我国煤电困局破解之策的探讨

  未来一个时期,我国将继续大力推动绿色发展、清洁转型,可再生能源将?#20013;?#22686;长,高碳化石能源将大幅减少。昔日“一煤?#26469;螅?#29420;步天下”的煤电,时下面临前所未有的困惑尴局———发展前景不明,社会争议很大;政策导向利好不多利空多,市场系统性风险增加;出现整体性亏损、行业性困难,一些企业面临被ST、退市、兼并、关停、破产等风险。

  这不仅关系到煤炭、电力两个上下游行业发展的可?#20013;?#24615;及煤电在现代能源体系中如何被赋予新的定位,也关系到我国能源革命的成败、能源消费的民生幸福。因此,如何破解我国煤电困局,在市场竞争中求生存、谋发展,越来越成为?#30340;?#22806;人士普遍思考、苦苦探索的一个重大而又急迫的问题。个人认为,只有综合施策,久久为功,才能赢得未来。

  认清?#38382;?找准定位

  清洁低碳是未来能源的发展方向,能源清洁转型是国际化的大趋势。近年来,欧盟正着力进入“可再生能源时代?#34180;?#22914;德国颁布可再生能源法,弃煤、弃核,全力发展风光电,并推行全电气化战略。即使是提出“振兴煤炭工业?#34180;?#24223;除奥?#21520;懟?#28165;洁电力计划》、退出《巴黎协定》的美国又如?#25991;兀渴导?#20986;乎意料。2000~2017年,美国能源消费结构中的煤炭消?#24310;?4.6%下降14.3%;2019年4月,可再生能源装机、发电量双双超越煤电,并宣布进入“能源新时代?#20445;?#24378;调“创新”与“化石能源利用?#20445;?#20869;容是稳油、增气、减煤、稳核、大力发展可再生能源。

  2018年,我国青海省成功实现“绿电9日?#34180;?#20840;清洁能源连续供电;一线城市已基本关停煤电机组,实现“气化?#34180;?#20170;后我国将继续加快绿色发展步伐,形成水、核、风、光、气、氢能、生物质等并举的“清洁大家族?#20445;?#28165;洁装机?#24613;?#20250;大幅提升,意味着煤电生存空间将?#20013;?#32553;减。同时,为根本解决“三弃”问题,需要通过煤电升级改造、建设调峰电源、发展储能?#38469;酢?#21152;强需求侧管理等,提高电网调节能力。当然,由于我国富煤缺油少气、电源结构现状及煤电的经济稳定特性,未来煤电仍有一定的发展空间,并在一个较长时期内不可或缺。

  ?#28304;耍?#25105;们必须清醒认识,科学预判,把“构建清洁低碳、安全高效的能源体系”作为历史使命与责任担当。我国煤电的战略定位,将逐步由“主体电源、基础地位、支撑作用”转向“基荷电源与调节电源并重?#20445;?#20026;全额消纳清洁能源调峰、保障电力安全供应兜底;清洁可再生能源将成为电量供应主体;分布式能源、微电网、多能互补等将成为重要的新型供能方式。

  以退为进 主动减量

  2007年以来,煤电积极“上大压小”1亿千瓦,“十三五”又淘汰落后产能0.2亿千瓦,停缓建1.5亿千瓦,共计2.7亿千瓦。但煤电仍然存在存量巨大、?#24613;?#36807;高、设备闲置、经营困难等问题。为此,要采取以下措施:—    ——深化供给侧改革,主动减去“无效供给?#34180;?#19968;方面要继续落实“十三五”国家和地方政府有关化解煤电过剩产能、淘汰落后产能的政策,对不合要求的30万千瓦以下煤电机组实施“强制关停?#20445;?#21478;一方面,发电行业要抓住机遇,利用关停补偿政策,对一些超龄服役、扭亏无望、能耗环保安全不达标、又无力?#24230;?#25913;造的老小机组,或者未予核准、证照不全的违规煤电机组,因地制宜实施“主动关停?#20445;?#20197;提高设备利用效?#21097;?#20419;进新能源的消纳与火电行业的整装,并实现电力市场由过剩到平衡的转变。

