实施几十年的“跨区跨省”输电政策到了优化调整期！

    为落实国务院发布的《大气污染防治行动计划》，同时解决京津冀、长三角、珠三角等地区用能问题，2014年年中，国家能源局发布了《加快推进大气污染防治行动计划12条重点输电通道建设的通知》，并与国家电网公司和南方电网公司签署了《大气污染防治外输电通道建设任务书》（以下简称《任务书》）。根据《任务书》，国家能源局将加快办理项目核准手续，满足工期要求；电网企业将加快推进12条大气污染防治外输电通道建设，在2017年全部建成投产；地方政府部门将协调解决项目实施过程中的重大问题，落实各项配套条件。截至2016年底，12通道已建成4条，其余8条正在建设中。正当电网企业撸起袖子加油干之时，2016年10月，国家能源局印发了《国家能源局关于进一步调控煤电规划建设的通知》，强调2020年底前，准东至华东、宁东至浙江、上海庙至山东、榆横至山东等输电通道配套煤电项目投产规模要求减半，锡盟至山东、锡盟至江苏输电通道配套煤电项目总投产规模要控制在730万千瓦以内，并相应调整配套风电和光伏发电投产时序。一时间，关心电力外送者陷入迷茫，配套电源投产规模为什么要调整，这是能源开发布局要调整吗？输电通道将近一半容量被闲置怎么办，这是远距离大容量输送政策要调整吗？

     西电东送面临新情况

     我国煤炭资源主要分布在西部和北部地区，水能资源主要集中在西南地区，东部地区一次能源资源匮乏，但用电需求大且集中，能源资源与用电需求的逆向分布决定了“西电东送”的必要性。

     我国提出“西电东送”设想已有30年之久（1986年），付诸实施已有20多年时间（1996年），总投资超过万亿元，建成“西电东送”线路超过5万公里，投产“西电东送”电源超过1.7亿千瓦。这些项目无论是投资，还是上缴利税，对所在省区经济发展贡献巨大，其实施很好地帮助了所在地区将能源资源优势转化为经济优势，减轻了东部地区的环境和运输压力，满足了经济社会高速发展对能源的需求，过去的20年间，中东西部地区各得其所，互惠共赢。但此一时，彼一时，20年后，东部地区对继续大规模接受西部地区电力的态度已发生改变，有点心不甘情不愿了，甚至出现了“不爱接”的新情况，导致东部地区接受西部电力态度发生变化的原因主要有两点。

      首先是经过20多年的持续“喂养”，东部地区基本被“喂饱”，2016年东部地区接受西电东送容量已达到1.3亿千瓦，占东部地区总装机容量的20%。近年来，东部地区由于电力需求增长放缓，市场空间萎缩，2016年煤电利用小时平均下降为4100小时，个别省份已低于3500小时。如果考虑核准（在建）和已纳入规划的电源项目全部投产，2020年东部地区煤电平均利用小时将可能降低到3600小时左右。为此，国家能源主管部门连发多个文件，要求各地把控煤电建设节奏，甚至要核减煤电项目。2016年4月，国家能源局发布了2019年煤电规划建设风险预警，近日国家能源局又发布了2020年煤电规划建设风险预警。两次预警中，作为重要的电力受入地区，华北和华东沿海省市都被亮了“红灯”，预警煤电装机存在过剩风险。其实“十三五”期间东部地区的日子并不好过，其首要任务不是继续发展煤电新项目，而是调控发展节奏，《能源发展“十三五”规划》（以下简称为《规划》）就要求“2020年煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内”。富余状态下，东部地区对区外输入电力的心态自然就会有变化，这个时候再要求东部地区大规模接受西部煤电有点勉为其难，所以要求新增输电通道配套煤电投产规模减半就成为了一种选择。

     “天下熙熙，皆为利来，天下攘攘，皆为利往”，在市场起着资源配置决定性作用的条件下，随着接受区外来电规模的增大，东部地区更加注重能源获取的经济性。相比东部当地发电，目前部分西部地区输入电力已没有明显的经济优势，甚至还有价格“倒挂”，这是导致东部地区接受区外电力积极性降低的第二个原因。2016年，广东实行电力市场化交易后，广东当地煤电价格已下降到与贵州和云南的上网标杆电价基本持平，考虑输电费用后，“云电”和“贵电”与广东当地发电已没有突出优势；山西省上网标杆电价约0.32元/千瓦时，与华北其他地区标杆电价仅相差0.03元/千瓦时，考虑输电费用后，山西电力到华北的竞争力也不强。全国各地电厂固定成本差距其实并不大，“西电东送”机组如果是空冷机组，固定成本还要高于东部地区的机组。如果不是煤电一体化和煤电联营，而是从市场采购电煤，计入“西电东送”输电费用，部分“西电东送”电厂落地电价与东部当地电厂相比并不一定就有优势。在电力体制改革大环境下，各地正加大电价市场化的工作力度，电力市场的竞争其实就是电价的竞争，可以想象，今后谁的成本把控做得好，谁就会在竞争中占据优势。不能互惠互利，不能实现双方共赢，“东部不爱接”就显得合乎常理了。

      能源输送需要优化调整

      多年来我国建设了包括“西煤东运”铁路、“西气东输”管线和“西电东送”网架等在内的能源输送通道，以保障东部地区的能源供应。在当前东部地区对区外输入电力变得不那么迫切的时候，我们不禁要问“东部不爱接”是短期行为还是长期趋势？能源输送通道是否还需要继续加强建设？回答这些问题，就要看未来东部地区对区外输入能源有多大需求。

      据预计，2016年至2030年，我国东部地区新增能源需求约2亿吨标煤，其中新增用电量需求约1万亿千瓦时。2015年11月，国家主席习近平在巴黎气候变化大会上向世界庄严承诺，中国在2030年碳排放达到峰值，并争取尽早实现。如果全国碳排放在2030年达到峰值，东部地区经济发达，应该在2030年以前就要达到峰值。要实现这目标，东部地区新增用能需求应更多考虑非化石能源，《规划》在政策取向中就提出“要超前谋划水电、核电发展，适度加大开工规模，稳步推进风电、太阳能等可再生能源发展，为实现2030年非化石能源发展目标奠定基础”，在重点任务中提出“要超前布局、积极稳妥推进建设周期长、配套要求高的水电和核电项目，实现接续滚动发展，在沿海地区开工建设一批先进三代压水堆核电项目”。因此，从《规划》看，核电是东部地区优先考虑的重要非化石能源，从厂址条件看，东部还可增加1亿千瓦以上的核电，另外东部地区可新增新能源装机超过1亿千瓦。《规划》还指出“能源消费地区应因地制宜发展分布式能源，降低对外来能源调入的依赖”，东部地区的城镇、工业园区、大型公用设施（机场、车站、医院、学校等）、商务区等就适合发展分布式能源，可提高能源利用效率和提高可再生能源的就地消纳比例。因此，只要东部地区核电、新能源、分布式能源综合梯级利用按《规划》要求发展，从2016年到2030年，东部地区内新增的核电、新能源、分布式能源发电基本可以满足用电增量需求，如果计及已在建的火电机组容量和已确定的“西电东送”新增容量，2020年以后东部地区对外来煤电基本是无欲无求。