中電聯(lián)薛靜：再電氣化是能源轉(zhuǎn)型選擇之一

　　“2018年，電力發(fā)展規(guī)模與結構效益同步提高。據(jù)初步統(tǒng)計，全年全社會用電量增速8.5%，裝機總規(guī)模達19億千瓦。近3年的數(shù)據(jù)來看，電能替代在終端電能消費中的拉動力將近達30%左右，再電氣化已成為我國能源轉(zhuǎn)型的有效途徑之一。”中電聯(lián)行業(yè)發(fā)展與環(huán)境資源部副主任薛靜日前在北京召開的“新常態(tài)下能源戰(zhàn)略與管理研討會”上向記者表示。

　　據(jù)了解，我國電能占終端能源消費比重每提高1個百分點，單位GDP能耗可下降2-4個百分點。公開信息顯示， 2015年電力占終端能源消費比重僅達22.3%；2016年被稱為“電氣化元年”，電能占終端能源消費比重持續(xù)提升，2017年電能替代終端化石能源消費達1650億千瓦時，全國全社會電氣化率達26.3%。

　　“能源供應電氣化將繼續(xù)拉動電力消費增長，預計2020年，終端電能替代電量達5800萬千瓦時，可占全社會用電比重達7%-8%。”薛靜向記者介紹“電能替代還體現(xiàn)在一次能源的供給側(cè)，就是盡力減少化石能源供應、加大風、光、水電的比重；供應與消費兩側(cè)發(fā)力，提高我國全社會電氣化率，這是符合我國資源稟賦特征的能源轉(zhuǎn)型路徑。”

　　據(jù)悉，全國各區(qū)域基本實現(xiàn)聯(lián)網(wǎng)，并形成北、中、南三條送電通道。數(shù)據(jù)顯示，2017年，跨區(qū)跨省合計輸電總計2.3億千瓦，三條通道累計送電量達3350億千瓦時、2700億千瓦時、2060億千瓦時。2018年底，初步測算跨區(qū)通道輸電規(guī)模應該超過了1.5億千瓦，增強了對東部地區(qū)電能替代能力。

　　我國電源結構仍以煤電為主， 但占比連年下降。2018年全國煤電裝機及其發(fā)電量規(guī)模占比分別下降到53%、63.7%。薛靜指出：“煤炭在較長一段時間內(nèi)，仍將作為我國基礎性能源運行，煤電在電力系統(tǒng)的供應主體和為新能源靈活調(diào)節(jié)兩大功能依然要發(fā)揮重要作用，成為煤炭清潔利用、煤電保障電力系統(tǒng)清潔供應的承載體。在當前電力經(jīng)濟運行格局下依然要高度關注電煤價的供需關系，總體判斷短期內(nèi)電煤供應有所寬松，價格在高位上波動性回落，但是2019年電煤供需形勢仍然不太樂觀，煤電企業(yè)虧損局面難以改觀。”

　　據(jù)記者了解，我國抽蓄、燃機等靈活調(diào)節(jié)電源占比不到6%，“三北”地區(qū)不足4%，中東部地區(qū)高峰時段、南方水電豐枯交接時期電力供需呈現(xiàn)結構性、時段性偏緊，相較西班牙、德國、美國靈活調(diào)節(jié)電源占比分別為34%、18%、49%，我國電力系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)先天不足。

　　長遠看，我國煤電該如何發(fā)展？

　　“應堅持嚴控增量，通過結構性減量控制存量，防范煤電產(chǎn)能過剩風險，電力缺口優(yōu)先考慮跨省（區(qū)）電力互濟，切實保障2025年煤電裝機控制在11億千瓦以內(nèi)。”薛靜認為，“此外，要優(yōu)化布局，在西部、北部地區(qū)適度安排煤電一體化項目，緩解煤電矛盾，促進網(wǎng)源協(xié)調(diào)發(fā)展，推動解決棄風棄光問題。但是，部分跨區(qū)輸送的煤電上網(wǎng)價格無法合理地傳導到落地電價上，其根本原因就在于煤電基地的煤價以及煤電投資開發(fā)、輸出、發(fā)受端調(diào)峰價格機制沒有理順。”

　　未來，我國電源、電網(wǎng)結構調(diào)整困難加大，能源轉(zhuǎn)型與電力市場之路任重道遠。“主要企業(yè)電源、電網(wǎng)投資理性回落，公益性和非盈利性投資加大；新能源補貼缺口新增，企業(yè)資金性回流緊張，新能源補貼政策影響很大，綠色配額制應加快出臺。”薛靜告訴記者。（實習記者 趙紫原）