  ——遵循市场规律,慎“铺?#32511;?#23376;?#20445;?#23454;现电力市场供需的再平衡。“十三五”期间,国家禁止京津冀、长三角、珠三角及红橙色预警省域新建煤电,全国停缓建煤电1.5亿千瓦。目前,千万不能因为“十三五”用电量?#23548;?#22686;长好于预期,煤电利用小时略有回升,?#32622;つ可?#26032;项目。对目前我国4200左右的煤电利用小时,不能简单对标美国认为是合理的、现实的。中美国情不同、发展阶段不同、体制机制不同,美国是发达国家,依靠?#25512;?#24066;场机制,电价科学。我国通过推进供给侧改革,努力恢复到4800~5500小时,这既符合国情、符合历史、符合?#23548;剩?#21516;时有利于减少设备闲置、投资浪费,有利于煤电企业降低能耗、扭亏增盈、可?#20013;?#21457;展,有利于保障煤电的经济性,以支撑我国?#31995;?#30340;电价水平。

  升级改造,激活存量

  面对分布在全国各地的超过10亿千瓦的巨量煤电机组,到底应该怎么办?一句话,根据不同的营商环境,在淘汰关停的基础上,区别?#28304;?#36890;过不同的升级改造(超低?#27431;?#25913;造、节能改造、灵活性改造等),优化?#38469;?#32463;济指标,实现“两低一高”的(低?#27431;擰?#20302;能耗、高效?#21097;?#33021;源供给水平,增强“冷热电气水”多能联供的综合能源服务能力,增强调频、调峰、调压等辅助服务能力,增强电力市场的竞争能力。

  事实上,2017年7月,16部委《关于推进供给侧结构性改革,防范化解煤电产能过剩风险的意见》(1404号文)就对煤机升级改造进行了系统的部署,要求在“十三五”期间,实现以下目标:超低?#27431;?#25913;造4.2亿千瓦;节能改造3.4亿千瓦;灵活性改造2.2亿千瓦。目前,已经取得显着成效。截至2018年底,已完成超低?#27431;?#25913;造8.1亿千瓦,占全国煤机比重的80%。“三北”地区完成煤电灵活性改造超过4000万千瓦,其中2380万(约60%)在东北。东北有偿调峰辅助服务?#24310;?7.8亿元,平均价格0.525元,高于当地燃煤标杆电价。?#23548;?#35777;明,灵活性改造?#38469;?#25104;熟,每千瓦改造?#24310;?20~400元,参与调峰服务好于储能、气电、抽水蓄能,是煤电的现实选项之一,也有利于新能源的消纳。因此,煤电企业要突破单一发电业务的束缚与风险,以战略高度进入热电联产、配电售电、储能节能、调频调峰、冷热电气水供应等领域,实现热力源网一体、发配售一体、多能联供与辅助服务并举,培育新的效益增长点。

  峰值管理 严控增量

  制定电力规划、?#34987;?#26410;来发展,要与时俱进,?#35851;?#36807;去电力短缺时期的惯性思维和发展通病,根据经济新常态特点以及电力供需的变化,实现变革与创新。

  引入峰值管理,防止出现大规划。回顾“十三五”电力规划,其中最大的一个亮点,是提出了煤电装机到2020年控制在“11亿千瓦内、?#24613;?#38477;至55%”的目标,并有一系列保障措施。如果没有这个“天花板?#20445;?#30450;目发展,到2020年煤电绝不是11亿千瓦,而是12.5亿千瓦,甚至更多,煤电的日子会更加“窘迫?#34180;?#25454;预测,2030年能源需求主要依靠清洁能源,煤电13亿千瓦将达到峰?#25285;?050年煤电装机将降到6亿千瓦,建成现代能源体系。因此,国家编制未来电力中长期规划时,要强化煤电峰值管理,既要考虑保供,又要应对产能过剩,考虑电力市场平衡。

  摒弃规模扩张,发展要有新概念。今后,发电企业面对市场竞争、优胜劣汰,首先要?#35851;?#36807;去“规模思维”和?#24052;蹲始?#28212;症”的任性发展方式,依托规划,市场导向,价值思维,用户为王,实现高质量发展;其次,要聚焦电力主业,巩固煤电一体、热电联产、产融结合、路港配套等传统优势;第三,要抓住电力市场化改革、能源生态重塑、产业跨界融合机遇,推进战略转型、结构调整、优化布局,着力“绿”色发展、向“下”延伸、对“外”拓展、介入“新”业态,并系统优化发展格局,实现纵向“源—网—荷—储—用?#20445;?#27178;向多能互补、产业协同、区域平衡。

