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未來應將東部地區(qū)作為新能源發(fā)展的重點區(qū)域，進一步提高東部地區(qū)能源自給率，適當控制西北部地區(qū)新能源開發(fā)規(guī)模，優(yōu)化我國能源供需格局，積極推進能源轉(zhuǎn)型。
長期以來，我國能源供應和能源需求呈逆向分布，這就不可避免造成能源的大容量、遠距離輸送，如西電東送、西氣東輸、北煤南運，不僅投資高昂，而且造成能源浪費和環(huán)境污染。不僅如此，由于我國電力體制改革滯后，部分電力外送基地持續(xù)性堪憂，未來東部地區(qū)能源保障存在一定風險。而西北部地區(qū)電力供需寬松，新能源消納問題較為突出。因此，未來應將東部地區(qū)作為新能源發(fā)展的重點區(qū)域，進一步提高東部地區(qū)能源自給率，適當控制西北部地區(qū)新能源開發(fā)規(guī)模，優(yōu)化我國能源供需格局，積極推進能源轉(zhuǎn)型。
我國東部地區(qū)傳統(tǒng)能源資源匱乏，能源自給率低
我國的傳統(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)作為我國經(jīng)濟最發(fā)達地區(qū)，卻普遍缺煤少油，能源自給率低。煤炭是我國的主體能源，2018年內(nèi)蒙古、山西、陜西、新疆、貴州、山東、河南、安徽等8個億噸級(省區(qū))原煤產(chǎn)量31.2億噸，占全國的88.1%，同比提高0.9個百分點。其中，晉陜蒙新四省(區(qū))原煤產(chǎn)量占全國的74.3%，同比提高1.8個百分點。我國煤炭生產(chǎn)重心持續(xù)向晉陜蒙新等資源稟賦好、競爭力強的地區(qū)集中，而東部地區(qū)煤炭產(chǎn)量已降到近全國的十分之一，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。
長期以來，“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“西電東送”裝機規(guī)模已達到2.4億千瓦，形成了北、中、南3個通道的電力流向格局，其中北通道7389萬千瓦，中通道1.2億千瓦，南通道4772萬千瓦?？紤]目前已核準的跨省區(qū)輸電通道后，預計2021年西電東送規(guī)模將達到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。中通道主要將四川水電、三峽水電送到重慶和長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三角各省市，2018年中通道輸送電量約2700億千瓦時。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。煤炭輸送與電力輸送格局基本類似，晉陜蒙3省區(qū)內(nèi)各煤炭基地是全國煤炭供應的中心，2018年煤炭調(diào)出量超過14億噸，占全國煤炭跨省流動總量的比重約97%，主要供應東部沿海經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)。
東部地區(qū)應盡量提高能源自給率，降低對外部能源的依賴度
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力度。而僅僅依賴外部能源輸入有很多制約因素，未來能源保障可持續(xù)性存在較大風險，東部地區(qū)亟須加大本地能源供應力度。
首先，西電東送不僅投資高昂，而且容易造成能源資源浪費。西電東送需要大規(guī)模投資建設配套輸變電設施，遠距離輸送電力需要層層升高電壓，配套建設從10千伏至750千伏之間各個電壓等級全套輸變電設施，才能將電力輸送到上千公里甚至數(shù)千公里以外去使用。加上長距離線損和層層變損造成電量損失，對輸電經(jīng)濟性影響極大，同時，過網(wǎng)費、維護費等進一步降低了經(jīng)濟競爭力。
其次，北煤南運加劇運力緊張及容易造成環(huán)境污染。北煤南運主要以鐵路運輸方式外運，通過大秦線等西煤東運干線供應華北地區(qū)，到渤海各碼頭下水后供應東南沿海各地，部分海運煤以“海進江”方式供應長三角地區(qū)。部分煤炭通過北煤南運鐵路供應長江流域中上游各省市。煤炭的大容量、遠距離輸送不僅自身需要耗費大量能源和人力物力，而且容易造成環(huán)境污染，社會成本和經(jīng)濟成本均極高。
再次，我國電力體制改革滯后制約電力輸送效率與潛力。我國電力體制改革目前尚未完全到位，電力跨省區(qū)交易機制和部分輸電通道市場化機制尚不完善，輸電通道運行經(jīng)濟性無法得到保障，西北部資源富集地區(qū)電力無法高效率外送。長期以來我國電力都是按省域平衡，就地消納為主，缺乏電力跨省跨區(qū)消納的政策和電價機制。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)輸電通道采取了國家計劃送受電模式，一部分如云電送粵、黔電送粵等輸電通道采取了簽訂中長期協(xié)議的模式，另有一部分輸電通道參與了年度臨時交易，部分電量進入了市場化交易?？缡】鐓^(qū)輸電通道交易模式較為混雜，加上地方保護主義，部分新投產(chǎn)跨省跨區(qū)輸電通道送電規(guī)模未達預期，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。預計四川、云南在2025年左右電力外送能力達到峰值，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，近年來電煤供應逐步趨緊，外送能力不足，自身電源發(fā)展?jié)摿τ邢蓿磥韺⒅饾u出現(xiàn)季節(jié)性缺口，外送可持續(xù)性問題值得關注。
大力發(fā)展新能源是東部地區(qū)提高能源自給率的現(xiàn)實選擇
