优化能源开发布局加强电力系统调峰能力建设

编者按：用电量是我国经济发展的重要指标，备受社会各界关注。2016年，我国全社会用电量同比增长5.0%，超出了此前预期。中电联预计2017年全社会用电量同比增长3%，电力消费需求增长相比于2016年要放缓。这一增一缓，引起社会广泛关注。本刊记者就相关问题采访了中电联有关负责同志，解读电力供需形势，回应社会关切。

记者：2016年，我国全社会用电量同比增长5.0%，超出了此前预期。除了《2016—2017年度全国电力供需形势分析预测报告》中说明的原因，电力直接交易导致电价下浮，对于电力消费增长是否有影响？我国的电力消费弹性系数处于什么水平？

中电联：2016年，全国全社会用电量5.92万亿千瓦时、同比增长5.0%，比上年提高了4.0个百分点，超出了预期。全社会用电量增速明显提高的主要原因有以下几点：一是高温天气显著拉高了用电负荷和电量。根据气象部门监测，三季度全国平均气温为1961年以来历史同期最高值。高温天气导致空调降温负荷激增，拉高当季全社会用电量增速近4个百分点。二是上年同期基数偏低。三是实体经济运行显现稳中趋好的发展态势，这也是上年全社会用电量大幅增加的重要因素。

2016年我国全国市场化交易电量突破1万亿千瓦时，比2015年增长超过1倍，约占全社会用电量的19%，每度电平均降低电价约7.23分，为企业节约电费成本超过573亿元，客观上对用电价格敏感的行业有很大的拉动作用，因此电力交易导致的电价下浮对电力消费有一定的影响。

国际上通常用电力消费弹性系数从宏观角度考察一个国家能源发展与经济发展的匹配程度。从电力消费弹性系数的定义（电力消费增长与国民经济增长的比率）并结合国际经验来看，当一个国家处于工业化快速推进、城镇化加速发展阶段时，电力消费增速往往高于经济发展增速，即电力弹性系数大于1；当该国完成工业化进程，电力弹性系数小于1。

2016年我国电力消费弹性系数约为0.75，但也不意味着我国已完成了工业化进程，尽管当前我国第三产业产值已超过第二产业，但是第二产业仍然是国民经济的重要组成部分，电力弹性系数之所以体现出后工业化国家所具备的特征，是因为影响电力消费因素众多，如气温的变化、电气化水平、经济的总量增长、产业结构的优化以及技术水平的提升等。2014年以来受极端天气以及产业结构的快速变化等方面的影响，电力消费弹性系数变化较大，比如2015年电力消费弹性系数约为0.15，和2016的0.75相比，数值波动非常剧烈，这样短期的、单一的数据并不具备很强的可参考性，只有熨平短期冲击，将气温变化、产业结构变动等因素均考虑进来，从而得到的长期变化规律才具有指导意义。

当前我国经济发展进入“新常态”通道，经济增长保持中高速，且目前正处于由工业化中后期向工业化后期转变的关键阶段，重化工业增长放缓、工业转型升级成为趋势，“十三五”时期将会延续这一趋势，电力消费弹性系数基本会低于1，远低于工业化中期的1以上的弹性系数以及“十一五”和“十二五”时期弹性系数。各年之间弹性系数可能会出现一定幅度的波动，个别年份由于受重化工业加速下滑以及气温等因素影响，电力消费增速可能接近零增长甚至不排除负增长的可能，而有的年份也可能出现接近于1的较高弹性系数。但在产业结构经过快速调整期之后以及不出现极端气候条件的情况下，预计未来10年内电力弹性系数仍将稳步降低。

