未來(lái)應(yīng)將東部地區(qū)作為新能源發(fā)展的重點(diǎn)區(qū)域，進(jìn)一步提高東部地區(qū)能源自給率，適當(dāng)控制西北部地區(qū)新能源開發(fā)規(guī)模，優(yōu)化我國(guó)能源供需格局，積極推進(jìn)能源轉(zhuǎn)型。
長(zhǎng)期以來(lái)，我國(guó)能源供應(yīng)和能源需求呈逆向分布，這就不可避免造成能源的大容量、遠(yuǎn)距離輸送，如西電東送、西氣東輸、北煤南運(yùn)，不僅投資高昂，而且造成能源浪費(fèi)和環(huán)境污染。不僅如此，由于我國(guó)電力體制改革滯后，部分電力外送基地持續(xù)性堪憂，未來(lái)東部地區(qū)能源保障存在一定風(fēng)險(xiǎn)。而西北部地區(qū)電力供需寬松，新能源消納問(wèn)題較為突出。因此，未來(lái)應(yīng)將東部地區(qū)作為新能源發(fā)展的重點(diǎn)區(qū)域，進(jìn)一步提高東部地區(qū)能源自給率，適當(dāng)控制西北部地區(qū)新能源開發(fā)規(guī)模，優(yōu)化我國(guó)能源供需格局，積極推進(jìn)能源轉(zhuǎn)型。
我國(guó)東部地區(qū)傳統(tǒng)能源資源匱乏，能源自給率低
我國(guó)的傳統(tǒng)能源資源如煤炭、石油、天然氣等主要分布在北方尤其是西北地區(qū)，東部沿海地區(qū)作為我國(guó)經(jīng)濟(jì)最發(fā)達(dá)地區(qū)，卻普遍缺煤少油，能源自給率低。煤炭是我國(guó)的主體能源，2018年內(nèi)蒙古、山西、陜西、新疆、貴州、山東、河南、安徽等8個(gè)億噸級(jí)(省區(qū))原煤產(chǎn)量31.2億噸，占全國(guó)的88.1%，同比提高0.9個(gè)百分點(diǎn)。其中，晉陜蒙新四省(區(qū))原煤產(chǎn)量占全國(guó)的74.3%，同比提高1.8個(gè)百分點(diǎn)。我國(guó)煤炭生產(chǎn)重心持續(xù)向晉陜蒙新等資源稟賦好、競(jìng)爭(zhēng)力強(qiáng)的地區(qū)集中，而東部地區(qū)煤炭產(chǎn)量已降到近全國(guó)的十分之一，傳統(tǒng)能源資源匱乏而能源消耗量又大，只能依靠從外部輸入。
長(zhǎng)期以來(lái)，“西電東送”成為維持東部電力供需平衡的重要手段。目前，我國(guó)“西電東送”裝機(jī)規(guī)模已達(dá)到2.4億千瓦，形成了北、中、南3個(gè)通道的電力流向格局，其中北通道7389萬(wàn)千瓦，中通道1.2億千瓦，南通道4772萬(wàn)千瓦。考慮目前已核準(zhǔn)的跨省區(qū)輸電通道后，預(yù)計(jì)2021年西電東送規(guī)模將達(dá)到2.7億千瓦。北通道主要將晉陜蒙寧新甘各省區(qū)的煤電和風(fēng)電送到華北的京津冀魯以及遼寧、河南、江蘇、湖南等省市，2018年北通道輸送電量約4930億千瓦時(shí)。中通道主要將四川水電、三峽水電送到重慶和長(zhǎng)江中下游沿岸各省市以及廣東省，將安徽兩淮的煤電送到長(zhǎng)三角各省市，2018年中通道輸送電量約2700億千瓦時(shí)。南通道主要將云南水電、貴州煤電送到兩廣地區(qū)，2018年南通道輸送電量約2210億千瓦時(shí)。煤炭輸送與電力輸送格局基本類似，晉陜蒙3省區(qū)內(nèi)各煤炭基地是全國(guó)煤炭供應(yīng)的中心，2018年煤炭調(diào)出量超過(guò)14億噸，占全國(guó)煤炭跨省流動(dòng)總量的比重約97%，主要供應(yīng)東部沿海經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)地區(qū)。
東部地區(qū)應(yīng)盡量提高能源自給率，降低對(duì)外部能源的依賴度
要解決東部地區(qū)的能源供需缺口，基本途徑有二條：一是繼續(xù)依賴外部能源輸入;二是加大本地能源供應(yīng)力度。而僅僅依賴外部能源輸入有很多制約因素，未來(lái)能源保障可持續(xù)性存在較大風(fēng)險(xiǎn)，東部地區(qū)亟須加大本地能源供應(yīng)力度。
