谨防电力产能过剩风险进一步加剧

肖宏伟

谨防电力产能过剩风险进一步加剧

肖宏伟

2016年以来，在我国电力消费进入“增速换挡、结构优化、动力转化”新常态的大背景下，煤电、水电、风电、光伏、核电过剩风险进一步凸显。电力行业作为保障经济平稳运行的基础和先行行业，亟须从供需两端发力缓解这一矛盾，供给侧坚持优化增量与调整存量并举，化解电力供给潜在过剩风险，需求侧采取降低用电成本与绿色消费导向等多措并举，积极培育电力消费新增长点。

存量电力产能明显过剩

受用电增速放缓、装机高速增长和新能源快速发展等多重因素影响，近年来我国电力生产出现恢复性上涨苗头，使得已经存在的电力产能过剩问题进一步突出。一是发电设备利用小时数持续下降。2016年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3785.3小时，继2015年首次降低到4000小时以下后，连续2年在4000小时以下，创1964年以来的最低水平。分品种来看，火电设备利用小时4164.7小时，比上年降低199.4小时，创1964年以来年度新低；核电设备利用小时7042.0小时，连续3年下降，较2013年降低851.5小时；并网太阳能发电设备利用小时1125小时，较上年下降99小时，降幅较上年同期扩大88小时。分区域来看，除北京、西藏、湖北、河北、辽宁和吉林外，其余25个省区市6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数均较上年减少，其中宁夏、海南、新疆、青海、内蒙古、江西降幅较大，分别较上年减少719、666、641、594、408和399小时。分品种分区域来看，火电设备利用小时除北京、河北、西藏外，其余28个省区市6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数均较上年减少，其中海南、青海、福建、四川、新疆、宁夏降幅较大，分别较上年减少1345、969、711、561、524和518小时；海南、辽宁、江苏、广东等地的核电设备利用小时数分别较上年下降1819、833、746和213小时；青海、陕西、内蒙古、广西、贵州等地的水电设备利用小时数分别较上年下降685、626、604、583和525小时；重庆、云南、新疆、青海等地的风电设备利用小时数分别较上年下降584、350、281和226小时。二是“弃水、弃风、弃光、弃核”现象愈演愈烈。2016年四川和云南两大水电大省弃水电量进一步增加，其中四川弃水电量达142亿千瓦时，较上年增加40亿千瓦时，云南弃水电量高达400亿千瓦时，较上年增加247亿千瓦时。2016年全国弃风电量497亿千瓦时，其中甘肃、新疆、吉林和内蒙古弃风较为严重，弃风电量分别为104、137、29和124亿千瓦时，弃风率分别高达43%、38%、30%和21%。2016年西北五省（区）弃光电量70.4亿千瓦时，平均弃光率高达19.8%，其中新疆、甘肃弃光率分别高达32.2%和30.5%，陕西首次出现弃光限电情况，弃光率为6.9%。2016年商业运行核电机组设备平均利用率为79.55%，较上年下降3.75个百分点，其中辽宁红沿河核电厂弃核最为严重，受东北地区电力产能过剩严重、多台核电机组近年相继投产运行等因素影响，1-4号核电机组的设备平均利用率分别仅为66.3%、57.6%、59.9%和43.7%。三是电力系统调峰不利于新能源发展，加剧了“弃水弃风弃光弃核”问题。为缓解当前电力供需总体宽松且过剩现象，电力调度机构为保火电发电量和大用户直供电交易计划，开始采取以牺牲新能源上网电量为代价来优先保障化石能源电量上网的现象。

新增电力过快增长进一步加剧产能过剩趋势

随着火电项目2014年审批权下放和2015年环评审批权下放，国家鼓励新能源行业发展相关政策的陆续出台，地方政府对火电项目和新能源项目的投资热情高涨，各地纷纷加快新上煤电项目的核准和开工步伐，加速新能源发电项目的建设节奏，新增火电装机和新能源开发建设进一步加剧电力产能过剩。一是地方政府投资火电项目的积极性仍然较高。尽管国家发改委、国家能源局多次发文要求暂缓核准、暂缓开工、停止建设一批火电项目，但一些地方政府在经济下行压力下，为保投资规模以及GDP和税收，仍然具有新上火电项目的冲动行为。即使在一些电力产能过剩地区，仍然在开工建设热电联产、气电联产等项目。二是发电企业仍在加速跑马圈地。为了抢占发电市场，中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司等五大央企发电集团继续投入大量资金布局新建新电厂。2016年，仅仅五大发电集团获核准平顶山生活垃圾焚烧热电联产项目、长春集团茂名热电项目、京能秦皇岛热电联产项目、华电青岛天然气热电联产工程项目、永州市城市生活垃圾焚烧发电项目等115个火电项目，新开工建设江西新干盐化工业城热电联产项目、湖南湘乡市生活垃圾焚烧发电项目、大唐国际唐山北郊2×350MW热电联产钢结构工程、贵州都匀市生活垃圾焚烧发电项目、安徽亳州国祯生物质热电联产项目等120个火电项目。三是新能源富集地区的可再生能源消纳难以落实。近年来，国家大力支持水电、风电、光伏、核电等新能源发展，补贴制度逐步完善，各地纷纷加快新能源发电项目建设步伐，如宁夏新能源发电“井喷式”增长，目前仍有大批新能源发电企业等待并网。受用电需求增长放缓、新能源分布较为集中、电源与外送通道建设不匹配等因素影响，新能源富集地区电力供应能力过剩进一步凸显。