记者：中电联预计2017年电力消费需求增长相比于2016年要放缓，全年全社会用电量同比增长3%。增速放缓的原因是什么？

中電联：2017年，我国经济运行的下行压力仍然很大，电力消费增长仍受诸多影响因素的制约。一是2017年房地产行业增长将很可能放缓，对其上下游产业链上的诸多行业生产及消费带来较大影响。从目前情况看，多地出台了新一轮房地产调控政策，将会抑制与房地产相关的钢铁、建材、家具、家电等相关行业生产和消费，进而对钢铁、建材行业以及部分轻工业用电带来抑制。二是国家对1.6升及以下排量乘用车购置税减税幅度收窄一半，一定程度上将影响到钢铁、有色、玻璃、橡胶、交通运输设备制造业等行业生产和消费，将对这些行业的用电带来抑制，进而下拉全社会用电增速。三是当前我国正处于经济结构转型期，国家持续加大经济结构调整力度，工业转型升级步伐加快，高新技术行业比重上升，电能利用效率提升，单位GDP电耗继续下降。四是部分地区高耗能等企业生产受雾霾天气及环保因素的影响而限产停产，将在客观上影响到电力消费增长。五是2016年年初，全国大部分地区气温偏低，迎峰度夏期间华东、华中等地区气温明显偏高，显著拉高了用电量增长，2016年气温因素导致用电量基数偏高，将下拉2017年全社会用电量增速。

记者：在国家促进煤电有序发展的一系列政策措施影响之下，2016年煤电投资持续快速增长的态势得以抑制。但是到2016年底，煤电装机9.4亿千瓦，同比增长5.3%，增速依旧快于电力消费增速。导致煤电装机保持快速增长的原因有哪些？

中电联：2016年底，全国全口径火电装机容量10.5亿千瓦，同比增长5.3%，其中，煤电9.4亿千瓦，增长5.3%，增速仍略快于电力消费增速。煤电装机持续快速增长的原因有以下几点：

一是部分电源项目建设周期较长。煤电从规划建设到投产，大概需要三年左右的时间，现在投产的机组大多数为三年前开工。前几年经济以及电力消费仍然保持较快增长，有关部门根据情况陆续核准了部分项目，这些项目投产后恰好赶上目前的经济发展转型期。

二是地方政府通过行政力量推动发电项目开工建设。2014年，火电等电源项目核准审批权下放地方，恰逢地方投资乏力、经济下行压力，推动投资规模巨大的电源项目开工建设，成为了地方稳投资的一个重要手段。

三是自备电厂持续快速发展。由于自备电厂具有发电设备利用小时高、环保要求低、政府性基金及附加少等成本优势，近几年自备电厂装机容量持续保持10%以上的快速增长势头。截至2016年底，我国自备电厂规模超过1.3亿千瓦，绝大部分为火电，占我国火电装机规模超过10%。由于自备电厂建设所受的约束更少，且企业更有积极性，未来一段时期内自备电厂快速增长的势头难以有效抑制，将进一步加剧电力供应能力过剩。

但也应认识到，尽管煤电投资仍然较多，在建规模依然较大，但是和2014、2015年煤电投资均超过10%的增速相比，在2016年3月国家出台促进煤电有序发展的系列政策后，当年煤电投资同比下降4.7%，煤电净增装机较2015年减少1154万千瓦，增速较2015年下降近2个百分点；煤电发电量占全年发电量的65%，较2015年下降2.5个百分点，反映出国家煤电有序发展的这个政策措施实施效果明显。若在严格实行煤电建设规划风险预警机制和“三个一批”等国家关于煤电有序发展的相关文件等情况下，随着供给侧结构性改革推进，电源结构的不断优化，煤电潜在过剩风险可望逐步化解。

记者：有观点认为，当前我国人均用电水平与发达国家差距较大，2016年人均用电量4281千瓦时，与OECD国家平均8000千瓦时/人的水平存在一定差距，因此我国的电力供应及消费仍然具有一定的增长空间，煤电过剩风险是阶段性的。对此，您怎么看？

中电联：首先，当前我国电力供应能力富余是客观情况，应该说这个富余是整体性的而不是局部性的，煤电虽然是主力电源品种，但将当前的电力过剩全部归咎于煤电，显然也有失偏颇。其次，要明确的是目前供应能力的富余也是阶段性的、结构性的，要结合我国经济社会发展实际和趋势，进行全面分析和客观判断。