首先，西電東送不僅投資高昂，而且容易造成能源資源浪費(fèi)。西電東送需要大規(guī)模投資建設(shè)配套輸變電設(shè)施，遠(yuǎn)距離輸送電力需要層層升高電壓，配套建設(shè)從10千伏至750千伏之間各個(gè)電壓等級(jí)全套輸變電設(shè)施，才能將電力輸送到上千公里甚至數(shù)千公里以外去使用。加上長(zhǎng)距離線損和層層變損造成電量損失，對(duì)輸電經(jīng)濟(jì)性影響極大，同時(shí)，過(guò)網(wǎng)費(fèi)、維護(hù)費(fèi)等進(jìn)一步降低了經(jīng)濟(jì)競(jìng)爭(zhēng)力。
其次，北煤南運(yùn)加劇運(yùn)力緊張及容易造成環(huán)境污染。北煤南運(yùn)主要以鐵路運(yùn)輸方式外運(yùn)，通過(guò)大秦線等西煤東運(yùn)干線供應(yīng)華北地區(qū)，到渤海各碼頭下水后供應(yīng)東南沿海各地，部分海運(yùn)煤以“海進(jìn)江”方式供應(yīng)長(zhǎng)三角地區(qū)。部分煤炭通過(guò)北煤南運(yùn)鐵路供應(yīng)長(zhǎng)江流域中上游各省市。煤炭的大容量、遠(yuǎn)距離輸送不僅自身需要耗費(fèi)大量能源和人力物力，而且容易造成環(huán)境污染，社會(huì)成本和經(jīng)濟(jì)成本均極高。
再次，我國(guó)電力體制改革滯后制約電力輸送效率與潛力。我國(guó)電力體制改革目前尚未完全到位，電力跨省區(qū)交易機(jī)制和部分輸電通道市場(chǎng)化機(jī)制尚不完善，輸電通道運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性無(wú)法得到保障，西北部資源富集地區(qū)電力無(wú)法高效率外送。長(zhǎng)期以來(lái)我國(guó)電力都是按省域平衡，就地消納為主，缺乏電力跨省跨區(qū)消納的政策和電價(jià)機(jī)制。一部分早期投產(chǎn)的如三峽外送、溪洛渡外送、向家壩外送等跨省跨區(qū)輸電通道采取了國(guó)家計(jì)劃送受電模式，一部分如云電送粵、黔電送粵等輸電通道采取了簽訂中長(zhǎng)期協(xié)議的模式，另有一部分輸電通道參與了年度臨時(shí)交易，部分電量進(jìn)入了市場(chǎng)化交易。跨省跨區(qū)輸電通道交易模式較為混雜，加上地方保護(hù)主義，部分新投產(chǎn)跨省跨區(qū)輸電通道送電規(guī)模未達(dá)預(yù)期，利用率有待提高。
最后，部分電力外送基地持續(xù)性堪憂。西南優(yōu)質(zhì)水電資源已基本開發(fā)殆盡，后續(xù)水電開發(fā)難度不斷加大。預(yù)計(jì)四川、云南在2025年左右電力外送能力達(dá)到峰值，2030年后電力外送能力將出現(xiàn)下降，西南地區(qū)水電外送的可持續(xù)性問(wèn)題較為突出。貴州、安徽等傳統(tǒng)電力外送基地自身煤炭資源開發(fā)程度較高，近年來(lái)電煤供應(yīng)逐步趨緊，外送能力不足，自身電源發(fā)展?jié)摿τ邢蓿磥?lái)將逐漸出現(xiàn)季節(jié)性缺口，外送可持續(xù)性問(wèn)題值得關(guān)注。
大力發(fā)展新能源是東部地區(qū)提高能源自給率的現(xiàn)實(shí)選擇
一方面東部地區(qū)應(yīng)盡量提高能源自給率，降低對(duì)外部能源的依賴度;另一方面東部地區(qū)缺煤少油的現(xiàn)實(shí)狀況，決定了東部地區(qū)發(fā)展煤電、氣電等傳統(tǒng)能源的潛力極為有限。從東部地區(qū)的資源稟賦、新能源發(fā)展趨勢(shì)、政策導(dǎo)向及國(guó)際經(jīng)驗(yàn)看，東部地區(qū)應(yīng)把新能源作為發(fā)展重點(diǎn)，積極推進(jìn)能源轉(zhuǎn)型，提高能源自給率。
