风电、光伏发电与煤电联营 发展路径初探

Energy of China - - 可再生能源 -

郑雅楠1,刘建东2,任东明 1

(1. 国家发展和改革委员会能源研究所,北京 100038;2. 国家可再生能源中心,北京 100038)

摘要:能源转型已成为我国能源发展的战略重点,但转型过程中,受到多方面因素影响,

可再生能源和燃煤发电企业发展相继遇到困境,如何在当前形势下调整各方经营策略,扭转不利局面,成为影响我国电力可持续发展亟待解决的问题。本文研究了我国弃风、弃光的发展形势,分析了造成煤电企业大幅亏损的主要因素,从经济和技术方面深入研究了我国风电及光伏发电与煤电联营发展的可行性,探讨了联营发展的可能模式,并结合当前形势提出相关建议。

关键词:能源转型;联营发展;弃风弃光;综合资源战略规划

中图分类号:F426 文献标识码:A 文章编号:1003-2355-(2017)09-0020-05 Doi: 10.3969/j.issn.1003-2355.2017.09.004

Abstract: Energy transformation has become the strategic focus of China’s energy development, but renewable energy and coal power generation enterprises have encountered difficulties in the current situation. How to adjust their business strategy to reverse the situation becomes one of key problems which will influence the sustainable development of energy and electric power in China. This paper studies the development situation of wind and solar curtailment in China, and analyzes the main factors that cause the recent substantial loss of coal power generation enterprises. Then the economic and technical feasibility of joint development of wind power, solar power and coal power are researched. Finally the possible modes of joint development are discussed and some recommendations combined with the current situation are given.

Key words: Energy Transformation;Joint Development;Wind and Solar Curtailment;Integrated Resource Strategic Planning

0 引言

伴随我国经济进入“新常态 ”,经济增速逐步放缓,供给侧结构性改革加快推进了煤炭、钢铁等行业去产能 [1],我国电力供应也由基本平衡转为相对宽松,部分地区甚至出现过剩局面。受到多方因素综合影响,我国风电及光伏发电等可再生能源和燃煤发电企业发展相继遇到困境,一方面,风电及光伏发电等可再生能源的“弃风”、“弃光 ”等限电

[2]

问题长期没有解决 ;另一方面,传统煤电企业又出现了大面积亏损 [3]。上述问题严重制约着我国电力工业的健康发展,迫切需要寻找可行的可再生能

源电力和燃煤发电企业发展脱困的途径。本文在深入分析我国弃风及弃光发展形势和造成煤电企业大幅亏损主要因素的基础上,提出了风电及光伏发电与煤电联营发展的可行模式,并提出了相关建议,目的是为推动能源转型,促进电力健康可持续发展寻找一条可行路径。

1 风电及光伏发电发展面临的问题被大幅低估

1.1 弃风、弃光形势我国已在甘肃、新疆、河北、吉林、内蒙古、江苏、山东等地建设了8个千万千瓦级风电基地

和 2个百万千瓦级光伏发电基地,截至 2016 年,风电装机容量达到 1.5 亿 kW,太阳能发电装机为7742 万 kW ,相较 2010 年,年均增速分别达到29.8% 和 372.0%。伴随风电及光伏发电等可再生能源发电快速发展,“弃风 ”、“弃光 ”问题不断加剧,2016 年全国弃风电量 497.3 亿 kWh,平均弃风率为 17.1%,同比增加 2.1 个百分点;弃光电量73.9 亿 kWh ,弃光率为 10.9% ,基本与 2016 年持平;甘肃等局部地区弃风率超过40%,弃光率超过 30%[4]。电力需求放缓、装机过剩是造成“弃风 ”、“弃光 ”的主要成因,电力系统调节灵活性不足是关键制约因素,风电和光伏发电发展模式单一是重要瓶颈 [5][6]。

1.2 风电及光伏发电发展趋势未来风电及光伏发电的发展面临来自技术、经济性、需求等多方面的不确定性约束,这些不确定性又具有多重耦合相关。本文利用基于复杂不确定性模拟的综合资源战略规划方法 [7],通过考虑未来电力需求和可再生能源电力装机成本的不确定性,研究了我国 2017—2030 年风电和光伏发电的发展趋势。基于复杂不确定性模拟的综合资源战略规划是由传统综合资源战略规划发展而来 [8,9],通过参 考国内外主流机构和专家对于影响我国中长期电力发展因素的判断,对未来负荷需求(电力和电量)、单位装机成本等因素的复杂不确定性进行建模,尽可能覆盖煤电和气电等传统电源以及风电、光伏发电等新能源未来可能的发展状态,以整个规划期的社会总投入最小为目标函数,统筹考虑电力供需各环节的制约因素,通过全局优化,利用规划集合期望值和最大边界的模式代替情景设置,实现了以大数据规划的视角更全面地研究我国未来电力系统发展趋势,如图1。

