我国大型发电集团度电碳排放 分析与思考

Energy of China - - 研究与探讨 -

姚明涛,康艳兵,熊小平

(国家发展和改革委员会能源研究所,北京 100038)

摘要:大型发电集团在我国发电领域占据主导地位,对我国电力供给侧转型发挥着重要作

用。本文统筹考虑供电煤耗、电源结构等指标,提出以度电碳排放作为绿色低碳发展背景下评价发电集团可持续竞争力的新指标,深入分析了“十二五”时期我国 21 家大型发电集团的度电碳排放变化趋势,并在此基础上提出了发电集团实现可持续发展的应对策略以及推动发电集团改革重组的政策建议。

关键词:发电集团;度电碳排放;供电煤耗;电源结构;改革重组

中图分类号:F426 文献标识码:A 文章编号:1003-2355-(2017)06-0027-05 Doi: 10.3969/j.issn.1003-2355.2017.06.006

Abstract: Large power generation groups hold a dominant position in Chinese power generation sector, and play an important role in the transition of power supply side. In this paper, the index of carbon emission per kilowatt hour, which is based on the net coal consumption rate and power mix indexes, is introduced to evaluate the sustainable competitiveness of power generation groups. By using this index, we have analyzed the trend of Chinese large power generation groups’ carbon intensity during the 12th Five-Year Plan period. Based on these analyses, we propose the sustainable development strategy of power generation groups, and put forward policy suggestions for the reform and reorganization of power generation groups.

Key words: Power Generation Group; Carbon Emission Per Kilowatt Hour; Net Coal Consumption Rate; Power Mix; Reform and Reorganization

1 引言

自 2002 年启动电力体制改革以来,我国电力行业实现了“厂网分开”,初步形成了多元化市场体系,特别是在发电侧组建了多层面、多种所有制、多区域的发电集团,对保障我国电力供应发挥了重要作用。随着非化石能源开发推进以及地方自主性增强,更多社会资本进入发电领域,发电主体进一步呈现多元化发展,但以中央企业和地方国有企业为代表的大型发电集团仍在我国发电领域占据主导地位,对我国电力供给侧转型发挥着重要作用。当前,化解煤电产能过剩风险、推动中央发电企业重组、推进电力体制改

革与建立碳排放权交易市场等工作稳步开展,应更好的明确电力供给侧改革方向,引导发电集团适应全球能源转型要求。本文以度电碳排放指标为切入点,深入分析了“十二五”时期以来大型发电集团的碳排放变化趋势,提出了发电集团应对低碳变革的核心策略,并对后续如何在发电集团改革重组中贯彻绿色低碳发展理念提出了政策建议。

2 大型发电集团基本情况

2.1 电源业务布局

截至 2015 年底,我国将电力生产作为主营业

务且累计装机容量超过 500 万 kW 的大型发电集团(不含自备电厂 )共有 21 家,占全国发电装机容量和发电量的比重分别为 67.7% 和 68.7%。其中,电源结构呈现多元化发展的发电集团有17家,包括华能、大唐等中央发电集团,广东粤电、浙江能源等地方发电集团;主要从事非化石能源开发的发电集团有 3家,分别为从事水电、风电等业务的三峡集团,从事核电、风电等业务的中核集团和中广核集团;主要从事火电业务的发电集团目前仅有安徽能源 1 家。

注:“√”表示涉足该领域;“×”表示未涉足该领域; “∆ ”表示未有该领域资质但目前以参股形式涉足,该情形主要存在于核电领域。 2.2 供电煤耗除中核、三峡集团以外,拥有火电装机的大型发电集团共有 19家,火电装机容量占全国火电装机容量的比重达到 70.6%,火电发电量占全国火电发电量的比重为 69.4%。21 家大型发电集团的供电煤耗水平大部分优于全国平均水平(315gce/kWh ),仅有神华( 318gce/kWh )、河北 建投( 317gce/kWh )、晋能( 318gce/kWh )、湖北能源(316gce/kWh )和中广核( 385gce/kWh)等 5家发电集团落后于全国平均水平。以上5 家发电集团火电装机占 21 家大型发电集团火电装机的比重仅为12%,其中,除神华集团火电装机规模较大以外,其他 4家发电集团火电装机容量均低于700 万 kW ;5家发电集团中仅有中广核集团供电煤耗水平与全国平均水平差距较大,但其火电装机规模仅为 65 万 kW。 2.3 电源结构