首先，東部地區(qū)新能源資源存在較大開發(fā)潛力。據(jù)統(tǒng)計(jì)，在考慮低風(fēng)速區(qū)域資源的潛力下，中東部地區(qū)陸上風(fēng)能資源技術(shù)可開發(fā)量是8.96億千瓦，海上風(fēng)能資源有2.11億千瓦，合計(jì)11億千瓦。中東部地區(qū)集中式光伏電站可開發(fā)的潛力是3.58億千瓦，分布式光伏裝機(jī)的潛力是5.31億千瓦，包含光伏建筑一體化在內(nèi)，共計(jì)近9億千瓦。中東部房屋建筑面積大約10萬(wàn)平方公里，如果2050年總用電量的1/4由光伏產(chǎn)生，所需要安裝面積大約是中東部現(xiàn)有房屋面積的1/4。中東部目前已經(jīng)開發(fā)的風(fēng)和光占了可開發(fā)資源量的不到1/10，大多數(shù)還未開發(fā)。在核能方面，中國(guó)已經(jīng)明確以沿海地區(qū)發(fā)展為主。加上生物質(zhì)能、地?zé)崮堋|部特有的海上風(fēng)能、海洋能、潮汐能等，東部地區(qū)新能源資源潛力非常大。
其次，新能源已初步具備平價(jià)上網(wǎng)基礎(chǔ)。在一系列政策扶持及企業(yè)自身努力下，“十三五”以來(lái)，我國(guó)新能源規(guī)模持續(xù)擴(kuò)大，技術(shù)水平不斷提高，開發(fā)建設(shè)成本持續(xù)降低。2017年投產(chǎn)的風(fēng)電、光伏電站平均建設(shè)成本比2012年降低了20%和45%。國(guó)內(nèi)光伏發(fā)電成本10年前約是60元/瓦，現(xiàn)在已下降到6元/瓦左右，再過(guò)一段時(shí)間有可能下降到3—4元/瓦，上網(wǎng)電價(jià)相當(dāng)于3—4角/度，完全可以跟火電媲美。預(yù)計(jì)2020年風(fēng)電成本將與煤電相當(dāng)，新能源發(fā)電成本已經(jīng)進(jìn)入了化石燃料的成本區(qū)間。隨著技術(shù)進(jìn)步，光伏風(fēng)電等發(fā)電成本還會(huì)繼續(xù)降低，經(jīng)濟(jì)性穩(wěn)步提升，加上近零排放的環(huán)保優(yōu)勢(shì)，未來(lái)一兩年后，風(fēng)電、光伏發(fā)電無(wú)補(bǔ)貼平價(jià)上網(wǎng)可能會(huì)成為大比重的發(fā)電形式。
再次，國(guó)家大力扶持新能源發(fā)展。遠(yuǎn)的不說(shuō)，近的如今年1月和4月，我國(guó)接連出臺(tái)了三份推進(jìn)風(fēng)電、光伏平價(jià)上網(wǎng)的文件，新能源平價(jià)上網(wǎng)進(jìn)程驟然加速。這一政策的背后，是日益擴(kuò)大的可再生能源資金補(bǔ)貼缺口和新能源電力成本的持續(xù)下降，使得新能源電力通過(guò)“去補(bǔ)貼”實(shí)現(xiàn)規(guī)模化發(fā)展既凸顯了其現(xiàn)實(shí)必要性，也具備了現(xiàn)實(shí)可行性。“平價(jià)新政”致力于降低新能源電力非技術(shù)成本，并通過(guò)20年固定電價(jià)收購(gòu)政策、競(jìng)價(jià)上網(wǎng)等一系列機(jī)制設(shè)計(jì)，將與“綠證”“配額制”一起形成政策合力，為新能源電力平價(jià)上網(wǎng)注入強(qiáng)心劑。隨著《可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重》政策(即“配額制”)的出臺(tái)，中東部地區(qū)新能源開發(fā)的緊迫性持續(xù)增強(qiáng)。
最后，從國(guó)際經(jīng)驗(yàn)看，傳統(tǒng)能源資源短缺國(guó)家或地區(qū)普遍將新能源作為重點(diǎn)發(fā)展方向。如德國(guó)規(guī)劃了2025年40%—45%電力來(lái)自可再生能源，2035年55%—60%電力來(lái)自可再生能源。目前德國(guó)平均每平方公里的土地上有156千瓦的風(fēng)電裝機(jī)、有120千瓦的光伏裝機(jī)。然而，中國(guó)中東部14個(gè)省的平均值是這兩個(gè)數(shù)據(jù)的11%，比他們現(xiàn)在的水平還有將近十倍的提高空間，何況德國(guó)現(xiàn)在的水平還會(huì)再進(jìn)一步的增加。美國(guó)也在大力發(fā)展太陽(yáng)能供電，許多地方政府出臺(tái)了補(bǔ)貼政策，家庭戶用光伏發(fā)電已經(jīng)達(dá)到1000萬(wàn)戶。從技術(shù)可行性而言，光和風(fēng)是間歇性的，需要配套調(diào)峰調(diào)頻電源，并與儲(chǔ)能相結(jié)合，近年來(lái)我國(guó)化學(xué)儲(chǔ)能、抽水蓄能、火電靈活性改造均取得了長(zhǎng)足進(jìn)展，再加上網(wǎng)絡(luò)信息技術(shù)、智能化技術(shù)、大數(shù)據(jù)、云計(jì)算等迅速發(fā)展，這些都為東部地區(qū)發(fā)展新能源提供了技術(shù)基礎(chǔ)。
