一、“十三五”电力规划执行的基本成就

 

在“四个革命、一个合作”能源安全新战略指引下，自2016年以来，我国《电力发展“十三五”规划》指导全国电力工业持续健康发展，支撑了国民经济发展的电力需求。主要成就有：一是电力实现了高质量发展。体现在发电供应能力持续增强；电网结构不断坚强；电力系统运行更加安全可靠，没有发生大面积停电事故；输配电价定价机制得以建立，电力市场定价机制初步确立；电力普遍服务水平有新的提高，电力营商环境持续改进，电力用户获得感普遍提升。二是电力结构发生根本性变化，向高效、低碳、清洁化方向快速转变。煤电装机占比持续减少，近五年火电占比每年下降约2个百分点，至2019年6月底，我国煤电（含煤矸石）装机10.2亿千瓦，占总装机比重为55.4%，30万千瓦及以上煤电机组占比达80%以上，供电煤耗降低至307克/千瓦时。我国清洁能源发电装机约8.2亿千瓦，占总装机比重44.6%，其发展速度领跑全球。三是电力行业环保成效明显，助力大气环境质量改善。全国80%以上煤电机组进行了超低排放改造，二氧化硫、氮氧化物及粉尘排放水平达到或超过了国家标准，居世界领先水平。电能替代散煤锅炉取得了重大成就，使得工业能源消费结构向清洁化方向发展，大大减少了污染物的排放。

 

 

回顾“十三五”电力发展规划得到落实并取得明显成绩的同时，也伴生了一些新的情况与问题。

 

（一）产能过剩情况在不断加重

 

2018年，纳入全国可靠性统计口径的发电机组等效可用系数为92.3%，按此计算，机组平均可利用小时达8000小时。按煤电实际运行系数为75%计算，煤电运行小时数应为6570小时。全国30个省市煤电机组实际平均利用小时为4724小时，煤电利用小时最高的是河北省，为5349.91小时，最低的是云南省，为1763.10小时。最先进的超临界及以上煤电机组年平均利用小时为4762小时。全国煤电机组实际平均利用小时与平均可利用小时之比仅为59.1%。产能利用率是一个很重要的指标，它直接关系到企业生产成本的高低。云南省煤电企业在这样低的产能利用率情况下，其经营已陷入严重困境。虽然电力不能简单地用一般制造业与公用事业的产能利用率来评判其经济性，但是电力毕竟是商品，影响着社会生产成本和社会民生，经济性是不可回避的一个问题。

 

（二）电网运行的可靠性与经济性失衡比较严重

 

截至2018年底，我国220千伏以上输电线路长度为73.34万公里，变电容量40.23亿千伏安。输变电设备年度平均等效可用系数在99%以上。但设备产能的利用率即使在高峰时段也仅在60%左右，大部分时间运行在30%～40%，有的甚至更低。即使如浙江省电力公司这样经济效益比较好的电网企业，2018年净资产收益率也仅为5%，总资产收益率仅为2.65%，远低于同期银行货款利率。电网设备以高可靠性和低产能利用率保障了电网的安全性，但与经济性失衡比较严重。

 

（三）电网信息垄断影响着电力规划的制订与落实

 

电力规划的职责属于政府，由政府组织制订规划，并负责规划的执行情况进行事中监管、事后评估与总结，如有必要适时作出调整。由于政府电力管理部门人力有限，也缺少专业人才，规划所需要的信息材料主要由电网企业提供。大部分省市的电力规划蓝本是由电网企业提供，政府组织专家审查并提出意见，略经修改后批准执行。因此，电网企业在规划制订中的影响力很大，规划必然更多体现电网企业自身的利益。

 

（四）东部电力增长率已低于中西部电力增长率

 

2018年，全国有广东等14个省份全社会用电量超过2000亿千瓦时，14个省份合计用电量49467亿千瓦时，占全国全社会用电量的71.7%；对全国用电量增长的贡献率为70.6%。2018年全国平均用电增速为8.5%，其中有15个省份超过全国平均水平，而且基本上都是中西部省份。可见，中西部地区的电力发展不平衡性正在扭转，这将对长期以来实施“西电东送”的规划思路带来影响。

 

（五）电力与其他能源发展缺乏协调性

 

电力是由一次能源转换而来，煤、气、核等一次能源转换成电力，其能量利用效率取决于转换方式和转换技术。煤电的能量转换效率一般在35%～45%；天然气联合发电效率一般在55%～60%；核电的核能转换效率在30%～35%左右。风能、太阳能发电的能量转换效率则更低，一般在20%以下。可见，电能是诸多一次能源经过复杂过程转换并付出经济代价而来的清洁能源，它应当用于最需要最有价值的生产和生活之中。应当坚持因地制宜、宜气则气、宜电则电的原则，不能是高能低用。譬如，东北、西北地区的冬季气温很低，用热泵等技术供热，其电热转换效率很低；直接用电加热取暖难以达到标准室内温度。

 

 

（一）尽快组织修订《电力系统安全稳定导则》《电网调度管理条例实施办法》等技术标准和规范性文件

 

