产品
行业

火电节能减排肩扛“大山” 清洁发展“喜中有忧”

2016-01-13    来源:中国节能网
0
[ 导读 ]:—火电节能减排肩扛大山清洁发展喜中有忧2015年,我国发电领域亮点纷呈,人均装机突破1千瓦、新电改拉开帷幕、燃煤电厂全面实施超低排放改造…

—火电节能减排肩扛“大山”清洁发展“喜中有忧”

2015年,我国发电领域亮点纷呈,人均装机突破1千瓦、新电改拉开帷幕、燃煤电厂全面实施超低排放改造……值此岁末年初之际,有关媒体盘点我国发电领域的成果,同时展望2016年,探索发电领域的新走向。

2015年发电行业业绩“置顶”

2015年是“十二五”的收官之年。面对能源消费低迷、产能严重过剩、新电改的冲击、环保政策的加码等因素的不利影响,抓住电煤市场“跌跌不休”和金融市场相对宽松的有利时机,以五大发电集团为代表的发电行业经营发展“逆势而上”,亮点纷呈,经营指标创2002年电改以来的“13年之最”,也实现了 2012~2015“黄金四年”的业绩“置顶”,稳居央企板块前列。

电力供求“相对过剩”

全国电力供求已告别过去“持续短缺”、“基本平衡”阶段,已进入“相对过剩”阶段。2015年2月,我国人均装机历史性突破1个千瓦。

2015年年初预估全社会用电量增长4%~4.5%。由于全国工业特别是钢铁、建材等高耗能产业与青海、云南等8个省份用电量的负增长,1~11月份全社会用电量仅增长0.7%,3月、7月、9月、10月这4个月出现负增长,8月增长1.8%创月度最高水平,预计全年增长不超过1%,远低于“十五”、 “十一五”、“十二五”(前3年)13%、11.1%、8.35%的增长,也低于2014年3.8%的增长,创出13年来的最低水平。 在发电侧,表现为各类型发电设备利用小时同比下降,降幅扩大。火电发电量连续13个月负增长,1~11月火电平均利用小时3916小时,同比下降355小时。其中:川、滇、藏均低于2500小时,分别为2450小时、1403小时和68小时;云南和福建下降超过900小时。预计全年火电利用小时约4280 小时。

电力市场的普遍过剩,不仅导致发电侧“量价齐跌”,发电量减少,销售收入下降,竞争加剧,而且还出现了多年来罕见现象:跨区输送电量低速增长,跨省输送电量负增长,表明电量在全国较大范围内优化配置难度加大。

新电改掀起“冲击波”

2015年3月15日,社会公众期盼已久的新电改9号文正式揭幕。到同年11月30日,国家发展改革委陆续出台十多个配套文件以及实施细则,内容涉及售电侧改革、输配电价改革、放开发用电计划、电力市场建设、组建交易机构、鼓励清洁发展等。截至2015年年底,已有深圳、蒙西、宁夏等7个开展输配电价改革试点,云南、贵州2个省进行电改综合试点,重庆、广东开展售电侧改革试点,北京、苏州、佛山、唐山、上海等城市开展电力需求侧响应试点,并在京、广组建国家级跨区电力交易中心。上述一系列举措,标志着新电改制度建设初步完成、正式进入落地实操阶段,对电力企业、工商用户、经济发展的影响开始显现。

新电改突出能源民主革命和市场化改革,让社会资本、电力用户拥有参与权或选择权,分享电改红利,对发电侧则是“双刃剑”,机遇与挑战并存,将重塑发电企业,对经营理念、商业模式、安全管理、发展空间产生重大而又深刻的影响。从长远看,随着能源转型与电力供求矛盾的尖锐以及市场化竞争的加剧,发电行业未来将出现盈亏分化,优胜劣汰,兼并重组,寻求“后电改时代再平衡”。

2015年,云贵、蒙西等一些新电改“先 行先试”地方出现了直接交易、集中撮合交易、发电权交易、挂牌交易等多种模式。由于电力供求过剩加剧,随着市场交易电量比重的提高,无论是协商定价,还是市场竞价,现有的标杆电价体系受到根本性冲击,发电企业“打折让利”将成新常态。云南省1季度市场交易电量达到49.51亿千瓦时,电价因竞价下降 0.11元,电厂减收5.44亿元,一年超过20亿元;贵州省截至10月31日,交易电量累计完成142.42亿千瓦时,交易均价比目录电价降低5.48 分;甘肃组织风光电与高载能自备电厂开展发电权交易,与常规电源打捆参与大用户(酒钢、兰铝等)直供电,风光电折价0.325元/千瓦时,火电让利 0.135~0.150元/千瓦时;蒙西电网开展电力增量市场、多边交易,1~8月折价为2.73分/千瓦时。据最具代表性的某全国性发电集团统计,1~11月市场电量558亿千瓦时,占销售电量的比重比上年“翻一番”还多,达到13.4%,平均电价每千瓦时0.303元,比批复电价降低 0.106元。其中:大用户直购电占6.62%,降价0.0712元;竞价电量占5.8%,降价0.127元;其他市场电量占0.96%,降价0.224 元。按此推算,五大集团因市场电量减收约300亿元,全行业超过600亿元。