在未来一段时期内，我国的电力供应及消费仍然具有一定增长空间。2016年，我国的人均用电量略低于4300千瓦时/人，与发达国家的年人均用电5000—9000千瓦时/人的水平还存在一定差距。按照我国2020年全面建成小康社会的目标，以及工业化、城镇化进程的不断纵深推进，我国用电增长潜力依然较大，且根据电力发展“十三五”规划，“十三五”期间我国全社会用电量仍有3.6%—4.8%的年均增长水平，用电需求尚未饱和。随着供给侧结构性改革和电力市场化改革的不断推进，新增电力供应能力得到控制，能源消费实施电能替代，富余情况可望逐步消化解决。

记者：在今年的政府工作报告中，首次提出要化解煤电产能过剩风险，淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上。目前，我国违规煤电项目大概有多大？可淘汰、停建的项目规模大概有多大？对于已经核准再建的煤电项目，是否存在延缓投产的可能？会造成哪些损失？

中电联：今年的政府工作报告中，提出要防范和化解煤电产能过剩风险，淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上。对此，我注意到在国家能源局网站上，已经做出安排，淘汰落后机组500万千瓦，停建、缓建4500万千瓦以上在建项目。项目停缓建，肯定会对项目业主造成一定损失，主要看建设节点，建设初期主要是土建施工，损失比较小，到设备订货和安装阶段影响会大一些，主要是设备维护、保养以及财务费用方面。但也需要看到另一面，如果煤电产能严重过剩，煤电利用效率会大幅下降，也会直接影响企业效益。去年煤电利用小时数仅为4250小时，是1964年以来最低值。所以，防范化解煤电产能过剩风险，也是提高煤电行业效率，为清洁能源发展腾出空间的需要。

目前，我国煤电装机为9.5亿千瓦，规划和核准在建煤电项目约3.5亿千瓦，按照近年用电增长态势，考虑其他清洁能源发电后，我们判断到2020年煤电达到10.5亿千瓦比较合理。去年国家已经出台一系列政策措施，停缓建了一批项目，今年淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上，当前的工作重点就是要落实到具体的项目上，尽可能减少项目业主的经济损失，在布局上尽量要有利于新能源消納，避免出现“有网无源”、“有源无网”新的网源不协调问题。

记者：2016年，煤电设备利用小时数降至4250小时，按照跟电力相关的“十三五”规划文件，未来几年，煤电企业的日子依旧很不好过，在电煤价格走高、电价下调的情况下，甚至有可能陷入全面亏损，对于各大发电集团，应该如何应对？

中电联：2016年，全国煤电利用小时数4250小时，比上年降低200个小时，对经济发展和市场供求关系研判的误差、电源结构的优化以及火电机组的结构调整等因素的叠加，导致煤电设备利用小时数大幅下降。并考虑到有接近1.7亿千瓦的核准在建项目将在今后几年陆续投产，预计煤电设备利用小时数偏低的问题短时间内难以明显缓解。此外，发电企业面临的形势不容乐观：一是受煤炭行业化解产能政策及276工作日制度实施的影响，电煤供应失衡，全国电煤形势从宽松转为偏紧，煤价呈现大幅上涨态势，使得煤电企业生产成本上升；二是在燃料成本上涨的同时，煤电上网标杆电价接连下调，且电力直接交易规模继续扩大，导致电价大幅下跌；三是环保成本上升。发电集团面对目前“外忧内患”的局面，需积极应对，可从以下几个方面进行改进和完善，逐步走出当前困境：

（一）加强企业内部管控，做好提质增效

在当前较为严峻的形势背景下，煤电企业必须加强自身管理水平，努力挖掘企业自身潜力。一是提升企业生产管理水平，夯实提质增效基础。二是加强全面预算管理，树立精细化管理理念，提升成本管控水平。三是拓展资本金来源，寻求多样化的筹资方式，优化融资结构，降低财务费用。四是做好亏损企业与“僵尸企业”专项治理工作，有针对性的进行低效无效资产清理处置，政府给予一定的财政补助。

