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观点综评:“十四五”规划绿色电力和光热发电大有可为

时间:2019-12-26 15:56来源:国家光热联盟
  我国正处在转变发展方式、优化经济结构、转换增长动力的关键时期,“十四五”时期,外部环境更加复杂,不确定性和挑战更多,人民对美好生活有更多期盼。即将到来的2020年既是“十三五”收官之年,也是“十四五”的规划之年。电力工业发展的新问题不断暴露与激化,“短时缺电力、全年富电量”,煤电行业大幅亏损,系统灵活性不足与新能源消纳受限等等,都是电力行业结构性矛盾长期积累的体现。“十四五”是电力低碳发展的战略“窗口期”,而电力供需形势变化、能源革命目标、环保政策加码、电力市场化改革、巴黎协定温控目标等多重因素使得电力发展“内外交困”,与以往“按需定供”的简单总量平衡规划相比,“十四五”电力规划须有新的内涵与定位,同时将更具有挑战性。
  “十四五”期间,建议设立的预期性指标包括全社会用电量、分类清洁可再生装机容量、电气化水平等;按照绿色低碳的发展要求,约束性指标应包括电力供应可靠性、煤电供电煤耗、非化石能源发电占比、电力行业度电碳排放绩效、弃风弃光率等;引导性指标包括需求响应规模、煤电灵活性改造规模、可再生能源平价上网时间、分布式能源利用规模、接入电力系统的储能规模、电能替代规模等。预期性指标为规划指引,约束性指标为规划保障,引导性指标为规划添力,三者层次分明,共同构成“十四五”电力规划的目标体系。
  “十四五”电力规划必须具备峰值意识,提出明确的涵盖电力行业尤其是与煤电相关的峰值目标,例如电煤消费峰值总量/时间、煤电发电量(装机)峰值总量/时间、电力碳排放峰值总量/时间(须在2030年之前)。以峰值目标为重要节点,加快电力低碳转型进程。
  另外还须明确“十四五”电力规划边界条件的逻辑关系,以安全可靠为首要目标,权衡低碳减排和经济适用原则,不能片面追求低电价而放缓新能源发展(如大部分发展中国家),也不能因重视新能源而抬高电价(如德国),做好经济成本与环境效益的平衡,从而划定电力规划“三角形”的可行解范围,并以宏观能源经济目标为依据,设定具体的电力目标指引。
   “十四五”电力发展形势较以往规划期有很大不同。以往规划期是按照“以需定供”的模式来设定发展目标,以应对全国电力电量供应不足的主要矛盾,主体思路是加快部署电源装机和完善输电网络,这符合当时发展阶段的特征要求。但新时期的电力矛盾不再是单一的供需失衡,而是整个电力系统的结构性矛盾,集中表现为产能总体过剩与区域尖峰负荷供应不足并存、灵活性资源不足掣肘新能源发展、煤电行业亏损与中长期搁浅风险加剧,等等。单纯依靠增加电源装机已无法解决新时期的问题,反而会加重结构性矛盾。
  “十四五”电力发展面临的系统性问题是低碳转型目标下如何进一步优化电力结构来安全可靠地满足新型用电需求及市场利益分配问题。具体来讲,如何满足高比例新能源消纳和负荷特性恶化对系统灵活性的需求,如何调节煤电和新能源的博弈关系,如何疏导电力成本与电价机制的矛盾,如何推动煤电功能定位调整等等,这些问题应从更宏观的视角来考量。不能一味“贪多求大”,要以拟解决的关键系统问题为切入点,从系统优化角度实现供需互动,侧重市场引导,推动发展与防范风险并举。
  “十四五”电力规划应减少规划层次,多规合一,淡化总量平衡,突出重大问题和政策引导。
  首要问题是各类电源的发展定位。目前较为共识的观点认为,煤电要从电量型电源向电力电量型电源转变,一定时期内保持主体能源地位;为加速低碳转型,新能源要从补充替代电源发展成为主体能源之一,水电和核电要持续稳步开发;重视储能和需求响应,强化供需耦合,改变电力系统形态;跨区输电是实现东西部能源互补的关键。