(1)风电发展趋势从装机容量的期望值看,我国风电未来仍将保持快速增长趋势(见图 2),2030 年装机容量有望达到 708GW ,但增速将不断放缓, 2017— 2020 年年均增速约为 24.7%,2021—2025 年约为 11.6%,2026—2030 年约为 5.5%。通过考虑未来电力需求和装机成本变化的各种可能性,我国风电发展的不确定性主要集中在 2019—2025 年和 2028—2030 年两个阶段,这两个阶段风电装机将存在较大的发展不确定性,2030 年风电装机的区间为 645GW~752GW,年度最大不确定性达到284GW(2024 年)。2017 年国家电网公司与 IEA

合作预测 2030 年我国风电装机将约为 406GW[10],通过对比可以发现,国内机构往往低估了我国风电的发展速度,由此可能会造成相关配套调峰资源、电网发展等建设滞后,将会导致未来风电消纳更加困难。 (2)太阳能发电发展趋势从装机容量的期望值看,我国未来太阳能发电将继续保持高速增长态势(见图 3),2030 年装机容量有望达到 822GW,但其增速相应将不断放缓,2017—2020 年年均增速约为 68.8%,2021— 2025 年约为 12.4%,2026—2030 年约为 5.6%。通过考虑未来电力需求和装机成本变化的各种可能性, 2019 年以后我国太阳能发电发展将具有较大的不确定性, 2030 年太阳能发电装机的区间为 469GW~1048GW ,年度最大不确定性达到579GW(2030 年 )。与国家电网公司和 IEA 合作的预测进行对比发现,国网预测 2030 年我国太阳能发电装机将达到 326GW[10],国内机构也低估了我国太阳能发电的发展速度,将会造成相关配套调峰资源建设及电网发展等面临较大困难,导致未来太阳能发电的消纳更加困难。

2 燃煤发电经营困难重重

2.1 燃煤发电经营亏损形势燃煤发电目前仍是我国的主力发电方式,截 至 2016 年底,我国煤电装机容量达到 9.4 亿 kW,约占总装机容量的 57.3% ,年发电量 3.9 万亿kWh ,约占总发电量的 65.2%[11]。燃煤发电企业的利润主要受发电成本和上网电价影响,大幅增加的燃料费、折旧费等成本,连续下调的标杆上网电价以及不断扩大的市场化交易电量,使得煤电企业的利润从 2016 年 4 月份开始持续下滑,部分企业利润已由正转负,2017 年煤电企业面临的经营生产形势更为严峻,据估计超过 80% 的煤电企业将陷入亏损状态,而且有不断扩大的趋势。

2.2 燃煤发电经营困难主要成因(1)电煤价格上涨造成发电成本大幅上升燃料费约占燃煤发电企业总成本的60% 以上,受到煤炭去产能限产减产政策影响, 2016 年 6 月以来陕西、山西等主要煤炭产地以及沿海港口煤价均呈现出大幅快速上涨态势[12],也带动了国际煤价大涨,见图 4。2016 年 11月环渤海动力煤价格指数一度达到 607 元 /t ,比年初上涨 236 元 /t ,涨幅达到 63.6% ;随着国内煤价的上涨,国际煤价也快速上涨, 2016 年 11月纽卡斯尔港 5500kcal 动力煤离岸价达到 109.6 美元 /t ,比年初上涨60 美元 /t,涨幅达到121%。煤价大幅上涨,煤电企业成本骤增,超过了企业的承受能力,这是造成当前燃煤发电企业经营困难的主要因素之一。 (2)上网电价连续下调导致收入下降为了理顺煤、电价格关系,缓解煤电价格矛盾,2004 年年底,国家发展和改革委员会建立了市场化的煤电价格联动机制。2013 年以来,因电煤价格逐步走低,根据煤电价格联动政策,煤电标杆上网电价连续 4次被下调,上网电价全国平均共计下调幅度超过 7 分 /kWh。同时,2015 年以来,随着电力体制改革的深入推进,各地市场化

