中电联：强化电力工业统一规划

  “十一五”期间，我国累计新增装机44501万千瓦，电力装机规模持续增长，基本满足了经济社会持续健康发展的用电需求，但是煤电比重居高不下，对转变电力发展方式提出了更高的要求。为此，统一电力工业“十二五”规划，显得很重要。

  中国电力企业联合会在2010年初成立了行业发展规划部，组织来自企业、科研单位和电力规划部门的相关专家研究编制了《电力工业 “十二五”规划研究报告》。

  研究报告提出了电力工业发展存在的一些深层次问题电力工业统一规划亟待加强，科学合理的电价机制尚未形成，电力企业可持续发展能力弱，现有绿色发电比重与未来发展目标差距较大，市场化改革有待深化等。

  研究报告对煤电的发展前途作了详细分析表明，我国煤电基地煤电机组发电成本最低。考虑大规模发展煤电带来的环境影响，因此，统筹未来十年和长远发展的策略要坚持优化发展煤电，并提出建立16个大型煤电基地。

  中电联行业发展规划部副主任高绍峰在接受《科学时报》记者正常采访时表示，煤电作为我国发电能源的基础地位仍将持续较长时间，一定要坚持优化发展煤电。考虑中东部负荷中心地区土地资源、大气污染、运输瓶颈、经济性等因素，优化煤电布局，加快西部、北部煤炭基地煤电一体化开发，推进输煤输电并举；在供热负荷落实地区，优先发展热电联产；积极应用大容量高参数煤电机组和整体煤气化（IGCC）、循环流化床（CFB）等先进洁净燃煤发电技术。

  我国电煤消费约为煤炭消费总量的50%，火电装机占总发电装机的70%以上，发电量占总电量的80%以上。一系列沉重的数据表明：我国电力行业节能减排面临巨大的压力。

  实际上，我国早就提出了优化发展煤电的方针，如“十一五”期间我国累计关停小火电约为7200万千瓦，远超过国家5000万千瓦的计划；五大发电集团淘汰了20万千瓦以下高耗能的纯凝火电机组；火电机组的结构也有很大调整，超临界、超超临界、节水型机组、环保型机组等比例逐步的提升；火电机组以大容量高效率水平的煤电机组为主。

  据悉，我国煤电机组热效率已达到国际领先水平，已经实现从30万千瓦~60万千瓦亚临界机组向60万千瓦和100万千瓦的超临界、超超临界机组的过渡，其中60万千瓦超临界装备已经批量生产，并能够批量出口。30万千瓦循环流化床锅炉已能批量生产。

  高绍峰认为，煤炭的清洁发电技术应有国家层面的技术路线图和时间表，加快示范工程的推进，只要有了国家战略，火电企业就能照此发展。

  研究报告提出，西部和北部煤炭基地应主要布局建设大容量、空冷、超临界燃煤机组，东中部受端地区适量布局建设负荷支撑的大容量超超临界燃煤机组。加快现有机组节能减排改造，因地制宜改造，关停淘汰煤耗高、污染重的小火电。

  “要想高效清洁发展煤电，必须理顺煤电关系，加快市场化改革，增强企业的可持续发展能力。”高绍峰说，“煤电企业目前的经营状况，部分燃煤电厂的负债率甚至达到100%，异常困难，能维持发电就不错了。还怎么能去发展，继续提高？”

  我国能源资源与能源需求逆向分布，经济发展水平很不平衡。以就地平衡为主的电力发展方式，既导致铁路、公路运力持续紧张和环境污染、又造成电煤价格大大攀升等问题。

  高绍峰介绍，我国能源输送方式过度依赖输煤，输电的比例明显偏低。运煤占用铁路运力资源的比重一直上升，2010年高达55%，比2000年提高了16.4%。公路交通也压力巨大。“三西”（山西、陕西、蒙西）煤炭调出区输煤输电比例为20:1，华东煤炭调入区输煤输电比例为48:1。

  “十二五”期间，为满足持续增长的能源电力需求，我国将重点建设西部、北部大型煤电基地，西南水电基地，酒泉、蒙西、张北等大型风电基地，并向负荷中心送电，跨省跨区输电容量较“十一五”大幅增长。

  研究报告指出，规划到2015年，大型水电基地送出容量达到6690万千瓦，“十二五”期间增加4490万千瓦；大型煤电基地跨省跨区送电容量为17050万千瓦，新增11400万千瓦；风电跨省跨区输送规模约3000万千瓦。

  报告指出，为了能够更好的保证大型能源基地电力送出和消纳，提高受端电网安全稳定性，“十二五”期间，应继续加大电网投入，加快特高压交直流后续工程建设，构建坚强主网架。

  我国西部大量的风电基地和东部的负荷中心都急需调峰电源。调峰电站的建设也应被提上日程。

  高绍峰认为，应把调峰电源纳入电力系统来进行统筹优化和规划布局，实现大容量、高参数的先进的技术火电机组在额定工况下运行，提高电网接入风电等可再次生产的能源发电比重，调峰电源将有效提高系统效率，调峰电源的配套政策还需要加快研究。

  研究报告指出，应研究制定促进抽水蓄能电站健康有序发展的投资模式和定价机制，加大抽水蓄能开发力度，提高电力系统运行的经济性和灵活性，促进可再次生产的能源发电的合理消纳；天然气发电机组运行灵活，调峰性能好，在电网中可主要承担调峰任务。结合引进国外管道天然气和液化天然气，在受端地区规划建设大型燃气机组，主要解决核电、风电、水电季节性电能对电网的调峰压力。

  近年来，随着电煤价格的持续上涨，而上网电价保持不变，火电企业普遍出现严重亏损，电力企业很难长期承受煤价频繁上调和电价调整滞后造成的成本增加。煤炭价格是火电企业成本的重要的因素，据统计已占到70%左右。自2004年国家发改委颁布煤电价格联动机制以来，电煤价格累计上涨超过100%，而上网电价累计提高仅38%，煤电企业亏损面越来越大。

  研究报告提出，电价涨幅远低于国内其他能源品种价格涨幅，相对于其他能源价格偏低20%～60%。电力成本的传递关系尚未形成，煤电联动机制尚不规范与完善，终端销售电价与电力生产所带来的成本变化没形成联动。根据煤价涨幅、煤电联动机制和输配电成本增加等因素测算，目前销售电价欠账约5.29分/千瓦时。电价水平无法合理反映电力生产所带来的成本、资源稀缺状况和环境保护支出，不利于引导用户科学用电，促进资源节约和环境保护。

  高绍峰认为，现在电价总体水平低，与其他类能源价格比价不合理，“电力改革的市场化空间还很大”。他表示，快速推进科学电价的形成机制，从根本上解决“市场煤和计划电”问题，保证电力这一国民经济重要基础产业可持续发展，“实施煤电价格联动，上调火电价格是当务之急”。

  研究报告建议，深化电价体制改革，及时启动煤电联动机制，保障电力企业合理利润，缓解发电企业经营困难状况。合理提高电价水平，加快形成反映市场供求关系、资源稀缺程度、环境损害成本等生产要素和合理能源比价的电价机制，促进清洁能源发展。理顺电价结构，推行两部制电价与阶梯电价，简化电价种类，逐步减少销售电价中的交叉补贴。推行“成本加收益”方法核定输配电价试点，构建合理的大用户直供输配电价，稳步推进大用户与发电企业直接交易的试点，促进大用户与发电企业直接交易机制的形成。