（二）持续推进煤电联营，打造煤电利益共同体

当前煤电企业经营困难的一个主要原因是燃煤成本大幅上涨，因此，发展煤电联营，构建煤炭和发电企业双方利益共享、风险共担的煤电合作机制，可从根本上显著缓解煤电矛盾。鼓励有条件的煤炭和电力企业突破传统的行业、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，着力推进煤电联营，打造煤电利益共同体。

（三）企业积极开拓国内外市场，积极培育新的盈利增长点

企业要积极开拓国内外市场，积极培育新的盈利增长点，全面提升企业竞争力。一是加快布局结构调整，大力拓展国际业务，推动煤电、节能环保、装备制造等产业“走出去”。二是在做强发电主业的同时，依托自身优势，加快产业结构优化升级，因地制宜地发展非电产业，不断提升非电产业对企业的利润贡献率。

记者：对于天然气发电，我们应该持什么态度？

中电联：相比煤电，天然气发电运行灵活，调节范围更大，跟踪负荷速度更快的优势。当前，我国出现的严重弃风、弃光问题，其中一个主要的原因就是系统灵活调节电源不足造成的，相比国外新能源发展较好的国家，灵活调节电源比重都超过30%，德国也接近20%。所以，就电力行业而言，肯定是希望更多地发展天然气发电。但是，我们必须注意到，我国天然气并不丰富，大量需要进口，这就有个依存度的问题，现在我国天然气对外依存度是36%左右，如果更多天然气用来發电，就有持续、稳定气源供应问题。再有，就是成本问题，尽管国际气价下降了，按现在的气价折算到发电成本也要到0.7元/度，而煤电发电成本约0.3—0.4元/度，西部煤电基地更低，煤电实施超低排放技术，可以使污染物排放达到甚至低于天然气发电水平。所以，国家有关规划提出，到2020年天然气占一次能源消费总量的比重从现在的6%提高到10%左右。在国家发布的电力规划中，明确：有序发展天然气发电，大力推进分布式气电建设。在有条件的地区建设一批天然气调峰电站，推广应用分布式气电，重点发展热电冷多联供。我理解“在有条件的地区”就是气源能够有保障，并且具有一定的电价承受能力，建设调峰电站利用好天然气灵活调节能力；鼓励分布式气电建设就是利用好天然气能效高、环保好的特点，满足相当分散的用户多元化、舒适化、清洁化需要。通俗的讲，就是“把天然气的好钢要用在刀刃上”。

记者：近年来，非化石能源发电装机容量占比快速提高，客观上加重了电力供给过剩局面。未来是否也应该对其进行合理的限制？

中电联：我想，首先是要弄清楚一个发展理念、发展方向的问题。受资源、环境和气候变化约束，绿色低碳成为当今中国乃至世界能源变革的主流。新能源替代传统能源、非化石能源替代化石能源，实现能源转型升级，是一个不可逆转的发展趋势。当前，我国能源转型升级的步伐加快，风电、光电实现了超常规、跨越式发展，取得了很大成绩，但也出现了弃风、弃光问题。2016年我国新能源发电量仅占全部发电量的5%，未来将有更大规模的发展。因此，新能源消纳问题必须直面面对，不能绕着走。国家以及电力企业都在采取积极措施，加大灵活调节电源建设，加快煤电机组灵活性改造，增加特高压等跨区输电项目，制定调峰服务补偿机制，推广储能设施应用等等一系列措施，就是要破解消纳难题。至于现阶段，针对一些地区出现严重的弃风弃光问题，限制核准建设新能源项目，调整开发布局，适当向东部和南方倾斜，是针对当前发展中出现的问题适时调整发展路径，是为补齐发展短板留出时间。鉴于我国优质风能资源、光能资源有80%和60%分布在西部北部地区，从长期看，还将大规模开发西部北部的新能源。