21家大型发电集团非化石能源装机容量占全国非化石能源装机容量的比重仅为 62.2%,但由于绝大部分水电、核电等发电小时数较高的优质非化石能源项目被大型发电集团持有,其非化石能源发电量占全国非化石能源发电量的比重达到了 66.7%。从非化石能源装机占比来看,21 家大型发电集团的非化石能源装机占比普遍低于国家当前水平( 34.2%),电源结构调整总体上落后于国家转型进度。除了中核、三峡和中广核等3 家主要从事非化石能源业务的大型发电集团以外,其余 18 家大型发电集团仅有国家电投(36.4%)、国投电力( 61.0% )、湖北能源( 63.9%)等 3 家大型发电集团优于全国平均水平。

3 大型发电集团度电碳排放分析

3.1 发电集团度电碳排放指标概念在发电集团层面,供电煤耗和清洁能源装机占比是当前开展对标的核心指标。供电煤耗仅能反映各发电集团火电机组结构(主要为煤电、气电结构)和效率水平;清洁能源装机占比反映了各发电集团燃气发电、非化石能源发电装机规模,但由于各类装机发电利用小时数差异较大,该指标对发电集团开展横向比较的实际意义不大。因此,我国现阶段能够综合评价电力供给侧绿色低碳转型的指标仍处于缺失状态。为此,本文提出在发电集团层面引入度电碳排放指标,来综合反映发电集团能效水平和电源结构调整的总体进展。基本定义如式(1)所示:

发电集团碳排放量发电集团度电碳排放 =

发电集团上网电量

(1)其中:发电集团的上网电量涵盖了集团所属火电、水电、核电、可再生能源发电等各类电源的实际上网电量,碳排放量则主要来自于集团所属的燃煤、燃气等所有化石能源发电项目。当前阶段,度电碳排放可根据各发电集团供电煤耗、厂用电率、各类电源发电量等已有指标进行初步计算,后续还可根据各发电集团火电厂“自下而上”核查工作对碳排放相关数据进一步完善。

3.2 中央直属发电集团中央直属发电集团度电碳排放呈现两极分化。除华能、大唐、华电、国电、国电投等五大发电集团以外,还有 6家将电力生产作为主营业务的中央发电集团。截至 2015 年底, 11 家中央直属发电集团装机容量均突破 1000 万 kW ,累计装机容量达到 9.04 亿kW,占全国发电装机容量的59.4%。其中,火电装机 5.94 亿 kW ,占全国火电装机容量的 59.4% ;水电装机 1.72 亿 kW,占 全国水电装机容量的 53.9% ;核电装机容量 0.27亿 kW,占全国核电装机容量的 100% ;风电装机容量 0.96 亿 kW,占全国风电装机容量的 72.8%。11家中央发电集团度电碳排放在“十二五”期间进一步分化,依据碳排放强度高低可大致分为 4类,第一类为高碳排放强度发电集团,包括神华、华润电力,主要表现为火电装机占据绝对优势,度电碳排放高于 800g CO2/kWh ;第二类为中碳排放强度发电集团,包括华能、大唐、华电和国电,主要表现为火电装机占比较高,电源结构调整落后于国家整体进度,度电碳排放介于650~800g CO2/kWh 之间;第三类为低碳排放强度发电集团,包括国家电投、国投电力,主要表现为电源结构调整快于国家整体进度,度电碳排放介于 100~650g CO2/kWh 之间;第四类为近零碳排放强度发电集团,包括中核、三峡和中广核,主要表现为仅从事非化石能源发电,度电碳排放低于 100g CO2/kWh。

五大发电集团度电碳排放差异逐渐显现。2015 年五大发电集团累计发电装机容量 6.65 亿kW,占全国总装机容量的 43.6%。其中,火电装机 4.75 亿 kW ,占全国火电装机容量的 47.2% ;水电装机 1.06 亿 kW ,占全国水电装机容量的33.3% ;风电装机容量 0.72 亿 kW ,占全国风电装机容量的 54.8%。从度电碳排放来看,五大发电集团在“十二五 ”末按照“由低到高 ”的排序依次为国家电投、华电、大唐、国电、华能,与按照装机容量指标排序有较大差异。国家电投水电装机规模长期领先于其他四大发电集团,受益于拥有核电控股资质的先天优势,核电在“十二五”期间成为发展重点,电源结构调整基本与国家整体进度保持一致,碳排放绩效始终在五大发电集团中保持领先地位。华电集团水电装机、火电装机结构等指标在“十二五”期间确立领先优势,度