  市场竞争 政策配套

  令人欣慰的是,在电力行?#30340;?#37096;,越来越达成以下“四大共识?#20445;?#28165;洁低碳是未来能源的发展方向,能源清洁转型是国际化的大趋势;随着经济减速、结构优化以及?#38469;?#36827;步、节能减排,未来能源(电力)消费增速减缓是必然的趋势;电力产能普遍过剩是发电行业的风险源,也是改善营商环境的重中之重;随着新电改的推进和发用电计划的大幅放开,全面竞价时代很快就要到来。

  煤电作为传统化石能源,全面参与市场竞争责无?#28304;?#20248;胜劣汰”也是市场化电改推进的必然结果。但由于市场过剩、煤电矛盾、安全环保、能源转型、政策空档等多重因素冲击,煤电出现了整体亏损,一些?#29616;?#21306;域引发“破产潮?#34180;?#20170;后如何增强竞争力,保障煤电“?#25910;?#29983;存?#20445;?#24517;须引起高度重视。一方面,煤电企业要继续内强管理,外拓市场,科技进步,?#26102;?#36816;作,围绕“三电四煤?#20445;?#20248;化指标,?#24403;?#22686;效,目前已在?#23548;?#20013;摸索出许多成功的经验与做法;另一方面,需要国家有关部门及地方政府根据煤电新的战略定位,针对市场化改革过渡期,调整、完善旧的政策,出台新的有效政策。

  例如:保留环保电价并执行到位,探索两部制电价,长远形成市场定价机制;?#24066;?#20111;损省区重启煤电联动政策,加大减税降费力度,减少地方对煤电市场交易定向限制和价格干预;签订电煤中长期合同,实行“基础价+浮动价”定价机制;鼓励煤电联营、能源企业跨行业重组,构建煤电产业?#30784;?#20379;应链;继续推进供给侧改革,严控煤电发展,淘汰落后产能;鼓励煤电参与调峰、备用、调压,建立辅助服务交易运行机制;关停企业继续执行电量补偿政策,开展发电权交易,探索建立容量市场;各省区出台“以水补火?#34180;?#29028;电互保”等差异化政策等等。

关键?#21097;?/b> 区块链, 煤电

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我国煤电困局破解之策的探讨

发布时间:2019-08-01   来源:中电新闻网

  未来一个时期,我国将继续大力推动绿色发展、清洁转型,可再生能源将?#20013;?#22686;长,高碳化石能源将大幅减少。昔日“一煤?#26469;螅?#29420;步天下”的煤电,时下面临前所未有的困惑尴局———发展前景不明,社会争议很大;政策导向利好不多利空多,市场系统性风险增加;出现整体性亏损、行业性困难,一些企业面临被ST、退市、兼并、关停、破产等风险。

  这不仅关系到煤炭、电力两个上下游行业发展的可?#20013;?#24615;及煤电在现代能源体系中如何被赋予新的定位,也关系到我国能源革命的成败、能源消费的民生幸福。因此,如何破解我国煤电困局,在市场竞争中求生存、谋发展,越来越成为?#30340;?#22806;人士普遍思考、苦苦探索的一个重大而又急迫的问题。个人认为,只有综合施策,久久为功,才能赢得未来。

  认清?#38382;?找准定位

  清洁低碳是未来能源的发展方向,能源清洁转型是国际化的大趋势。近年来,欧盟正着力进入“可再生能源时代?#34180;?#22914;德国颁布可再生能源法,弃煤、弃核,全力发展风光电,并推行全电气化战略。即使是提出“振兴煤炭工业?#34180;?#24223;除奥?#21520;懟?#28165;洁电力计划》、退出《巴黎协定》的美国又如?#25991;兀渴导?#20986;乎意料。2000~2017年,美国能源消费结构中的煤炭消?#24310;?4.6%下降14.3%;2019年4月,可再生能源装机、发电量双双超越煤电,并宣布进入“能源新时代?#20445;?#24378;调“创新”与“化石能源利用?#20445;?#20869;容是稳油、增气、减煤、稳核、大力发展可再生能源。