交易电量的规模逐步扩大,以河北为例,2016 年直接交易电量比例为 6.7%,2017 年交易规模进一步扩大至 20%,2018 年预计可能达到 50% 以上。不断下降的平均上网电价,进一步压缩了燃煤发电企业的利润空间,成为当前燃煤发电企业陷入经营困境的影响因素之二。(3)利用小时数连年下降削弱盈利能力“十二五”期间,我国燃煤发电机组容量持续快速增长,扣除关停小机组容量后,平均每年新增燃煤机组超过 4500 万 kW。受到需求放缓,装机增加影响,电力生产供大于求的矛盾进一步突出,煤电机组利用小时数自 2010 年的 4998h 持续降至 2016 年的 4144h,降低约 854h,云南个别地区煤电利用小时数甚至降至 2000h 以内。受前期投资惯性等因素影响,预计未来两年内燃煤机组新增装机仍将保持较大规模,利用小时数还将继续下降。连年下降的利用小时数影响了企业的盈利能力,是造成当前燃煤发电企业经营困难的重要因素之三。

3 风电及光伏发电与煤电联营发展路径选择

3.1 风电及光伏发电与煤电联营的可行性分析从经济上看,风电和太阳能发电的成本主要受当地资源条件、建设条件、机组(组件)技术水平、运营管理情况等决定,我国 2016 年陆上风电开发的成本在 0.32~0.47 元 /kWh 左右,光伏发电的成本在 0.32~0.47 元 /kWh 左右,并且风电和光伏发电均具有很低的运营变动成本。当前我国风电和光伏发电上网执行的是标杆电价政策,其中, 2016年陆上风电Ⅰ类资源区标杆上网电价为0.47元 /kWh ,Ⅱ类资源区为 0.50 元 /kWh ,Ⅲ类资源区为 0.54 元 /kWh ,Ⅳ类资源区为 0.60 元 /kWh,在目前的技术水平和不考虑煤电的环境成本的情况下,风电电价高出煤电 0.20 元 /kWh 左右;2017 年光伏发电Ⅰ类资源区标杆上网电价为0.65 元 /kWh, Ⅱ类资源区为 0.75 元/kWh,Ⅲ类资源区为 0.85 元/ kWh ,高于煤电 0.40 元 /kWh左右。因此,风电、光伏发电目前仍具有较好的利润空间。燃煤发电成本主要包括燃料费、折旧费、财务费、材料修理费、人工费用等,高位运行的煤价远高于燃煤发电企业可承受的 460~470 元 /t(5500kcal )盈亏平衡煤价,另外,越来越严格的环保要求不断增加企业的节能环保改造等投入,上涨的人员工资等持续加重企业的用人负担,因此,当前燃煤发电企业面临每发 1kWh电增加一份亏损的局面。纵观风电、光伏发电与燃煤发电企业的经营现状,两类企业面临着截然相反的两种局面:风电和光伏发电可以盈利,但受到常规电源挤压和调节能力不足影响上网受限;而燃煤发电不断亏损,但为了满足用电需求和维持电网稳定必须上网。如果风电及光伏发电与煤电企业间能够协调“弃风 ”、“弃光 ”电量,通过利益的重新分配,将会实现企业间的共赢。以甘肃为例, 2016 年弃风电量达到 104 亿 kWh,弃风率为 43%,弃光电量为26 亿 kWh ,弃光率为30% ;同时,甘肃拥有燃煤发电装机2002 万 kW ,年发电量699 亿 kWh ,如果 130 亿 kWh的“弃风”和“弃光”电量被利用,按照风电和光伏发电企业只收取可再生补贴费、燃煤发电企业收取标杆电价分配电量收益(风电、光伏发电、燃煤发电分别执行0.50 元 /kWh、0.65 元 /kWh、0.30 元 /kWh 的上网电价),燃煤发电企业由于减少了出力却获得了收益,将增加 6.9 分 /kWh 的度电利润(不考虑负荷率下降带来的煤耗增加影响),风电和光伏发电企业也将从中分别获得 8.7 分 /kWh 和 6.0 分 /kWh 的额外度电利润。由此可见,经济上风电及光伏发电与煤电企业联营能够实现企业间共赢发展。