火电投资大幅增长

2015年,火电投资、装机持续增长,利用小时数连续下降。据统计,2015年1~11月份,火电完成投资980亿元,同比增长25.2%;火电新增装机规模4751万千瓦,比去年同期多投产1346万千瓦。火电在新增装机较大的同时,发电量继续负增长,设备利用小时降幅扩大。截至11月底,全国规模以上电厂火电发电量38232亿千瓦时,同比下降2.4%,增速比上年同期降低2.1个百分点,22个省份火电发电量出现负增长;全国火电设备平均利用小时 3916小时,同比下降355小时,降幅比上年同期扩大94小时。

受宏观经济尤其是工业生产下行、产业结构调整、工业转型升级以及气温等因素影响,全社会用电量增速放缓,但火电新增装机规模同比却大幅上升。

在火电投资、装机持续增长,利用小时数连续下降的情况下,火电的节能减排压力也在加大。

2015年以来,我国加大了大气污染治理力度和环境监管力度,颁布实施多项政策,积极推动燃煤电厂超低排放改造。与《煤电节能减排升级与改造行动计划 (2014~2020年)》相比,国家环保部、国家发展改革委、国家能源局联合印发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》提出了更高的要求。三部门还印发了《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》,决定从2016年1月1日起,对完成超低排放改造的燃煤发电企业给予上网电价补贴。12月2日,国务院召开常务会。会议决定,在2020年前,对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造,使所有现役电厂每千瓦时平均煤耗低于310克、新建电厂平均煤耗低于300克,对落后产能和不符合相关强制性标准要求的坚决淘汰关停,东、中部地区要提前至2017年和2018年达标。改造完成后,每年可节约原煤约1亿吨、减少二氧化碳排放1.8亿吨,电力行业主要污染物排放总量可降低60%左右。

清洁发展“喜中有忧”

2015年这一年,我国电力清洁发展大事、喜事不断。2015年5月19日,世界水电大会在京召开;2015年11月25日,三峡集团中标巴西499万千瓦的两个水电项目。

2015年3月10日,红沿河核电二期项目获批,成为4年来首个核准的核电项目;2015年4月、12月,国家两次核准建设“华龙一号”三代核电技术示范机组,落地福建福清等核电项目;2015年10月21日,“华龙一号”技术挺入英国布拉德韦尔B项目;2015年7月15日,中电投与国核技重组成立国家电投。2月底,我国风电装机首次突破1亿千瓦,成为世界上第一个达到1亿千瓦的国家。同时,电力清洁发展也呈现出新的特点与问题:

——投资结构:清洁可再生能源装机投资仍占大头,但占比因火电回升有所回落。1~11月份,在全国电源完成投资中,水电、核电、风电等占比68.2%,同比降低4.7个百分点。风电投资增速最快,同比增长 26.8%。但水电投资回落明显,同比减少23.1%;核电同比降低10.9%。

——电源结构:1~11月份,全国新增9044万千瓦装机,其中:清洁装机4294万千瓦,占比47%。除水电比去年同期少投产490万千瓦外,核电、风电、太阳能同比多投产1483万千瓦。截至11月底,水电2.8亿千瓦、核电2696万千瓦、并网风电11327万千瓦。

——电量结构:1~11月份,全国发电量同比增长只有0.1%,但清洁发电量因装机规模扩大增加显著,其中:水电、核电、风电发电量同比分别增长3.6%、29.8%、20.4%。

不过,机组利用小时均出现了不同程度的下降:水电、核电、风电分别下降139、32、74小时,在西北、西南、吉林等地仍存在较为严重的“弃水、弃风、弃光”等问题,引起了全社会的高度关注,国家发展改革委出台了《关于开展可再生能源就近消纳试点的通知》,也纳入新电改“优先发电权”范畴。

