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五大手段化解西部地区电力过剩

国土开发与地区经济研究所贾若祥;王继源;汪阳红;张燕2017-02-28

内容提要:近年来,西部地区电力供应出现阶段性过剩,火电、风电、光伏发电同时出现消纳困难。深入剖析问题原因,针对供给侧、需求侧、管理侧的主要问题,考虑通过“严控供给、发挥优势、补齐短板、优化布局、拓展需求”等五大手段化解西部地区电力过剩,促进西部地区电力产业持续健康发展。 

一、西部地区电力过剩明显,弃风弃光限电现象频发 

(一)西部地区发电量增速持续高于用电量增速,电力供给能力超过实际需求 

2012—2015年,西部地区发电量年均增长8.4%、用电量年均增长6.1%(数据来源于国家统计局、国家能源局)。2015年,西部地区发电量增长3.2%,用电量增长1.8%,发电量高于用电量增速1.4个百分点。西部地区电力呈现供大于需的态势。2015年,西部地区发电量共计超出用电量3979亿千瓦时,超出量占西部地区全部发电量的比重升至20.5%,较2014年提高1.1个百分点,较2011年提高6.8个百分点。2015年云南、四川、贵州、内蒙古、陕西、宁夏发电量超出用电量占本省发电量的比重分别高达38.8%、32.9%、32.6%、31.0%、23.4%和19.9%。 

(二)西北地区“弃风弃光”现象频发,新能源发电消纳困难重重 

2010年西部地区开始出现弃风弃光限电现象。2016年,西北六省区共计弃风392亿千瓦时,占全国弃风总量的78.9%,弃风率达到25.6%,比2015年上升4.0个百分点,比全国平均水平高9.1个百分点(西北六省区指陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆、内蒙古)。其中,甘肃、新疆、内蒙古弃风最为严重,弃风率分别达到43%、38%和21%。与此同时,西北地区弃光问题也愈发严峻,2015年甘肃、新疆弃光率高达31%和26%。2016年,新疆弃光率进一步上升至32.2%,甘肃弃光率仍然超过30%,达到30.5%。青海和宁夏弃光率8.3%和7.2%,陕西首次发生弃光限电情况,弃光率为6.9%。 

(三)西南地区火电设备利用率大幅下降,火力发电装机过剩 

2016年,西南六省区市火电设备利用3218小时,比全国平均水平低1072小时,比2015年和2014年分别下降254和976小时(西南六省区市指重庆、四川、贵州、云南、广西、西藏。西南地区整体火电设备利用小时根据六省区市发电量占西南地区总发电量的比重加权计算得到。全国平均水平计算方法相同)。其中,四川、云南的火电设备利用小时甚至不足2000小时。 相比2015年,四省区市火电设备利用小时出现下滑,其中四川下降接近600小时,重庆下滑超过400小时,贵州、广西分别下降324和185小时。 

二、需求放缓、供给过快、管理滞后是西部地区电力过剩的主要原因 

一)从需求侧看,宏观经济下行是西部地区电力过剩的主要原因 

电力需求与宏观经济形势息息相关。近年来,我国面临持续较大的经济下行压力,电力消费增长明显放缓,对西部地区电力就近消纳和“西电东送”造成双重挤压。一方面,西部地区生产总值从多年的两位数增长收敛为个位数,钢铁、建材等高耗能行业明显下滑,全社会用电量年均增速从“十一五”期间的12.3%大幅放缓至“十二五”期间的7.5%,其中2015年,仅增长1.8%,电力就地消纳压力明显增加。另一方面,西部地区是我国重要的电力输出基地,每年电力外送量占到全国用电量的7.0%、占西部地区发电量的20.5%。进入新常态后,东部地区主要电力消费市场空间萎缩,对接受区外电力的积极性普遍降低,“西电东送”难度不断加大。据不完全统计,2016年1-11月份,内蒙古送出电量1248亿千瓦时,同比下降3.4%;贵州送出电量683亿千瓦时,同比下降3.3%;陕西送出电量310亿千瓦时,同比下降7.7%。 

(二)从供给侧看,西部地区风电、光伏发电装机容量过快增加 

在电力需求明显放缓的同时,西部地区电力装机容量却持续提高。其中,光伏和风电装机量在过去几年呈井喷式高速增长。2016年,西部地区全年累计风电并网装机容量达到8190万千瓦,占全国的55.1%;光伏发电累计装机容量3267万千瓦,占全国的42.2%。随着一批在建电力投资项目陆续投产,“十三五”期间西部地区新能源发电能力预期还将进一步增加,给未来电力消纳带来较大压力。 

