“2018年，電力發展規模與結構效益同步提高。據初步統計，全年全社會用電量增速8.5%，裝機總規模達19億千瓦。近3年的數據來看，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型的有效途徑之一。”中電聯行業發展與環境資源部副主任薛靜日前在北京召開的“新常態下能源戰略與管理研討會”上向記者表示。
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“電能替代還體現在一次能源的供給側，就是盡力減少化石能源供應、加大風、光、水電的比重；供應與消費兩側發力，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型路徑。”
全國各區域基本實現聯網，并形成北、中、南三條送電通道。數據顯示，2017年，跨區跨省合計輸電總計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，初步測算跨區通道輸電規模應該超過了1.5億千瓦，增強了對東部地區電能替代能力。
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電量規模占比分別下降到53%、63.7%。薛靜指出：“煤炭在較長一段時間內，仍將作為我國基礎性能源運行，煤電在電力系統的供應主體和為新能源靈活調節兩大功能依然要發揮重要作用，成為煤炭清潔利用、煤電保障電力系統清潔供應的承載體。在當前電力經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，煤電企業虧損局面難以改觀。”
據記者了解，我國抽蓄、燃機等靈活調節電源占比不到6%，“三北”地區不足4%，中東部地區高峰時段、南方水電豐枯交接時期電力供需呈現結構性、時段性偏緊，相較西班牙、德國、美國靈活調節電源占比分別為34%、18%、49%，我國電力系統靈活調節先天不足。
長遠看，我國煤電該如何發展？
“應堅持嚴控增量，通過結構性減量控制存量，防范煤電產能過剩風險，電力缺口優先考慮跨省（區）電力互濟，切實保障2025年煤電裝機控制在11億千瓦以內。”薛靜認為，“此外，要優化布局，在西部、北部地區適度安排煤電一體化項目，緩解煤電矛盾，促進網源協調發展，推動解決棄風棄光問題。但是，部分跨區輸送的煤電上網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、輸出、發受端調峰價格機制沒有理順。”
未來，我國電源、電網結構調整困難加大，能源轉型與電力市場之路任重道遠。“主要企業電源、電網投資理性回落，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。
