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  • [市場預測]中電聯:2016年度全國電力供需形勢分析預測報告

    隨著我國經濟發展進入新常態,電力生產消費也呈現新常態特征。電力供應結構持續優化,電力消費增長減速換檔、結構不斷調整,電力消費增長主要動力呈現由高耗能向新興產業、服務業和居民生活用電轉換,電力供需形勢由偏緊轉為寬松。 2015年,受宏觀經濟尤其是工業生產下行、產業結構調整、工業轉型升級以及氣溫等因素影響,全社會用電量同比增長0.5%、增速同比回落3.3個百分點,第二產業用電量同比下降1.4%、40年來首次負增長。固定資產投資特別是房地產投資增速持續放緩,導致黑色金屬冶煉和建材行業用電同比分別下降9.3%和6.7%,兩行業用電下降合計下拉全社會用電量增速1.3個百分點,是第二產業用電量下降、全社會用電量低速增長的主要原因;兩行業帶動全社會用電增速放緩的影響明顯超過其對經濟和工業增加值放緩產生的影響,這是全社會用電增速回落幅度大于經濟和工業增加值增速回落幅度的主要原因。 四大高耗能行業用電量比重同比降低1.2個百分點,第三產業和城鄉居民生活用電比重同比分別提高0.8個和0.6個百分點、分別拉動全社會用電量增長0.9和0.6個百分點,反映出國家經濟結構調整效果明顯,工業轉型升級步伐加快,拉動用電增長的主要動力正在從傳統高耗能產業向新興產業、服務業和生活用電轉換,電力消費結構在不斷調整。全年新增發電裝機容量創歷史最高水平,年底發電裝機達到15.1億千瓦、供應能力充足,非化石能源發展迅速、年底非化石能源發電裝機比重提高到35.0%;火電發電量負增長、利用小時降至4329小時。全國電力供需進一步寬松、部分地區富余。 展望2016年,預計宏觀經濟增速總體將呈現穩中緩降態勢,電力消費增速將維持低速增長;全年新增裝機1億千瓦左右,預計年底發電裝機容量將達到16.1億千瓦左右,其中非化石能源發電裝機比重進一步提高至36%左右;全國電力供應能力總體富余、部分地區過剩。火電設備利用小時進一步降至4000小時左右,加之燃煤發電上網電價下調、部分省份大用戶直接交易操作過程中降價幅度較大,都將是大幅壓縮煤電企業利潤的因素。一、2015年度全國電力供需狀況(一)電力消費減速換檔、消費結構不斷調整、消費增長主要動力轉化,電力消費反映經濟新常態特征2015年,全國全社會用電量5.55萬億千瓦時,同比增長0.5%,增速同比回落3.3個百分點,“十二五”時期,全社會用電量年均增長5.7%,比“十一五”時期回落5.4個百分點,電力消費換檔減速趨勢明顯。2015年電力消費增速放緩是經濟增速放緩、經濟結構優化等必然因素和氣溫等隨機偶然因素共同作用、相互疊加的結果。分析具體原因:一是宏觀經濟及工業生產增長趨緩,特別是部分重化工業生產明顯下滑的影響。市場需求增長乏力,工業增加值和固定資產投資增速放緩,房地產市場低迷,鋼鐵、建材等部分重化工業行業明顯下滑,如粗鋼、生鐵、水泥和平板玻璃產量同比分別下降2.3%、3.5%、4.9%和8.6%。二是產業結構調整和工業轉型升級影響。國家推進經濟結構調整和工業轉型升級取得成效,高新技術行業比重上升,高耗能行業比重下降,單位GDP電耗下降、電能利用效率提升。三是氣溫因素影響。大部分地區冬季偏暖、夏季氣溫偏低,抑制用電負荷及電量增長。四是電力生產自身耗電減少的影響。全國跨省區輸送電量增速大幅回落、線損電量同比下降3.7%,火電發電量負增長導致火電廠廠用電量增速回落。電力消費主要特點有:一是電力消費結構不斷調整,四大高耗能行業比重下降。第三產業和城鄉居民生活用電量比重分別比上年提高0.8和0.6個百分點,分別比2010年提高2.2和1.0個百分點;第二產業用電量比重分別比上年和2010年降低1.4和2.7個百分點,其中四大高耗能行業(化工、建材、黑色金屬冶煉、有色金屬冶煉)用電量比重分別降低1.2和2.0個百分點,反映出國家結構調整和轉型升級效果顯現,且2015年步伐明顯加快。二是第二產業及其工業用電量負增長,黑色金屬冶煉和建材行業用電量大幅下降是最主要原因。