(三)从管理侧看,电力垄断格局严重制约了管理效率与效果 

一是电力供需管理部门过多,呈现“多龙管电”的现象。由于缺乏从供到需的统一监管部门,一旦发生供需错位时很难统筹协调。二是市场机制尚不健全,难以发挥市场配置资源的决定性作用。电网、电厂大多处于垄断或半垄断状态,监管与调控十分困难,电力供需受市场机制和计划机制双重影响,利益分配机制错综复杂。三是技术手段滞后,难以满足光伏发电、风力发电上网的管理需求。 

三、多措并举,逐步化解西部地区电力过剩问题 

(一)严控供给,暂停弃风弃光严重地区新增电源投资 

严格控制电力富余较多以及“弃风”、“弃光”和“弃水”严重地区的新增电源开工规模。在继续落实国家能源局“未达到最低保障收购年利用小时数要求的省(区、市),不得再新开工建设风电、光伏电站项目(含已纳入规划或完成核准的项目)”的现有电力调控政策基础上,进一步暂停该地区新增非调峰用火电、水电投资,集中消纳现有过剩能力,确保最低保障收购年利用小时数以外的电量能够逐步消纳。适度将风电、光伏布局向东中部适宜地区转移,加大消纳能力较强地区或负荷中心地区开发力度,提高风电、光电就近消纳能力,缓解弃风弃光限电问题。 

(二)发挥优势,通过电能替代和发展新型高载能产业增强西部地区电力就地消纳能力 

充分发挥西部地区电力资源丰富的优势,科学推动西部地区电能替代工作。科学推进“以电代煤、以电代薪、以电代油、以电代气”工程,重点在居民消费、生产制造、交通运输、农业生产等领域,推广试点电采暖、工业电锅炉、农业电排灌、电动公交、民用电动汽车等,促进电力就近合理消纳。在严格保护生态环境的前提下,鼓励西部地区适度发展科技含量高、市场前景好的高载能产业,合理规划若干载能较高的大数据中心、云计算中心,积极组织用电大户与风电、光伏发电企业开展直供电试点。 

(三)补齐短板,加快智能电网及大规模储能技术研发应用 

积极推进智能电网建设,完善电力需求的即时动态优化管理,实现“横向多源互补,纵向源—网—荷—储协调优化”,为大规模光伏发电和风电顺利上网提供技术支撑。加大对大容量储能技术的研发支持力度,促进大容量储能技术不断成熟和普及应用,开展大容量储能试点工程,为解决西部地区弃风弃光问题提供技术支撑。 

(四)优化布局,以治理大气雾霾为切入点深化东西部电力合作 

以治理区大气雾霾为切入点,落实“十三五”时期我国非化石能源消费比重提高到15%以上的战略目标,促进东西部地区深化电力合作。发挥西部地区“多风、多光、多水”适合发展新能源的资源禀赋优势,不断完善东西部新能源共建共享机制,通过环保手段倒逼跨区域、跨省份中长期电力供需合作。同时,主动放缓中东部地区煤电建设节奏,适度减少北京、上海、广州、深圳、天津等大城市及周边地区火电项目,促进当地大气环境改善,并使西部地区清洁电力在全国范围内消纳。 

(五)拓展需求,以“一带一路”为契机推动西部地区电力市场走出去 

“一带一路”建设为契机,重点深化同巴基斯坦、塔吉克斯坦、吉尔吉斯斯坦、老挝、越南、泰国等周边存在电力短缺国家的合作。相关资料统计,吉尔吉斯斯坦、老挝、越南等国每年电力缺口约为14亿度、25亿度和90亿度。其中吉尔吉斯斯坦、塔吉克斯坦两国与我国新疆接壤,两国水电装机比重高(分别占总装机的80%和94%),夏季电量富余,冬季电量短缺,与我国电力存在明显的互补。通过构建联通中亚、南亚、东南亚的电力输送通道,可以充分发挥中亚、东南亚地区的水电和气电装机优势,同时也能发挥我国西部地区火电、风电和光伏发电优势,实现跨国间的水火互济,提高清洁能源利用水平,促进国际间节能减排,为构建“绿色一带一路”提供支撑。 

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