电碳排放在五大发电集团中降幅最大。大唐集团“十二五”期间火电装机增长放缓,在经济发展进入“新常态”后碳排放绩效改善明显。国电和华能集团则分别主要受制于水电装机占比较低和火电装机占比较高等因素影响,在“十二五”期间碳排放绩效水平降幅相当,仍然在五大发电集团中排名靠后。此外,除国家电投以外,其他4 家发电集团在“十二五”期间度电碳排放差异逐渐显现,由 2010 年的 18g CO2/kWh 扩大到 2015 年的 47g CO2/kWh,在一定程度上反映了“十二五”期间 4家发电集团的发展差异。 3.3 地方发电集团地方发电集团度电碳排放下降缓慢。截至2015 年底,装机容量超过 500 万 kW 的地方发电集团约有 10家,累计装机容量达到 1.27 亿kW ,占全国发电装机容量的 8.3%。其中,火电装机 1.12 亿 kW,占全国火电装机容量的 11.2% ;水电装机 767 万 kW ,占全国水电装机容量的2.4% ;风电装机容量 531 万 kW,占全国风电装机容量的 4.0%。综合来看,地方发电集团以火电为主,非化石能源装机占比较低,这主要是由于地方发电集团长期致力于单一省份或区域的电源开发,受所处省份资源禀赋的影响较大,除湖北能源位于水电资源较为丰富的区域以外,其他大型地方发电集团均位于电力需求较高、化石能源发电为主的东南沿海区域。受电源结构因素制约,除湖北能源、北京能源以外,其他8 家大型地方发电集团均属于高碳排放强度发电集团,度电碳排放高于 800g CO2/kWh。得益于近年来快速发展的可再生能源发电,北京能源在 2015 年迈入中碳排放强度发电集团。湖北能源在以水电为主的基础上优化发展风电,度电碳排放在波动中下行,始终处于低碳排放强度发电集团行列。但从总体来看,地方发电集团普遍存在优质低碳电源项目 较少、电源结构调整滞后等问题,除河北建投集团以外,其他 9 家大型地方发电集团“十二五 ”期间度电碳排放降幅均低于 100g CO2/kWh,落后于全国平均降幅水平。 3.4 对比分析

21家大型发电集团平均度电碳排放在“十二五”末实现对全国平均水平的领先。在“十五 ”、“十一五 ”期间电力需求增长较快阶段,大型发电集团火电装机规模增长较快,2010 年度电碳排放高达 780g CO2/kWh,高于全国电力行业同期的 750g CO2/kWh 水平,“十二五 ”期间受益于核电、水电等大型低碳电源项目陆续投产,与全行业度电碳排放差距不断缩小, 2015 年降至651g CO2/kWh,比全国平均水平低 8g CO2/kWh,实现对全国平均水平的首次超越。

从中央和地方发电集团来看,中央发电集团度电碳排放在 2014 年优于全国平均水平后,领先优势进一步扩大, 2015 年比全国平均水平低32g CO2/kWh,“十二五 ”期间累计降幅达到 141g CO2/kWh ,其中中核、长江三峡、中广核等三家近零碳排放强度发电集团的贡献度达到 29% ;地方发电集团“十二五”期间累计降幅仅为49g CO2/kWh,平均水平始终高于 800g CO2/kWh,整体上仍处于高碳排放强度区间。

从五大发电集团来看,度电碳排放从 2010 年的 822g CO2/kWh 降至 2015 年的 699g CO2/kWh,累计降幅达到 123g CO2/kWh,与大型发电集团整体降幅基本持平,显著优于全国平均降幅,与全国平均水平的差距由 2010 年的 73g CO2/kWh 缩小至 2015 年的 40g CO2/kWh,考虑到五大发电集团在核电领域受限较多,以上数据充分表明五大发电集团已在火电发电效率、可再生能源开发利用等方面走在全国电力行业前列。