电煤价格跌入“3”时代

近年来,煤炭市场持续低迷,电煤价格“跌跌不休”。环渤海5500大卡市场动力煤综合平均价格从2011年的860元/吨一路下跌。2014年7月23 日,“破5”,每吨最低跌至478元,年末恢复至525元。2015年9月23日,“破4”,跌至398元,12月8日再跌至371元,煤价指数下跌 154元/吨,火电业绩劲升,出现了两位数的增长,成为发电行业赢利的坚强“基石”,而且“电盈煤亏”格局愈演愈烈。

发电企业经营业绩“置顶”

发电行业在经历长达4年(2008~2011)的“苦难岁月”后,2012年终于迎来“重大转机”,2013年经营业绩“持续改善”,2014年各项技术经济指标“巩固提升”,2015年进入第四个“好年景”。截至11月底,五大发电集团无论是利润总额、净利润、EVA值,还是净资产收益率、销售利润率、保值增值率,创2002年电改以来的“13年之最”,也实现了“黄金4年”的“业绩置顶”。五大发电集团利润总额达到980亿元,已超过2014年的水平,预计全年有可能突破1080亿元,在国企利润大幅度下降的背景下,成为央企板块和工业经济的一抹“亮色”。预计能完成国资委下达的为“稳增长”追加的考核指标,也有望继续被评为业绩考核A级企业。

煤价超跌、煤耗降低是今年“业绩置顶”最重要的原因。水电、新能源产业,科技环保、金融服务等非电产业以及境外产业发展,财务费用下降,也有不小的利润贡献。值得一提的是,各发电集团坚决执行“八项规定”,严控成本费用,也是一个重要原因。当然,4月8日,国家下调火电上网电价2分/千瓦时,发电机组利用小时减少,新电改市场化改革冲击,煤炭等非电产业亏损增加,以及气电减利等因素,也影响了整体效益的提升。

2016年发电行业将现“拐点”

展望2016年,中央明确经济工作“去产能、去库存、去杠杆、降成本、补短板”五大任务。发电行业面临的形势错综复杂,既有增收因素,也有减利因素。

从增收因素分析,主要有:明年火电燃料成本总体低于2015年水平;国家降息降准,融资成本、财务费用会进一步下降;布局售电公司,进入试运转,有可能挖得“第一桶金”;能源互联网、智能电网、储能技术突破发展,优化资源配置;科技创新、对标管理降本增效等。

从减利因素分析,一是政策导向明朗,“要降低电力价格,推进电价市场化改革,完善煤电价格联动机制”。火电上网电价既有上年下调的翘尾影响,还将平均新降3分/千瓦时,影响发电利润1263亿元。风光电标杆电价随着技术进步、造价下降,也开始进入“下调”通道。而且,新电改将加大试点范围,大幅缩小发电量计划,市场电量“折价”交易,“降价潮”将席卷全国。二是钢铁、建材、化工、有色等高载能产业产能严重过剩,再加电力装机的刚性增长,发电利用小时将继续下降,增产增收的难度进一步加大。三是煤炭、煤化工、铝业等非电产业亏损增加,以及火电环保升级改造、新能源补贴拖欠、气电缺乏竞争力等因素,继续影响整体效益的提升。 总之,发电行业经营业绩在2015年“置顶”后,2016年将现“拐点”,转折向下,个别电力严重过剩省份的发电企业有可能再次出现“生存难,发展难,不能实现良性循环”,但全行业总体上仍有一定的利润,处于相对稳定、温饱的状态。因此,要深入贯彻“创新、协调、绿色、开放、共享”的发展理念,从发展方式、体制机制、能力素质上主动适应新常态、新电改、新的国资国企改革,增强核心竞争力,迎接电力市场化改革和能源转型以及能源消费低迷的挑战,控制发展节奏,淘汰落后产能,防范新的系统性风险。

 
 
[ 皇家线上官网(中国)有限公司搜索 ]  [ 加入收藏 ]  [ 告诉好友 ]  [ 打印本文 ]  [ 违规举报 ]  [ 关闭窗口 ]

0相关评论

相关文章

  • 精彩推荐
  • 中国节能网
  • 中国节能网
  • 中国节能网
  • 中国节能网
  • 中国节能网
网站首页  |  关于我们  |  我们宗旨  |  我们使命  |  我们愿景  |  组织机构  |  领导机构  |  专家机构  |  管理团队  |  机构分布  |  联系方式  |  网站地图  |  排名推广  |  广告服务  |  积分换礼  |  网站留言  |  RSS订阅  |  违规举报  |  京ICP备050212号-1