从供需两端有序解决电力行业“去产能”问题的对策建议

建议从供需两端发力，加大力度有序解决电力行业“去产能”问题。在供给侧方面，坚持优化增量与调整存量并举，严控煤电建设规模和放缓新能源电力开发节奏，化解电力供给潜在过剩风险。一是充分利用现代信息技术强化全天候监管，将火电投资项目地理位置信息、遥感卫星影像数据与火电投资项目数据库进行关联，实现“线上线下、空地一体”的全国煤电建设精准动态监测，及时掌握一手精准数据。二是全面引入企业信用体系建设，对违规建设煤电项目企业进行失信联合惩戒，同时对企业主要负责人和相关责任人进行联合惩戒。三是加强对地方政府核准权限的监管。加大对违规核准煤电项目的惩戒力度，在对违规建设煤电项目企业进行失信联合惩戒的同时，对违规核准煤电项目的地方政府主要负责人和相关责任人员进行联合惩戒。四是合理把控新能源电力开发节奏。统筹规划水电、风电、核电和光伏发电等非化石能源发电发展节奏。根据2020年全社会用电量规划目标和现有装机测算，“十三五”时期我国电力供给总体上仍然为供需宽松的基本格局，按照拟定的弃水、弃风、弃光、弃核率等控制性指标来确定新能源项目建设规模。五是按照“建一退一或建一退二”原则调整存量。对于煤电产能过剩严重地区暂停新建煤电项目，积极推进以低能耗、高效率、大容量机组对现有装机按照“建一退一或建一退二”模式进行置换。对于弃水、弃风、弃光、弃核问题严重的省（区、市），在未解决存量消纳的情况下，不得新上新能源电力项目。六是理顺电力不同品种之间的价格形成机制。建立健全能够将煤电生产等外部环境成本纳入核算的价格和税收机制，同时研究将水电、风电、光伏、核电等清洁能源对生态环境的正效益纳入价格形成机制，引导电力供给结构向绿色低碳清洁化转型。

在需求侧方面，采取降低用电成本与绿色消费导向等多措并举，积极培育电力消费新增长点。一是降低农村用电价格，促进农村电力消费合理增长。认真落实《中共中央国务院关于深入推进农业供给侧结构性改革加快培育农业农村发展新动能的若干意见》要求，针对休闲农业、乡村旅游、乡村养老、农产品加工和农村电商等农村新产业新业态，降低其农业生产用电价格，在引导农村绿色生产用能的同时，切实减轻农村生产用电负担；针对民族地区和贫困地区农村生产生活用电，进一步加大农业灌溉用电和生活用电的优惠力度，同时加快农村电网升级改造步伐，全力满足民族地区和贫困地区用电需求。二是降低企业电力要素成本，增强企业发展动力。落实《降低实体经济企业成本工作方案》，对大数据、云计算、物联网、电子商务、智慧产业、工业机器人、生物技术、高端装备制造业、新能源等新产业企业，实行全电量参与交易，下调工商业用电价格，进一步降低企业用电成本；对于新能源富集地区的工业企业，实施更加灵活的电价政策，对符合我国产业政策的用电企业，在现行电价基础上进一步扩大优惠力度，鼓励工业企业在扩大生产的同时积极消纳本地新能源电力。三是实施可再生能源最低消费控制制度。最近频繁发生的雾霾污染深层次原因是能源消费结构不合理等，要想从根源上消除十面“霾”伏的现状，唯有供需两侧同时绿色发展才是根本之路。从需求侧来看，将可再生能源消费占能源消费总量中的比重作为约束性指标纳入各地区能源生产规划，根据各地经济发展水平、能源资源禀赋、环境容量等要素，科学分配可再生能源最低消费额，从根本上解决新能源消费问题。

（本文是国家重点研发计划项目《气候变化经济影响综合评估模式研究》（编号：2016YFA0602601）、国家重点研发计划项目《中国实现2030年碳排放峰值目标的优化路径研究》（编号：2016YFA0602800）、国家自然科学基金项目《支撑省级能源规划评估的能源需求预测模型体系研究》（71573062）的阶段性成果）

作者单位：国家信息中心经济预测部