  其次是电源布局问题,煤电逐渐向中西部迁移,水电未来的开发重心放在西南地区,核电在沿海地区和适宜的内陆选址布局,新能源在三北富集区集中开发和在中东部地区分布式开发并举开发。
  面向更为长远的发展目标,“十四五”电力规划有必要出台政策引导电力技术产业进步。其一、高度重视节能优先战略,强化能耗管理,推进“两个替代”政策和分布式能源发展,减少散烧煤,提高电气化水平和能源自主性。其二、新能源还将大规模增长,需要继续出台补贴之外的支撑性政策保障可再生能源系统平价前的“最后一公里”。其三、灵活性资源配置,依靠辅助服务价格机制加快煤电定位转型、CCGT建设和储能部署,消弭电源侧新能源波动和需求侧负荷波动的“两极”叠加对电力系统安全的影响。其四、核能开发按照“安全、创新、开放、市场导向”的原则,发挥规模建设的效益优势,缩减整体建设成本,构建可把控的核能燃料产业链,做好核燃料循环工作。其五、完善跨区输电和区域输配电网建设,疏通区域电力资源流通的载能通道,实现不同资源条件和负荷特性的地域间跨时区净负荷时序互补。最后、鼓励电力新业态发展,例如综合能源服务、能源互联网、泛在物联网等,着力打造多能互补、能源与数字化深度融合,加速电力低碳转型进程。
  单纯依靠行政手段推动电力工业快速发展的时期已经过去,现阶段及以后应借助市场规则来推动电力高效发展,深化电力市场化改革。在电力发展新形势下,我国也应侧重依靠市场手段引导电力发展,将电力市场体制机制建设纳入到“十四五”电力规划中,在政策目标的顶层设计框架下,培育现货市场、辅助服务市场和容量市场,将电量和电力的价值加以区分,通过合理的市场价格变化来释放投资信号,引导电源装机、灵活性改造、储能建设、需求响应等,做到电力市场竞争和电力基础设施建设“软硬兼施”。因此,“十四五”电力规划既要明确一组关键指标来“总揽”未来五年电力行业的发展目标,还要“刻画”出政策路线图来“勾勒”体制机制改革方向、明确改革成效,始终以“问题导向”和“目标导向”为准绳,用顺畅的体制机制为动力驱动电力行业低碳转型。
  “十四五”电力规划要从当前电力系统的基本面出发,明确电力规划的主体思想和理念——“安全为首要命题,清洁和经济为双重约束”,以关键问题为切入点,侧重市场引导手段,充分发挥好面向长远转型目标的战略“窗口期”的过渡作用。
  我国需要尽快改变当前的能源结构,在此过程中面临两个选择,老路或者新路。到2050年,大家国家的能源结构将‘三分天下’。三分之一的煤炭、三分之一油气,三分之一的非化石能源。这种老路走下去,到2050年,大家国家仍然需要65亿到75亿的标准煤,无法满足减少碳排放的要求。”由此可见,大家国家必须要探索低碳能源发展的新路,走新路就是要“建立生态能源体系来解决高碳能源问题。
  “十四五”近期,能源领域要做的工作重点是减煤、控(稳)油、增气、跨越式发展可再生能源。低碳发展想要找到突破口,电力绿色化发展是重点。2050年大家国家要建成现代化强国,要做好绿色电力这篇大文章,实现高比例可再生能源发展。实现产业电气化,使大家的用能力大幅度提高;实现行业智能化和电力绿色化。这样才能够形成一个良性循环的发展。到2050年大家国家的一次能源消费总量是35.36亿吨标准煤,而可再生能源在一次能源消费占比中三分之二以上,意味着我国电网将大量接入风电、光伏等波动性较大的能源,这需要大家国家建立和完善相应的体制机制,想实现上述发展目标,没有一个完善的电力市场是不可能的。电力体制机制需要改进,不要怕风、光,在大家电力市场的比例占多少,只要大家的制造业、产业电气化,商业智能化再加上完善的电力市场,可以支撑百分之百的可再生能源电力。