从技术上看,我国燃煤发电机组技术最小出力均按照额定容量的50%进行测试,电网通常也按照此比例进行安全校验和调度,但实际中,在不进行灵活性改造的情况下大部分60 万 kW及以下机组技术最小出力均能达到额定容量的40%,仅是度电煤耗会有一定增加,经济性受到影响,如果按此测算,仍以甘肃为例,可以新增灵活调节空间达到 173 万 kW,可新增接纳风电及光伏发电分别为 377 万 kW 和 149 万 kW ,可接纳“弃风 ”,“弃光 ”电量 94 亿 kWh ,约占总“弃风 ”和“弃光 ”电量的 72.3%。如果进一步通过灵活性改造,燃煤热电机组最小技术出力将能达到40%~50% 额定容量;燃煤纯凝机组最小技术出力将达到 30%~35% 额定容量。另外相比发电企业与煤炭企业的联营(一体化)模式,一方面,风电及光伏发电与煤电联营可依托成熟的输电网络,通过电网调度方式的调整,可以以较低的成本实现电力的输送,而煤电联营需要依托铁路、公路运输电煤,在没有基础设施建设的情况,需要增加较大的投入;另一方面风电及光伏发电与煤电联营减少了煤炭使用量,可以促进可再生能源电力就近利用,完全符合国家进行能源结构调整、大力发展绿色能源的目标。目前吉林某大型发电集

团通过协调企业内部风电厂和煤电厂出力,主动降低了燃煤电厂计划发电,提高了风电厂的利用水平,全年风电综合利用小时数提高了 200h,弃风率大幅降低,并且依托现有电网调控系统监测的电厂数据,电厂间能够很方便的根据协商的价格进行结算。

3.2 风电及光伏发电与煤电联营发展模式(1)直接替代交易模式风电及光伏发电企业直接与煤电企业交易发电权,通过调整企业间计划电量的分配,实现企业间的联营发展。虽然该模式从技术角度简单易操作,但严重违反了国家《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》,属于合情不合法,因此,很难进行实际推广。

(2)参股(一体化 )经营模式风电及光伏发电与煤电企业相互参股,或风电及光伏发电与煤电由同一企业法人控股和经营,通过企业内部的利益重新分配,实现风电及光伏发电与煤电的合理发展。这不仅能够满足企业的经济收益,更有利于促进能源的绿色转型发展,有助于企业未来完成可再生能源配额指标,但目前燃煤发电企业多为国有企业,而风电和光伏发电不少企业为民营资本投资建设,风电及光伏发电与煤电联营存在一定的体制、机制衔接问题。(3)辅助服务补偿模式煤电企业为风电及光伏发电企业的调峰等提供辅助服务,满足风电及光伏发电企业的全额上网需要,并按照服务的类型和电量结算费用。该模式依赖辅助服务电力市场的建立,目前在东北进行的试点取得了较好的效果,但目前国内尚未建立起电力市场,市场模式和范围等仍需要不断的探索和完善。

4 风电及光伏发电与煤电联营发展的建议

(1)近期在现有市场环境下积极推进煤电大省市区风电及光伏发电与煤电的参股(一体化 )经营

我国当前燃煤发电大省市区往往存在燃煤发电装机过剩与弃风弃光严重并存的局面,风电及光伏发电与煤电联营关键在于过剩的燃煤发电资源与限制的风电及光伏发电的结合。近期应积极鼓励有条件的风电及光伏发电与煤电企业打破行业、地域、所有制限制,通过资本注入、股权置换、兼并重组、股权划拨等方式推动风电及光伏发电与煤电联营,通过利益的重新分配,扭转当前企业经营困境,这也是实践能源行业发展混合 所有制经济的一条有效路径。

(2)中远期加快建设完善的辅助服务电力市场机制

逐步建立市场配置资源、供需形成价格、促进节能减排的电力市场体系,形成完善的辅助服务市场规则,转变燃煤发电企业的服务职能,由电能的主要提供者向辅助服务的主要承担者转变,通过市场机制来发现调峰、调频等辅助服务的价格,利用市场推动风电及光伏发电与煤电企业的协调发展和利益共赢,减少行政手段的过多参与。(3)进一步完善能源法律体系和制度保障一方面加快修订《电力法》、《可再生能源法》,并将相关配套制度尽快同步修订,为适应我国能源转型提供法律和制度保障。另一方面进一步理顺执法体系,解决目前能源领域综合经济管理部门、行业管理部门以及国有资产监管机构多头管治的格局,形成分工明确、协调顺畅、统一有效的执法体系。

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