第二產業及其工業、制造業用電同比均下降1.4%,其中四大高耗能行業合計用電同比下降3.4%,各季度增速依次為-1.3%、-1.7%、-3.6%和-6.6%,四季度降幅明顯擴大,直接帶動當季全社會用電量負增長;受固定資產投資增速回落特別是房地產市場低迷等因素影響,黑色金屬冶煉和建材行業用電同比分別下降9.3%和6.7%,增速同比分別回落10.9和12.2個百分點,兩行業合計下拉全社會用電量增速1.3個百分點,是全社會用電增速明顯回落(若扣除這兩個行業,則全社會用電量增長2.2%)、第二產業及其工業用電負增長的主要原因;可見,高耗能行業快速回落導致全社會用電增速明顯放緩,其對電力消費增速放緩產生的影響明顯超過其對經濟和工業增加值波動的影響,這也是全社會用電量增速回落幅度大于經濟和工業增加值增速回落幅度的主要原因。“十二五”時期,建材、有色金屬冶煉和黑色金屬冶煉行業用電年均增速分別比“十一五”回落7.5、10.5和11.5個百分點,回落幅度遠大于其他制造業行業,這既是全社會用電增速換擋的最主要原因,也反映出傳統工業結構在持續調整。三是第三產業和城鄉居民生活用電增速同比提高,電力消費增長動力正在轉換。隨著第三產業蓬勃發展、城鎮化及居民用電水平提高,第三產業和城鄉居民生活用電同比分別增長7.5%和5.0%,增速同比分別提高1.1和2.8個百分點,分別拉動全社會用電量增長0.9和0.6個百分點,“十二五”時期用電年均增速分別高于同期第二產業增速4.8和2.4個百分點,顯示出拉動用電增長的主要動力正在從高耗能產業向第三產業和生活用電轉換。第三產業中的信息化產業加快發展,帶動信息傳輸計算機服務和軟件業用電增長14.8%。四是東部地區用電增速最高、用電增長穩定作用突出,西部地區增速回落幅度最大。東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長0.8%、0.2%、0.8%和-1.7%,增速同比分別回落2.7、1.5、4.0和3.4個百分點。東部地區用電在各地區中增速最高,其用電增長拉動全國用電增長0.4個百分點,是全國用電增長的主要穩定力量。西部地區用電回落幅度最大,四個季度用電增速依次為1.9%、3.3%、0.7%和-2.8%,下半年以來增速逐季回落,第四季度出現負增長、且降幅為各地區中最大;在產業結構調整升級、國內外經濟增長緩慢、大宗商品市場持續低迷的環境影響下,高耗能行業用電增速回落,是西部地區用電量增速大幅回落的最主要原因,對全國用電增速回落的影響也很大。(二)電力供應能力充足,非化石能源發電快速發展、發電生產結構持續優化,火電設備利用小時創新低2015年,全國主要電力企業合計完成投資8694億元、同比增長11.4%。其中,為貫徹落實《配電網建設改造行動計劃(2015~2020年)》等文件要求,提升電網配電能力,電網公司進一步加大電網基礎設施投資力度,全年完成電網投資4603億元、同比增長11.7%;完成電源投資4091億元、同比增長11.0%。全國凈增發電裝機容量1.4億千瓦,創年度投產規模歷史新高,其中風電新增投產超預期、達到歷史最大規模。2015年底全國全口徑發電裝機容量15.1億千瓦、同比增長10.5%。年底全口徑發電量5.60萬億千瓦時、同比增長0.6%。全國發電設備利用小時3969小時、同比降低349小時,已連續三年下降。2015年,非化石能源發電裝機容量和發電量占比分別比2010年提高8.1和8.3個百分點,電力供應結構逐年優化。電力供應主要特點有:一是水電投資連續兩年下降,水電發電量較快增長,設備利用小時保持較高水平。“十二五”期間水電新開工規模明顯萎縮,隨著西南大中型水電項目相繼投產,年底全國主要發電企業常規水電在建規模僅有3200萬千瓦,全年水電投資同口徑同比下降17.0%,已連續兩年下降,預計未來幾年水電新增規模較小。年底全口徑水電裝機容量3.2億千瓦,發電量1.11萬億千瓦時、同比增長5.1%;設備利用小時3621小時,為近二十年來的年度第三高水平(2005年、2014年分別為3664和3669小時)。二是并網風電、太陽能裝機及發電量快速增長。主要受2016年初風電上網電價調整預期影響,2015年基建新增并網風電裝機再創新高,年底全國并網風電裝機容量1.3億千瓦,“十二五”時期風電爆發式增長,累計凈增容量近1億千瓦;全年發電量1851億千瓦時、同比增長15.8%,利用小時1728小時、同比降低172小時。近幾年國家密集出臺了一系列扶持政策,極大促進了太陽能發電規模化發展,東部地區分布式光伏在加快增長,西北地區光伏大基地呈規模化增加,這是“十二五”期間新能源建設發展的亮點。受當地市場需求疲軟、消納壓力較大等因素影響,西北、東北部分風電和太陽能比重較高省份“棄風”、“棄光”問題比較突出。