新疆自備電廠“井噴式”發展藏風險 威脅電網運行安全

 近年來，我國能源、資源大區新疆積極實施優勢資源轉換戰略，變資源優勢為經濟優勢，吸引了大批電解鋁、煤化工等高耗能企業進駐新疆并配套建設自備電廠，分享新疆廉價能源資源帶來的“紅利”。截至2016年底，新疆自備電廠裝機容量已居全國第一，發電量占新疆電網用電量6成以上。而記者采訪了解到，在當前經濟增速放緩、電力嚴重過剩的形勢下，新疆自備電廠的“井噴式”發展導致新疆公用電源裝機規模與消納負荷倒掛，電網運行安全受到威脅，還影響到新疆冬季供暖保障和新能源消納。

裝機規模全國第一

“十二五”以來，新疆憑借豐富的煤炭資源，打造低電價優勢，承接內地能源產業轉移，低電價成為區域經濟增長的重要支撐點，不少高耗能企業來疆投資，紛紛建設滿足自身用電需求的自備電廠。

記者從國家電網新疆電力公司了解到，截至去年12月，新疆自備電廠裝機達2493萬千瓦，居全國第一，高出排名第二的山東省近7成;自備電廠占新疆總裝機30%以上，但發電量占新疆電網用電量的63%，與之相比，新疆公用電源占全網裝機近70%，發電量卻僅占全網用電量的37%。

在新疆規模最大的煤電煤化工基地準東經濟技術開發區，記者采訪了解到，神火、東方希望、宜化等20多家電解鋁、煤化工企業以高耗能項目加自備電廠的方式落戶，而公用火電只有神華準東電力電廠一家。一位不愿透露姓名的大型煤電企業自備電廠負責人告訴記者，用當地露天煤礦質優價廉的煤自備發電，每度電直接成本僅七八分錢，加上人工和財務成本，比從電網用電節省一半多。

記者從國網昌吉供電公司了解到，由于當前電力需求疲軟，準東經濟技術開發區唯一的公用火電廠年發電小時數已從3年前的5600小時降到今年的3000小時，而其周邊的自備電廠年發電小時數卻在5000小時以上，還不用繳納電價交叉補貼、政府性基金，真是“冰火兩重天”。

準東及烏魯木齊一些大型用煤企業的自備電廠負責人則認為，新疆遠離內地，如果沒有自備電廠等優惠政策，難以吸引產業轉移，能源企業落戶新疆后通過納稅和擴大就業也為新疆經濟社會發展做出了貢獻。

記者通過多種渠道了解到，目前新疆仍有部分自備電廠沒有取得國家核準，還有自備電廠未批先建，使用淘汰拆舊機組私自并網，與大電網解網實行孤網運行。

幾家歡喜幾家愁

據中電聯統計，2016年上半年我國自備電廠裝機容量同比增長15%，絕大部分自備電廠不參與電網調峰，部分自備電廠利用小時數比較高，2015年新疆、蒙西、江蘇、河南境內自備電廠利用小時數都比統調機組高1000多個小時，這也進一步加劇煤電產能過剩的問題。

對于自備電廠占新疆電力總裝機超三成的比例，國網新疆電力公司表示擔憂，認為這一比例過高，會導致新疆公用電源裝機規模與消納負荷倒掛，使新疆電網安全受到威脅，并進一步影響冬季供暖保障和未來新能源消納。

公用電源承擔電網日常調峰任務，而目前新疆公用電源發電量僅占全網用電量的37%。由于自備電廠火電機組不參與調峰，新疆電網可調峰電源占全網裝機規模已由2011年的52%降至去年的32%，調峰能力逐年下降。去年上半年，新疆電力公司售電量同比下降10個百分點，部分公用電廠被迫輪流停機。

“自備電廠長期以來在保障電網安全、調峰調頻、消納新能源、電價交叉補貼等方面沒有公平承擔社會責任，其故障率也遠高于平均水平，一直影響著大電網運行安全。”新疆電力公司調度中心副主任楊永利說。