对 21 家大型发电集团进一步分析来看,仅有

6家度电碳排放低于电力行业平均水平,且其中3家(中核、长江三峡、中广核)以非化石能源开发为主业,度电碳排放接近于零;仅有国电投、国投电力和湖北能源等3家从事多元化电源开发的大型发电集团优于全国平均水平。这表明大部分大型发电集团在“十二五”期间仍过多将发展重心放在火电领域,电源结构调整步伐慢于国家整体转型速度,跟踪国家电力转型的战略意识仍有待加强。

4 思考与建议

4.1 发电集团应对策略从长期来看,在完成煤电机组脱硫脱硝、超低排放改造后,碳排放将成为制约各发电集团可持续发展的关键约束。在全球应对气候变化背景下,以煤电为主营业务的大型发电集团若无序新增煤电装机,不注重打造可持续竞争力,将对集团发展带来极强的“锁定效应”,增加资产搁浅风险,为后续绿色低碳转型留下沉重负担。在这一背景下,为提升可持续竞争力,强化绿色低碳引领,在度电碳排放分析的基础上,对发电集团提出如下建议。

(1)强化低碳引领,加强排放对标。推进绿色低碳发展将全方位改变传统电力行业的发展模式,低碳电力将更多的优先用于满足未来电力需求增量。度电碳排放指标可以综合反映各发电集团的中长期盈利能力,是对各集团发展战略和风险意识的集中体现。长期来看,度电碳排放落后于行业平均水平的发电集团将面临更为严峻的转型压力。因此,煤电规模较大的发电集团应提早树立风险意识,在战略规划制定中淡化装机规模指标,强化低碳引领,既要加强与同类发电集团的碳排放对标,也应逐步缩小与电力行业平均碳排放水平的差距。

(2)应对低碳变革,推动结构减碳。提升火电机组效率和优化电源结构是发电集团低碳发展的 两条关键路径。“十一五”时期,效率因素是推动各发电集团绿色低碳发展的关键;随着大型发电集团能效水平迈入世界先进行列和非化石能源发电规模化发展,结构因素在“十二五”时期的贡献凸显;而从“十三五”时期开始,结构因素的重要地位将进一步提升,在发电集团实现战略转型中发挥绝对作用。因此,大型发电集团在做好碳排放权交易准备的基础上,应明确加快电源结构调整的必要性和紧迫感,进一步识别低碳转型风险,强化应对绿色低碳变革的超前意识,在电力市场和碳市场协同共进中捕捉机遇。

4.2 推进改革重组的政策建议中央直属发电集团电力装机容量占全国的比重达60%,对电力行业转型的意义重大。从长期发展来看,11家中央直属发电集团的度电碳排放呈现两极分化,将导致可持续竞争力的差异逐渐显现,对未来发展轨迹产生决定性影响。因此,从确保国有资产保值增值、提升风险抵御能力的角度出发,对中央发电企业改革重组提出以下两点建议。

(1 )中央直属发电集团重组应以度电碳排放为重要考量指标。长期以来,绝大多数中央发电集团难以改变“一煤独大”的利润来源,其他电源板块对利润的支撑能力较弱,电源结构调整步伐落后于形势要求,“煤电亏则集团亏”的现象较为普遍。在推动中央发电集团重组的工作中,不能简单减少发电集团数量、单纯平衡装机规模,应注重打造煤电以外的核心利润板块,使发电集团既能在短期上克服煤电盈亏波动,也能在长期上应对转型压力,切实提高发电集团风险抵御能力,全面适应能源供应体系绿色低碳转型的要求。因此,应将度电碳排放指标作为中央发电集团重组的重要参考,加强煤电占比较高发电集团与经营核电、大型水电等优质低碳电源发电集团的重组,优化电源结构,实现多元化发展,推动重组后各中央发电集团的度电碳排放处于比较先进的水平,在绿色低碳发展背景下具备可持续发展能力。

(2)国有发电集团经营业绩考核应引入度电碳排放等长期指标。在当前的电力体制下,电价调整滞后、长期约束指标缺失,发电集团为实现短期利益最大化而在煤价下行周期具有较强的扩张冲动,导致煤电产能过剩风险扩大,行业转型成本升高。因此,在发电集团经营业绩考核工作中,应注重加强对发电集团追逐短期效益的约束力,

Newspapers in Chinese (Simplified)

Newspapers from China

© PressReader. All rights reserved.