  2018年,我国青海省成功实现“绿电9日?#34180;?#20840;清洁能源连续供电;一线城市已基本关停煤电机组,实现“气化?#34180;?#20170;后我国将继续加快绿色发展步伐,形成水、核、风、光、气、氢能、生物质等并举的“清洁大家族?#20445;?#28165;洁装机?#24613;?#20250;大幅提升,意味着煤电生存空间将?#20013;?#32553;减。同时,为根本解决“三弃”问题,需要通过煤电升级改造、建设调峰电源、发展储能?#38469;酢?#21152;强需求侧管理等,提高电网调节能力。当然,由于我国富煤缺油少气、电源结构现状及煤电的经济稳定特性,未来煤电仍有一定的发展空间,并在一个较长时期内不可或缺。

  ?#28304;耍?#25105;们必须清醒认识,科学预判,把“构建清洁低碳、安全高效的能源体系”作为历史使命与责任担当。我国煤电的战略定位,将逐步由“主体电源、基础地位、支撑作用”转向“基荷电源与调节电源并重?#20445;?#20026;全额消纳清洁能源调峰、保障电力安全供应兜底;清洁可再生能源将成为电量供应主体;分布式能源、微电网、多能互补等将成为重要的新型供能方式。

  以退为进 主动减量

  2007年以来,煤电积极“上大压小”1亿千瓦,“十三五”又淘汰落后产能0.2亿千瓦,停缓建1.5亿千瓦,共计2.7亿千瓦。但煤电仍然存在存量巨大、?#24613;?#36807;高、设备闲置、经营困难等问题。为此,要采取以下措施:—    ——深化供给侧改革,主动减去“无效供给?#34180;?#19968;方面要继续落实“十三五”国家和地方政府有关化解煤电过剩产能、淘汰落后产能的政策,对不合要求的30万千瓦以下煤电机组实施“强制关停?#20445;?#21478;一方面,发电行业要抓住机遇,利用关停补偿政策,对一些超龄服役、扭亏无望、能耗环保安全不达标、又无力?#24230;?#25913;造的老小机组,或者未予核准、证照不全的违规煤电机组,因地制宜实施“主动关停?#20445;?#20197;提高设备利用效?#21097;?#20419;进新能源的消纳与火电行业的整装,并实现电力市场由过剩到平衡的转变。

  ——遵循市场规律,慎“铺?#32511;?#23376;?#20445;?#23454;现电力市场供需的再平衡。“十三五”期间,国家禁止京津冀、长三角、珠三角及红橙色预警省域新建煤电,全国停缓建煤电1.5亿千瓦。目前,千万不能因为“十三五”用电量?#23548;?#22686;长好于预期,煤电利用小时略有回升,?#32622;つ可?#26032;项目。对目前我国4200左右的煤电利用小时,不能简单对标美国认为是合理的、现实的。中美国情不同、发展阶段不同、体制机制不同,美国是发达国家,依靠?#25512;?#24066;场机制,电价科学。我国通过推进供给侧改革,努力恢复到4800~5500小时,这既符合国情、符合历史、符合?#23548;剩?#21516;时有利于减少设备闲置、投资浪费,有利于煤电企业降低能耗、扭亏增盈、可?#20013;?#21457;展,有利于保障煤电的经济性,以支撑我国?#31995;?#30340;电价水平。

  升级改造,激活存量

  面对分布在全国各地的超过10亿千瓦的巨量煤电机组,到底应该怎么办?一句话,根据不同的营商环境,在淘汰关停的基础上,区别?#28304;?#36890;过不同的升级改造(超低?#27431;?#25913;造、节能改造、灵活性改造等),优化?#38469;?#32463;济指标,实现“两低一高”的(低?#27431;擰?#20302;能耗、高效?#21097;?#33021;源供给水平,增强“冷热电气水”多能联供的综合能源服务能力,增强调频、调峰、调压等辅助服务能力,增强电力市场的竞争能力。

  事实上,2017年7月,16部委《关于推进供给侧结构性改革,防范化解煤电产能过剩风险的意见》(1404号文)就对煤机升级改造进行了系统的部署,要求在“十三五”期间,实现以下目标:超低?#27431;?#25913;造4.2亿千瓦;节能改造3.4亿千瓦;灵活性改造2.2亿千瓦。目前,已经取得显着成效。截至2018年底,已完成超低?#27431;?#25913;造8.1亿千瓦,占全国煤机比重的80%。“三北”地区完成煤电灵活性改造超过4000万千瓦,其中2380万(约60%)在东北。东北有偿调峰辅助服务?#24310;?7.8亿元,平均价格0.525元,高于当地燃煤标杆电价。?#23548;?#35777;明,灵活性改造?#38469;?#25104;熟,每千瓦改造?#24310;?20~400元,参与调峰服务好于储能、气电、抽水蓄能,是煤电的现实选项之一,也有利于新能源的消纳。因此,煤电企业要突破单一发电业务的束缚与风险,以战略高度进入热电联产、配电售电、储能节能、调频调峰、冷热电气水供应等领域,实现热力源网一体、发配售一体、多能联供与辅助服务并举,培育新的效益增长点。