西北部地區(qū)新能源消納問(wèn)題較為突出，應(yīng)適當(dāng)控制開發(fā)規(guī)模
我國(guó)新能源消納困難是一個(gè)由來(lái)已久的老問(wèn)題，尤其西部和北部地區(qū)光照、風(fēng)力條件優(yōu)越，是新能源布局的傳統(tǒng)重點(diǎn)區(qū)域，但是受限于當(dāng)?shù)氐慕?jīng)濟(jì)發(fā)展水平，用電市場(chǎng)有限，無(wú)法完全消納，外送電力又受限，棄風(fēng)棄光現(xiàn)象嚴(yán)重，造成資源的極大浪費(fèi)。從2016—2018年情況來(lái)看，2016年、2017年，全國(guó)“棄水、棄風(fēng)、棄光”電量共計(jì)近1100億、1007億千瓦時(shí)，超過(guò)當(dāng)年三峽電站全年發(fā)電量，其中棄風(fēng)棄光較為嚴(yán)重的地區(qū)都是西北部省市。2018年，盡管全國(guó)范圍內(nèi)新能源消納情況有所改善，但新能源消納問(wèn)題存在較為明顯的地域和時(shí)段集中分布的特征，棄風(fēng)棄光主要集中在新疆、甘肅和內(nèi)蒙古等地區(qū)，多發(fā)生于冬季供暖期以及夜間負(fù)荷低谷時(shí)段。2018年，全國(guó)棄風(fēng)電量277億千瓦時(shí)，平均棄風(fēng)率7%，主要集中在新疆、甘肅、內(nèi)蒙古，棄風(fēng)電量分別為107億、54億、72億千瓦時(shí)，棄風(fēng)率分別為23%、19%、10%。全國(guó)棄光電量54.9億千瓦時(shí)，平均棄光率3%，主要集中在新疆和甘肅，棄光電量分別為21.4億、10.3億千瓦時(shí)，棄光率分別為16%、10%。上述三省區(qū)全年棄風(fēng)棄光電量超過(guò)300億千瓦時(shí)，占全國(guó)總棄風(fēng)棄光電量比例超過(guò)90%，棄風(fēng)棄光的原因主要是新能源裝機(jī)占比高，熱電機(jī)組和自備電廠裝機(jī)規(guī)模大，系統(tǒng)調(diào)峰壓力較大，同時(shí)部分特高壓通道的輸電能力不足，存在新能源外送受限問(wèn)題。此外，風(fēng)能和太陽(yáng)能長(zhǎng)距離大規(guī)模外送需配套大量煤電用以調(diào)峰，造成輸送新能源比例偏低，系統(tǒng)利用效率不高。鑒于此，近年來(lái)能源主管部門正在有意識(shí)地將新能源開發(fā)重點(diǎn)從資源集中地區(qū)向負(fù)荷集中地區(qū)轉(zhuǎn)移。截至2018年底，“三北”地區(qū)風(fēng)電累計(jì)裝機(jī)容量占比較2015年底降低9個(gè)百分點(diǎn);太陽(yáng)能發(fā)電累計(jì)裝機(jī)容量占比較2015年底降低18個(gè)百分點(diǎn)。2019年1—4月，風(fēng)電、光伏發(fā)電新增裝機(jī)中，用電負(fù)荷較重的中東部和南方地區(qū)占比均超過(guò)52%。未來(lái)應(yīng)繼續(xù)大力推進(jìn)新能源的分散式開發(fā)，適當(dāng)控制西北部地區(qū)開發(fā)規(guī)模，將開發(fā)重點(diǎn)向消納較好的中東部地區(qū)轉(zhuǎn)移，實(shí)現(xiàn)就近開發(fā)、就地利用，既保障了中東部地區(qū)能源供應(yīng)，又提高了整體經(jīng)濟(jì)和社會(huì)效益。
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