根据《电力系统安全稳定导则》，在正常运行方式下，对不同的电力系统，按功角判据计算的静态稳定储备系数 （Kp）应为15%~20%，按无功电压判据计算的稳定储备系数（Kv）为10%～15%。在事故后运行方式和特殊运行方式下，Kp不得低于10%，Kv不得低于8%。根据《电力系统电压稳定评价导则》规定“在区域最大负荷或最大断面潮流下，正常方式或检修方式的区域负荷有功功率裕度应大于8%，“N-1”故障后的区域负荷有功功率充裕度应大于5%”。《电网调度管理条例实施办法》规定“电网的总备用容量不宜低于最大发电负荷的20%”。按照上述行业标准，如果按备用系数8%计算，仅浙江电网，系统备用容量需要400~650万千瓦左右。从现在的电力系统规模、发输电设备的可靠性、电源结构与布局、电网构架与互联、系统智能化水平、系统在故障扰动时的“自愈”能力、电力安全与经济等关系的实际情况看，按旧的观念和老的行业标准规定的备用容量进行电力规划或电力调度，无疑会造成极大的过度投资和极低的运行效率，这也是当前电力行业产能利用率低的主要原因之一，已不适合当今电力系统实际情况。因此，建议尽快订《电力系统稳定导则》（DL755-2001）、《电网调度管理条例实施办法》《电力系统电压稳定评价导则》等标准和规范性文件。

 

（二）应关注中西部与东部经济和电力发展不平衡正在缩小的情况

 

一是中西部与东部沿海地区经济发展不平衡度的缩小对电力增长率的影响已经显现。“十三五”期间，东部沿海地区的电力电量消费水平已达到发达国家平均水平，其增长率预计会处于较低的个位数水平。二是东部可再生能源开发程度相对较低，特别是海上风电、分布式太阳能发电和生物质发电，具有较大开发利用空间。三是跨省区交直流特高压输电基本不参与调峰等辅助服务，对受端电网运行影响很大。四是随着可再生能源发电成本不断下降，其上网电价已接近煤电上网价格。如果通过特高压输电从西北、北方地区向华东等沿海地区输入可再生能源电力，其电能损耗与输电成本均很高，已逐步失去价格竞争优势。建议研究调整“西电东送”规划思路，以免资源配置失去优化，降低电力资产使用效率。

 

（三）应研究电网投资等对输配电成本影响的相互关系

 

现行省级电网企业输配电准许收入的计算方法是：准许收入=准许成本+准许收益+价内税金；准许成本=基准期准许成本+监管周期新增（减少）准许成本。监管周期新增准许成本，指规划新增输配电固定资产投资额转为用于计提折旧的新增输配电固定资产原值。由此可见，规划新增输配电资产越大，则电网企业收入越多。这驱动电网企业将输配电资产尽量做大，以获取更多的利益。现行电价政策要求，“规划新增输配电固定资产投资额，按照有权限的政府主管部门预测的、符合电力规划的电网投资计划，并根据固定资产投资增长应与规划电量增长、负荷增长、供电可靠性相匹配的原则统筹核定。”这一规定非常原则性，没有可操作性。为使规划更趋科学性，建议政府部门组织研究电力发展规划投资与电力电量增长、电力可靠性之间的相互关系；并由有实力的第三方机构进行“十三五”电力发展规划的落实情况评估和“十四五”电力发展规划的起草。

 

（四）应当助力电力体制改革

 

“十四五”电力发展规划应明确，将增量配电改革试点企业的电力规划，纳入到省级及以下电力发展总体规划中，并在政府监管机构的监督下落实规划的实施，以防止电网企业借助垄断地位阻碍电力市场主体进行电网接入、增容扩业，保障独立售电企业等市场主体正常参与市场交易和经营。规划要明确保障社会民间电力投资企业建设的发电项目的电网接入系统要按主体工程进度适时投运，保证发电项目按时投产并网发电，真正做到无岐视开放电网。应研究让社会力量开发分布式能源的发展规划政策。分布式能源有诸多优势，是未来能源电力发展的大趋势，是电力市场化改革的重要内容，电力规划应当满足并促进分布式能源的发展。当前，由于电网企业的垄断地位，以综合能源服务为抓手，以分布式能源为切入点，正悄然进入电网以外的能源市场，与社会能源企业争利明显，在一定程度上限制了社会企业开发分布式能源，阻碍了分布式能源发展。“十四五”电力发展规划应当体现电改9号文件精神，推进电力市场化改革不断深入。

 

（五）应着力促进电力向高效、清洁、低碳方向发展

 

由于资源禀赋和煤炭价格等优势，我国以煤电为主的状况短期内难以转变。但是，“十四五”期间必须坚持以清洁能源逐步替代煤电。对新规划煤电机组要根据当地电网运行情况选型，由于电力结构的持续调整，煤电机组将越来越多地承担电网调峰等辅助服务的作用，因此很难在额定负荷工况下长时间连续运行，超超临界机组在亚临界状态、甚至超高压状态下运行将是常态。因此，一味追求新建煤电机组高参数大容量已不再适合时宜，而应根据当地电源结构和电网运行特点选择合适参数的机组，以免“大马拉小车”而造成浪费。

 

原文首发于《电力决策与舆情参考》2020年1月3日第1、2期 作者：谢国兴 浙江能源监管办公室原专员