全球能源互联网发展合作组织经济技术研究院规划一处处长宋福龙表示:“我国主要能源资源在西部和北部,电力消费60%以上主要集中在东中部,能源逆向分布,天然决定了基本的电流格局。而东中部地区风功率密度、太阳能辐照强度与北部、西部地区相比品质较差,利用小时数较低,开发成本较高。综合测算下来,2025年西部、北部送达东中部地区落地电价在0.26-0.32元/千瓦时之间,东中部分布式的成本为0.35元/千瓦时,海上风电为0.65元/千瓦时。”

       上述研究报告指出,西电东送、北电南送电力流格局规模会持续扩大。预计到2025年,跨省电力流将由2019年2.2亿千瓦增加到3.6亿千瓦,跨区电力流达到2.4亿千瓦,跨国电力流接近2800万千瓦。

       “根据我们的研究,东部地区的资源总量尤其是能够经济开发的资源量,远远不能支撑当地的电力需求和能源转型需求,大比例地需要外来电解决。”周原冰说,目前有一些专家、机构谈论开发东部地区本地资源的思路,但究竟如何开发,还要综合考虑经济性、电价、土地、环境、产业发展等多种因素,“东中部一些地区寸土寸金,如果开发可再生能源,其经济性并不高,这些空间可以选择做更有价值的事情。”

       煤电该如何控制装机峰值?

       宋福龙指出,我国煤电结构风险非常突出:“煤电装机规模已经超过了全球总量的50%;服役时间比较短,平均服役时间11年,超过48%的机组是近十年建成的;国内经营压力也非常大,2018年五大发电集团亏损面超过54%,亏损值比较高;煤电占能源相关碳排放比重超过30%。”

       上述研究报告认为,2025年煤电装机应控制在11亿千瓦的峰值。但截至2019年底,煤电装机容量已达10.4亿千瓦,煤电达峰的目标究竟该如何实现?

       “现在几大发电央企对于增加煤电产能已经十分谨慎。” 中国能源研究会常务理事李俊峰表示,“一些电厂开始出现破产重组,煤电面临的行业性的困难需要警惕。”

       华北电力大学教授袁家海也指出,在今年上半年新核准的煤电项目中,80%的项目主体是地方能源公司,并且多处于煤炭资源富集的省份,当地希望把煤炭资源变成经济发展的动力。而2015年电改9号文发布后新投产的机组不再安排发电计划,一些电力过剩省份的机组面临“投产即亏损”的局面。“地方发展思路需要转变。”

       “过去投资煤电,是基于主管部门的审批,单纯去看标杆电价、利用小时有没有效益。未来市场化的情况下,如果发不了那么多电,就要看辅助服务、灵活性调峰能不能在服务市场上得到合理回报,保证投资效益,这将是未来‘十四五’期间火电企业要考虑的新的环境。”袁家海说,“决策者把这个环境的关键参数加以明确,其他的交给市场,可以有效减少盲目投资的状况,市场主体是最聪明的,会根据市场信息自主决定要不要进行项目投资建设。”

       煤电灵活性亟需机制保障

       为适应能源转型的要求,灵活性调节成为未来煤电投资的重点方向之一,但煤电灵活性改造的推进却颇为缓慢。根据《电力发展“十三五”规划》,“三北”地区应有2.2亿千瓦煤电机组完成灵活性改造,但截至2019年底,改造完成度仅约1/4。

       “目前也出现了一些积极的信号,比如开展电力现货市场试点的浙江省,白天现货价格高到0.9元/千瓦时,夜间最低到0.09元/千瓦时,这样参与市场的机组就有非常大的动力自己把夜间出力降下来。”袁家海说,“像浙江的华能玉环电厂,百万千瓦机组可以把最小出力压到18%。然而‘三北’地区一些地方虽然有激励机制,但电厂参与积极性仍不强。这反映出相关体制机制运行不顺畅,导致灵活性改造推进缓慢。”

       “现在不是技术上不可行,而是缺乏激励机制。”李俊峰直言,由于机制的欠缺和不完善,煤电参与灵活性改造的积极性并未得到充分调动,“‘十四五’应该思考如何利用市场手段,在机制上保证企业公平合理地享受经济利益,公平合理地推动转型。”

       国网能源研究院副院长蒋莉萍指出,发挥煤电的调节能力,对于实现整个电力系统更低成本和更高效率的运行都十分重要。“不仅仅是煤电,可再生能源的竞争力也应该通过一个更加完备的、科学的市场体系来体现,而不是仅仅简单地比拼发电成本、只在电量市场上来决胜负。煤电机组需要在辅助服务市场上体现其可调度性、灵活性价值,可再生能源则需要在碳交易市场、配额市场等领地上体现其清洁环保价值。”

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