  峰值管理 严控增量

  制定电力规划、?#34987;?#26410;来发展,要与时俱进,?#35851;?#36807;去电力短缺时期的惯性思维和发展通病,根据经济新常态特点以及电力供需的变化,实现变革与创新。

  引入峰值管理,防止出现大规划。回顾“十三五”电力规划,其中最大的一个亮点,是提出了煤电装机到2020年控制在“11亿千瓦内、?#24613;?#38477;至55%”的目标,并有一系列保障措施。如果没有这个“天花板?#20445;?#30450;目发展,到2020年煤电绝不是11亿千瓦,而是12.5亿千瓦,甚至更多,煤电的日子会更加“窘迫?#34180;?#25454;预测,2030年能源需求主要依靠清洁能源,煤电13亿千瓦将达到峰?#25285;?050年煤电装机将降到6亿千瓦,建成现代能源体系。因此,国家编制未来电力中长期规划时,要强化煤电峰值管理,既要考虑保供,又要应对产能过剩,考虑电力市场平衡。

  摒弃规模扩张,发展要有新概念。今后,发电企业面对市场竞争、优胜劣汰,首先要?#35851;?#36807;去“规模思维”和?#24052;蹲始?#28212;症”的任性发展方式,依托规划,市场导向,价值思维,用户为王,实现高质量发展;其次,要聚焦电力主业,巩固煤电一体、热电联产、产融结合、路港配套等传统优势;第三,要抓住电力市场化改革、能源生态重塑、产业跨界融合机遇,推进战略转型、结构调整、优化布局,着力“绿”色发展、向“下”延伸、对“外”拓展、介入“新”业态,并系统优化发展格局,实现纵向“源—网—荷—储—用?#20445;?#27178;向多能互补、产业协同、区域平衡。

  市场竞争 政策配套

  令人欣慰的是,在电力行?#30340;?#37096;,越来越达成以下“四大共识?#20445;?#28165;洁低碳是未来能源的发展方向,能源清洁转型是国际化的大趋势;随着经济减速、结构优化以及?#38469;?#36827;步、节能减排,未来能源(电力)消费增速减缓是必然的趋势;电力产能普遍过剩是发电行业的风险源,也是改善营商环境的重中之重;随着新电改的推进和发用电计划的大幅放开,全面竞价时代很快就要到来。

  煤电作为传统化石能源,全面参与市场竞争责无?#28304;?#20248;胜劣汰”也是市场化电改推进的必然结果。但由于市场过剩、煤电矛盾、安全环保、能源转型、政策空档等多重因素冲击,煤电出现了整体亏损,一些?#29616;?#21306;域引发“破产潮?#34180;?#20170;后如何增强竞争力,保障煤电“?#25910;?#29983;存?#20445;?#24517;须引起高度重视。一方面,煤电企业要继续内强管理,外拓市场,科技进步,?#26102;?#36816;作,围绕“三电四煤?#20445;?#20248;化指标,?#24403;?#22686;效,目前已在?#23548;?#20013;摸索出许多成功的经验与做法;另一方面,需要国家有关部门及地方政府根据煤电新的战略定位,针对市场化改革过渡期,调整、完善旧的政策,出台新的有效政策。

  例如:保留环保电价并执行到位,探索两部制电价,长远形成市场定价机制;?#24066;?#20111;损省区重启煤电联动政策,加大减税降费力度,减少地方对煤电市场交易定向限制和价格干预;签订电煤中长期合同,实行“基础价+浮动价”定价机制;鼓励煤电联营、能源企业跨行业重组,构建煤电产业?#30784;?#20379;应链;继续推进供给侧改革,严控煤电发展,淘汰落后产能;鼓励煤电参与调峰、备用、调压,建立辅助服务交易运行机制;关停企业继续执行电量补偿政策,开展发电权交易,探索建立容量市场;各省区出台“以水补火?#34180;?#29028;电互保”等差异化政策等等。

      关键?#21097;?/b>电力, 煤电


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