自備電廠占比過高還影響到新疆冬季供暖。記者采訪了解到，新疆公用電源火電機組中，8成是熱電聯產機組。2012年以來，新疆采暖期熱電聯產機組供熱面積從7500多萬平方米增至1.39億平方米，增加了83%。由于自備電廠占比過高，2015年新疆熱電聯產機組維持供熱的最低發電量首次超過電網負荷，熱電聯產機組電量難被消納，引發供熱與發電之間的矛盾。

西北電力設計院測算，2016至2017年供暖期，新疆電網電力消納空間將進一步縮小，調峰缺額將從供暖初期的80萬千瓦漲至春節期間的230萬千瓦，如果電網調峰矛盾繼續擴大，居民供熱需求將受影響，供暖期風光電并網也愈加困難。

新疆是國家確定的重要新能源基地。由于自備電廠不承擔新能源消納任務，新疆現有電力結構使新能源產業發展空間受到限制。2016年上半年，新疆棄風率、棄光率分別達44%和32%，風電和光電設備平均利用小時數創歷史最低。中船重工旗下的海為支油公司在新疆投資了29萬千瓦新能源電站，公司負責人許曉峰表示，去年公司一半的發電量都是靠替代交易電量解決，即便如此，公司棄風率仍超過50%，棄光率近30%。

多措并舉防范風險

面對新疆自備電廠“井噴式”發展帶來的風險，多位業內人士建言，應及時加以調控，同時加快新疆能源綜合改革試點，推進電力市場化，平衡多方利益，讓不同體制電廠共同促進新疆經濟社會發展，要評估并防范自備電廠比例進一步抬升后將造成的風險。

第一，嚴控自備電廠增量。國務院2015年出臺的《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》規定，“在裝機明顯冗余、火電利用小時數偏低地區，除以熱定電的熱電聯產項目外，原則上不再新(擴)建自備電廠項目”。業內人士建議，應合理控制新疆自備電廠增量，采取措施防止一些高耗能企業在嘗到電力低成本的甜頭后，繼續擴建或新建自備電廠。

第二，促進自備電廠深度參與調峰。新疆維吾爾自治區發改委副主任李創軍建議，短期內可擴大自備電廠與新能源替代交易，2015年新疆棄風棄光86億千瓦時，而根據自備電廠目前近2500萬千瓦的裝機規模和平均近6000小時的發電小時數，只需讓出10%的發電小時數，即超過100億千瓦時，可有效解決新能源并網難題;同時激發自備電廠積極承擔調峰、繳納政府性基金等社會責任，將其視為平等市場主體參與大用戶直接交易。

去年5月，除去哈密南至鄭州±800千伏特高壓直流輸電工程配套的新能源電站和分布式發電站，國網公司將新疆所有符合準入條件的新能源企業都納入與燃煤自備電廠的交易，產生交易的新能源總裝機規模約為1600萬千瓦，總交易電量達到50億千瓦時。這在一定程度上緩解了新能源限電的難題。

第三，擴大直購電規模，降低交易門檻。進一步放開售電側和需求側，減少計劃電量，增加市場交易電量，上網電價由用戶或售電主體與發電企業通過協商、市場競價等方式確定，用戶購電價格由市場交易價格、輸配電價、政府性基金三部分決定。

此外，擴大跨省區電力交易規模。新疆電力公司副總經理趙青山說，現有疆電外送渠道每年可輸送1000億千瓦時，新疆電力總裝機規模已達7600萬千瓦，但疆內負荷只有2600萬千瓦，建議繼續擴大疆電外送規模，從根本上解決新疆電力過剩難題。

記者從今年初召開的新疆經濟和信息化工作會議了解到，為化解電力消納難題，今年起新疆將加快電力交易市場化改革，進一步擴大直接交易、雙邊交易和電能替代，交易規模分別達到100億千瓦時;推動出臺電采暖電價政策，加快電能替代，推進電氣化新疆進程取得新突破，進一步提高清潔能源消費比重;加快推進跨省外送電工作，全力推進“電力援疆”，力爭外送電量達到450億千瓦時。（熊聰茹 劉兵 杜剛）