电力过剩 能源之争

最近，一则“云南省拟降光伏、风电上网电价遭15家国企反对”的新闻引发了业内广泛关注。一份名为《关于征求云南风电、光伏发电价格政策意见的反馈》的文件在业内流传，多家企业对于云南省物价局关于“在国家可再生能源补贴电价标准不变的情况下，参照云南省水电企业平均撮合成交价作为云南省风电、光伏标杆上网结算电价”的政策征求意见表示坚决反对，称此举是变相降低风电、光伏上网电价。

此反馈书指出，国家发改委多个文件明确，风电、光伏电价是由当地脱硫燃煤机组标杆上网电价和国家可再生能源补贴两部分构成的，省级物价部门只有监管权利。反馈书中出现了“不予认同”“严重错误解读”等激烈字眼，文件抬头更是一次性署名了华能、云南龙源风电、水电十四局、华电、中广核、云南能投、三峡新能源等15家央企、国企的子公司或分公司。行业人士指出，此反馈意见已经递交给到国家能源局。

观察云南省的能源结构不难发现，目前水电在云南省电力能源结构中占主导地位，而风电、光伏的装机占比不到10%。由于风电及光伏发电在税收以及拉动地方经济方面的作用远不及水电，且云南电能过剩，地方消纳水电已成问题，故云南省更倾向于发展水电，而非风电或光伏发电。

因此，云南省物价局依据《中华人民共和国可再生能源法》，其中规定“电网企业根据本法第十九条规定确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，由在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿”，提出，“在国家可再生能源补贴电价标准不变的情况下，参照云南省水电企业平均撮合成交价作为云南省风电、光伏标杆上网结算电价”。

15家反对企业认为，在《可再生能源法》的制定中，对常规能源的定义是站在全国电源结构角度考虑的，目前火电仍是我国常规能源。

有研究人士指出，一般来说，(上网)价格每下调0.1元/千瓦时，对该板块(新能源)营收收入的影响约为5%~10%。对云南这种光伏、风电没有形成规模效应的地区来说，价格下调0.1元/千瓦时对企业收入的影响非常大。

而云南也并非唯一发生过此类现象的地区。为解决东北地区电力过剩等问题，日前，国家能源局再次对外发布了《关于推动东北地区电力协调发展的实施意见》，该意见指出，结合东北地区电力产业发展及电力供需形势，大力推进电力供给侧和消费侧改革，优化电力结构，加快扩大电力市场，加速实施技术创新，有序安排电力建设，从供需两侧加快推动解决东北地区“窝电”问题。所谓“窝电”，是指发出来的电无法向外输送并消化掉，是电力生产、输送、需求不匹配的表现。因此，“窝电”包含两层含义：一是电源无法外送，二是电量富余。

国家能源局局长努尔˙白克力指出，传统能源产能过剩矛盾加剧。煤炭可能会面临产能长期过剩的局面，电力过剩的苗头也越来越明显。根据国家能源局相关数据显示，2015年全国发电设备平均利用小时为3969小时，同比降低349小时，是1978年以来的最低水平。而中国电力企业联合会(中电联)发布《2016年全国电力供需形势分析预测》报告称，在用电需求骤减的同时，至2015年底我国发电装机已达到15.1亿千瓦，原本全年设备利用小时数应该在5500小时左右的火电发电却降至4239小时，过剩产能超过20%。电力发展，被业内称之为经济发展的风向标，电力过剩的大背景下，风电、水电、火电等之间的利益之争必然日益激烈。

据中国社会科学院研究生院能源安全研究中心“世界能源蓝皮书课题组”发布的研究成果显示，2016年，全国电力总体供过于求，部分地区电力供应能力过剩相对突出，电力投资过剩局面或加剧。其原因在于，在国家大力推进新能源建设的背景下，地方政府出于政府考核目的野蛮式扩张风电、光伏等装机规模，加之企业盲从跟进，装机规模呈现野蛮增长态势。面对有限的优质风资源，没有企业愿意主动放弃，因为放弃布局就意味着未来不会再有参与的机会。水电、核电这些投资周期较长的项目也有利于带动疲软的地方经济。

今年4月，国家发改委、国家能源局围绕“淘汰煤电落后产能”、“建设煤电建设风险预警机制”连发三文，业内普遍认为这是为严控当前煤电行业产能而打出的组合拳，明确将严控煤电总量规模及各地煤电新增规模，取消一批不具备核准条件的煤电项目、缓核一批电力盈余省份煤电项目、严格按程序核准建设煤电项目等措施，此举一出立即引起强烈反响。这便意味着火电企业必须告别过去“规模扩张”阶段，提高准入门槛，加快火力发电技术的转型升级，进入清洁高效发展的新阶段，才能适应时代与社会的发展。

而与此同时，我国已经明确，到2020年，非化石能源占一次能源消费总量的比重达到15%左右，到2030年达到20%左右。这就形成一边通过补贴加大投资，另一边生产的电力却被弃掉的困境。当前，“三弃”即弃风、弃光、弃水也愈演愈烈，呈现出互为因果式的恶性循环态势。

针对此种困境，行业人士公开呼吁，应着力加强供给侧结构性改革，其中包括化解煤电过剩产能、解决风光水“三弃”难题、加快推进电改落地等诸多方面。对于风光水等清洁能源所面临的消纳瓶颈，业内专家认为，当前可重点从技术和市场两方面推进改革。技术角度即根据本地消纳能力、调峰电源和外送通道建设等情况合理规划清洁能源发展规模，避免无序、过快增长;加快主送新能源输电通道建设，确定各类电源合理配比;最大程度发挥系统调节能力，促进清洁能源消纳。从市场而言，则需进一步完善市场机制，鼓励可再生能源发电企业直接参与电力交易，优化配置电力资源。