一方面東部地區(qū)應盡量提高能源自給率，降低對外部能源的依賴度；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、政策導向及國際經(jīng)驗看，東部地區(qū)應把新能源作為發(fā)展重點，積極推進能源轉(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，在考慮低風速區(qū)域資源的潛力下，中東部地區(qū)陸上風能資源技術可開發(fā)量是8.96億千瓦，海上風能資源有2.11億千瓦，合計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，分布式光伏裝機的潛力是5.31億千瓦，包含光伏建筑一體化在內(nèi)，共計近9億千瓦。中東部房屋建筑面積大約10萬平方公里，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，中國已經(jīng)明確以沿海地區(qū)發(fā)展為主。加上生物質(zhì)能、地熱能、東部特有的海上風能、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上網(wǎng)基礎。在一系列政策扶持及企業(yè)自身努力下，“十三五”以來，我國新能源規(guī)模持續(xù)擴大，技術水平不斷提高，開發(fā)建設成本持續(xù)降低。2017年投產(chǎn)的風電、光伏電站平均建設成本比2012年降低了20%和45%。國內(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，再過一段時間有可能下降到3—4元/瓦，上網(wǎng)電價相當于3—4角/度，完全可以跟火電媲美。預計2020年風電成本將與煤電相當，新能源發(fā)電成本已經(jīng)進入了化石燃料的成本區(qū)間。隨著技術進步，光伏風電等發(fā)電成本還會繼續(xù)降低，經(jīng)濟性穩(wěn)步提升，加上近零排放的環(huán)保優(yōu)勢，未來一兩年后，風電、光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)可能會成為大比重的發(fā)電形式。
再次，國家大力扶持新能源發(fā)展。遠的不說，近的如今年1月和4月，我國接連出臺了三份推進風電、光伏平價上網(wǎng)的文件，新能源平價上網(wǎng)進程驟然加速。這一政策的背后，是日益擴大的可再生能源資金補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“去補貼”實現(xiàn)規(guī)?；l(fā)展既凸顯了其現(xiàn)實必要性，也具備了現(xiàn)實可行性?！捌絻r新政”致力于降低新能源電力非技術成本，并通過20年固定電價收購政策、競價上網(wǎng)等一系列機制設計，將與“綠證”“配額制”一起形成政策合力，為新能源電力平價上網(wǎng)注入強心劑。隨著《可再生能源電力消納責任權(quán)重》政策(即“配額制”)的出臺，中東部地區(qū)新能源開發(fā)的緊迫性持續(xù)增強。
最后，從國際經(jīng)驗看，傳統(tǒng)能源資源短缺國家或地區(qū)普遍將新能源作為重點發(fā)展方向。如德國規(guī)劃了2025年40%—45%電力來自可再生能源，2035年55%—60%電力來自可再生能源。目前德國平均每平方公里的土地上有156千瓦的風電裝機、有120千瓦的光伏裝機。然而，中國中東部14個省的平均值是這兩個數(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，何況德國現(xiàn)在的水平還會再進一步的增加。美國也在大力發(fā)展太陽能供電，許多地方政府出臺了補貼政策，家庭戶用光伏發(fā)電已經(jīng)達到1000萬戶。從技術可行性而言，光和風是間歇性的，需要配套調(diào)峰調(diào)頻電源，并與儲能相結(jié)合，近年來我國化學儲能、抽水蓄能、火電靈活性改造均取得了長足進展，再加上網(wǎng)絡信息技術、智能化技術、大數(shù)據(jù)、云計算等迅速發(fā)展，這些都為東部地區(qū)發(fā)展新能源提供了技術基礎。
西北部地區(qū)新能源消納問題較為突出，應適當控制開發(fā)規(guī)模
我國新能源消納困難是一個由來已久的老問題，尤其西部和北部地區(qū)光照、風力條件優(yōu)越，是新能源布局的傳統(tǒng)重點區(qū)域，但是受限于當?shù)氐慕?jīng)濟發(fā)展水平，用電市場有限，無法完全消納，外送電力又受限，棄風棄光現(xiàn)象嚴重，造成資源的極大浪費。從2016—2018年情況來看，2016年、2017年，全國“棄水、棄風、棄光”電量共計近1100億、1007億千瓦時，超過當年三峽電站全年發(fā)電量，其中棄風棄光較為嚴重的地區(qū)都是西北部省市。2018年，盡管全國范圍內(nèi)新能源消納情況有所改善，但新能源消納問題存在較為明顯的地域和時段集中分布的特征，棄風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荷低谷時段。2018年，全國棄風電量277億千瓦時，平均棄風率7%，主要集中在新疆、甘肅、內(nèi)蒙古，棄風電量分別為107億、54億、72億千瓦時，棄風率分別為23%、19%、10%。全國棄光電量54.9億千瓦時，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，棄光率分別為16%、10%。上述三省區(qū)全年棄風棄光電量超過300億千瓦時，占全國總棄風棄光電量比例超過90%，棄風棄光的原因主要是新能源裝機占比高，熱電機組和自備電廠裝機規(guī)模大，系統(tǒng)調(diào)峰壓力較大，同時部分特高壓通道的輸電能力不足，存在新能源外送受限問題。此外，風能和太陽能長距離大規(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，近年來能源主管部門正在有意識地將新能源開發(fā)重點從資源集中地區(qū)向負荷集中地區(qū)轉(zhuǎn)移。截至2018年底，“三北”地區(qū)風電累計裝機容量占比較2015年底降低9個百分點；太陽能發(fā)電累計裝機容量占比較2015年底降低18個百分點。2019年1—4月，風電、光伏發(fā)電新增裝機中，用電負荷較重的中東部和南方地區(qū)占比均超過52%。未來應繼續(xù)大力推進新能源的分散式開發(fā)，適當控制西北部地區(qū)開發(fā)規(guī)模，將開發(fā)重點向消納較好的中東部地區(qū)轉(zhuǎn)移，實現(xiàn)就近開發(fā)、就地利用，既保障了中東部地區(qū)能源供應，又提高了整體經(jīng)濟和社會效益。
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