【产能过剩】我国火电存在近1.7亿千瓦闲置装机

在我国经济发展进入新常态和用电量增速放缓的情况下，火电装机增速不降反升，火电利用小时数持续下降。近来，电力行业发展结构矛盾和供过于求问题已逐步由局部现象演变为全国性的问题，一方面弃风、弃光、弃水问题未得到缓解，另一方面，在我国经济发展进入新常态和用电量增速放缓的情况下，火电装机增速不降反升，火电利用小时数持续下降，造成能源系统效率的大幅降低和资源的巨大浪费。 火电装机增速过快是根本原因 上半年，全社会用电量仅同比增长1.3%，增速同比回落4个百分点，东北和中部用电量均为负增长。而上半年火电新投产2343万千瓦，同比增长55%，各地火电项目核准开工步伐加快，核准在建规模达1.9亿千瓦。火电利用小时数同比降低217小时，预计全年火电利用小时数低于4500小时。 预计到2015年底，火电装机规模将达到9.6亿千瓦以上，若按火电正常利用小时5000~5500小时测算，火电已存在9600万千瓦～1.7亿千瓦的装机闲置，投资按照3800元/千瓦造价计算，形成了3600～6500亿元的投资浪费，尚不包括配套电网投资。 新能源尽管也保持较快的装机增速，但装机规模与火电相比仍然较小，发电量替代效应尚不明显。上半年风电发电量同比增长211亿千瓦时，如果这部分电量全部由火电来发，仅可提高22小时的火电利用小时数，说明新能源发展并不是降低火电利用小时数的主要原因。火电自身装机增速过快才是导致发电设备利用小时总体下降的根本原因，同时也是弃风、弃光、弃水的深层原因之一。 电源总体规划缺乏统筹 根据国家能源局网站公布的信息，上半年全国风电弃风电量175亿千瓦时，同比增加101亿千瓦时，平均弃风率15.2%。从目前的情况看，弃风加剧的原因不仅仅是装机和电网之间不匹配的问题，也不仅仅是火电机组调峰能力不足的技术问题，更主要的是电源总体规划缺乏统筹、系统运行管理效率不高。 火电装机规模过剩日益严重，导致火电自身博弈加剧，并对新能源消纳空间的挤占现象日益突出。很多地区火电项目以热电联产名义上马，或现役纯凝机组以供热改造名义增加发电量降低调峰能力。 在供大于求的局面下，存在调度机构为保障火电年度发电量计划和大用户直供电交易的完成，以牺牲新能源上网电量为代价，优先保障化石能源电量收购的现象。 以东北地区为例，据悉，近几年国家均未安排吉林、黑龙江的风电新建规模，东北风电建设速度逐年放缓。2015年上半年，东北三省仅投产风电30万千瓦左右，而同期新增供热火电机组200万千瓦，加上红沿河一台112万千瓦核电机组投产，弃风问题急剧恶化，弃风率由2014年9%上升至上半年22%，其中吉林弃风率更是高达44%。 须严格控制不必要的化石能源增长 “十三五”时期，我国经济发展进入新常态，能源消费结构将进一步优化，用电需求进入减速换挡期，这为我国推动能源生产与消费革命、实施能源转型战略提供了难得的“窗口机遇期”。 从欧美等国发展历程看，工业化阶段伴随化石能源的大规模开发，使全球能源供应和气候环境承载巨大压力。欧美发达国家进入后工业化时期后，能源消费趋于平稳，去碳和低碳成为其能源发展的主要特征。目前，德国、丹麦等国家已进入可再生能源对化石能源的存量替代阶段。 我国经济发展进入新常态阶段，能源消费增速放缓。目前，我国已具备实施可再生能源对化石能源的增量替代的产业基础和条件。为避免我国长期锁定在化石能源发展路径上，在“十三五”期间应保持可再生能源规模化增长，同时必须严格控制不必要的化石能源增长。 “十三五”时期，实施可再生能源替代战略的关键是要妥善处理煤电与可再生能源在规划、建设、运行等方面的关系，加强电力系统统筹优化，加快体制机制改革。 一是要控制新增煤电规模。在“三北”等电力过剩、风电消纳非常困难的地区严控新建火电项目，尤其对热电联产项目要严格把关，并加大对风电清洁供暖项目的支持力度;做好地方规划和国家规划间的衔接，禁止地方在规划外建设煤电项目，对已列入规划但尚未启动的煤电项目，根据最新形势重新评估和布局;鼓励发展抽水蓄能、有调节能力的水电和燃气电站承担电力尖峰负荷。同时，通过需求侧管理和需求侧响应机制降低旋转备用率和煤电需开机规模。 二是转变煤电的市场定位和盈利模式。在目前煤电规模总体过剩、抽水蓄能等灵活调节电源占比仍然较低的情况下，仍需要煤电承担系统辅助服务。应鼓励引导煤电实施技术改造和提高管理水平，提高机组调峰能力。从技术上，对现役热电厂加装储热锅炉，增加其调峰能力;从管理上，完善火电最小技术出力的核定办法，加强热负荷在线监测和供热机组调峰能力的动态评估，提高热电控制水平。对于已投产的火电机组，为维持其合理收益、鼓励其承担调峰的积极性，应尽快研究实施两部制电价政策，并结合电改加快建立辅助服务市场，形成包括用户在内的全网共同补偿分担机制，以充分满足可再生能源调峰运行需求，为可再生能源运行消纳留足空间。