  在联合国气候变化大会召开之际,中国启动“十四五”能源规划的准备工作,时间节点的巧合也提供了一个思考的视角:在全球能源转型提速的大背景下,中国“十四五”期间应如何战略优化能源结构以及抓住机遇发展相关产业。
  近年来,随着我国光伏、风电等电源的大规模并网,运行中替代了大量常规电源,其在电力系统中的定位已发生变化,正逐步向主力电源过渡,这对电网安全稳定性的影响日益突出。如何通过可再生能源发电的多元化发展,依靠相对成熟和经济可行的技术手段和方式,与已形成巨大资产的现有电力系统衔接,保障电力系统安全稳定运行,降低系统风险与成本,应成为”十四五“期间以及中长期能源发展战略的关键课题。
  光热发电技术可与储热协同运行或者采用天然气补燃方式,实现系统发电出力稳定可调,并向电网提供有效的转动惯量,具有较好的电网友好性,而且具有开发规模较集中、系统效率较高等特点。聚光系统也可与传统火电机组联合运行,提供热源,替代部分煤炭的消费量,同时不需要电站机组的灵活性改造。中国火电装机容量已达11.4亿千瓦,具有全球最大的火力发电装备制造能力,形成了覆盖汽轮机、发电机、电站锅炉、电站辅机等产品的完备制造体系。但是,在一片“去煤化”呼声中,以汽轮机制造业为主的相关产业面临巨大冲击,亟待转型发展。由于光热发电在热-电转换环节与常规火电一样,因此,发展光热发电可以充分利用我国成熟的汽轮机产业优势,尽可能地降低“去煤化”对相关产业的冲击。
  从经济性上来看,由于光热发电市场尚处于起步阶段,度电成本仍远高于已发展近百年的火电,但其降本空间十分巨大。根据国际可再生能源署可再生能源电力成本分析的相关研究,2018年全球新增约50万千瓦光热装机,其全球平均加权平准电价为18.5美分,预计到2022年可下降60%,约为7.4美分,与2010-2018期间46%的成本下降幅度相比,成本 下降趋势随着市场规模的扩大和技术的进步将明显加快。
     “十四五”是中国光热发电产业发展的关键阶段,能源规划如何对其定位、发展规模设置、政策如何支撑,将决定着中国光热产业未来将何去何从,也必将对全球光热发电产业产生深远的影响。
  要实现这样一个战略步骤,需要政府明确而连续的政策支撑,尤其是在光热发电初步启动后的“十四五“期间非常关键。如果缺乏持续的支撑,中国光热发电产业链的发展将受到重创甚至消亡。因此,国家应在“十四五”期间继续扶持光热发电产业的发展,并且,应尽快解决首批已上网发电的光热示范项目的补贴资金拖欠问题,为延期的示范项目制定电价。既然定为示范项目,就应该与其它较成熟的可再生能源技术区别对待,在国家补贴资金紧张的情况下,应给予优先支付,以保障达到其示范意义的战略目标。另外,在政策上对后期价格退坡机制,包括税收机制的制定和调整也是必要的。
  据国际能源署可再生能源市场分析与预测,全球光热发电装机将在在今后五年增长60%,即2024年将达到900万千瓦,市场开发潜力巨大。纵观全球光热发电装备与基础产业链,中国是最具有进一步完善其全产业链能力的国家。这要取决于光热发电能否在中国继续稳步扩大其应用,能否吸引更多的相关企业参与,共同推动产业链的完善、提升与优化。同时,在光热发电系统集成、优化、运维管理以及智能化等创新方面,中国也将扮演着举足轻重的角色。因此,“十四五”能源规划如何继续支撑光热发电产业的健康发展也将对全球光热市场产生重要与深远的影响。

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