三是核電投產規模創年度新高,發電量高速增長。全年凈增核電機組600萬千瓦,年底核電裝機容量2608萬千瓦、同比增長29.9%。“十二五”時期,核電裝機容量凈增1526萬千瓦、年均增長19.2%。全年核電發電量同比增長27.2%,設備利用小時7350小時、同比降低437小時。四是火電裝機大規模投產,發電量連續兩年負增長,利用小時創新低。全年凈增火電裝機7202萬千瓦(其中煤電5186萬千瓦),為2009年以來年度投產最多的一年,年底全國全口徑火電裝機9.9億千瓦(其中煤電8.8億千瓦、占火電比重為89.3%),同比增長7.8%。全口徑發電量同比下降2.3%,已連續兩年負增長。火電發電設備利用小時創1969年以來的年度最低值4329小時,同比降低410小時。火電設備利用小時持續下降,主要是電力消費增速向下換擋、煤電機組投產過多、煤電機組承擔高速增長的非化石能源發電深度調峰和備用等功能的原因,此外,火電中的氣電裝機比重逐年提高,也在一定程度上拉低了火電利用小時。但是從火電占比、機組出力、負荷調節等特性,以及電價經濟性等方面綜合評價,火電在電力系統中的基礎性地位在短時期內難以改變。2015年,全國6000千瓦及以上電廠火電機組供電標準煤耗315克/千瓦時、同比降低4克/千瓦時,顯著超額完成國家《節能減排“十二五”規劃》確定的2015年325克/千瓦時的規劃目標。五是跨省區送電量增速大幅回落。2015年,全國跨區、跨省送電量同比分別增長2.8%和-1.8%,增速同比分別回落10.3和12.6個百分點,跨區送電量增長主要是前兩年投產的特高壓直流工程新增送出,如錦蘇直流、賓金直流、哈鄭直流送電分別增長8.2%、32.7%和92.7%。南方電網區域西電東送電量同比增長9.8%。三峽電站送出電量同比下降12.0%。六是電煤供應持續寬松,發電用天然氣供應總體平穩。國內煤炭市場需求下降,煤炭供應能力充足,電煤消費已經連續兩年負增長,電煤供需總體寬松。全國天然氣消費需求增長明顯放緩,天然氣發電供氣總體有保障,氣價下調一定程度上緩解了天然氣電廠經營壓力,但仍有部分氣電企業虧損。(三)全國電力供需進一步寬松、部分地區富余2015年,全國電力供需進一步寬松、部分地區富余。東北和西北區域供應能力富余較多,華北電力供需總體平衡略寬松,華東、華中和南方區域電力供需總體寬松、部分省份富余,省級電網中,山東、江西、河南、安徽個別時段存在錯峰,海南8月前電力供應偏緊。二、2016年全國電力供需形勢預測(一)電力消費仍將保持低速增長2016年,宏觀經濟增速總體將呈現穩中緩降態勢,總體判斷用電需求仍較低迷。但受低基數等因素影響,預計拉低2015年用電量增長的建材和黑色金屬冶煉行業用電量降幅在2016年將收窄;受經濟轉型驅動,信息消費、光伏扶貧、城鎮化發展等因素也會繼續拉動第三產業和居民生活用電量保持較快增長;工商業銷售電價下調以及電力用戶直接交易,降低了用電企業生產成本,有助于改善企業經營,增加電力消費;部分地區推行電能替代既能促進大氣污染防治和節能減排,也能促進電力消費增長。綜合判斷,在考慮常年氣溫水平的情況下,預計2016年全社會用電量同比增長1%-2%(在電量低速增長情況下,如果氣溫波動較大,其對全社會用電量增幅的影響程度可能達到1個百分點左右)。分產業看,預計第一產業用電在常溫氣候條件下維持2015年中低速增長水平。第二產業用電受到部分行業尤其是重化工業產能過剩、國家加大節能減排力度、推動傳統產業技術升級等綜合因素的影響,但考慮到建材、黑色金屬冶煉行業用電量降幅收窄,預計第二產業用電量降幅將比2015年收窄。第三產業在國家轉型升級、積極推進“大眾創業、萬眾創新”、培育信息消費,以互聯網、大數據等新一代信息技術為主要代表的信息化加快發展等因素帶動下,用電繼續保持較快增長,預計用電量增速與2015年總體持平。城鄉居民生活用電平穩增長,預計增速與2015年總體持平。(二)電力供應能力充足,非化石能源發電裝機比重進一步提高預計全年新增發電裝機1億千瓦左右,其中非化石能源發電裝機5200萬千瓦左右;年底全國發電裝機達到16.1億千瓦、同比增長6.5%左右,其中水電3.3億千瓦、核電3450萬千瓦、并網風電1.5億千瓦、并網太陽能發電5700萬千瓦左右,非化石能源發電裝機比重提高到36%左右。(三)全國電力供應能力總體富余、部分地區過剩綜合平衡分析,預計全國電力供應能力總體富余、部分地區過剩。其中,東北和西北區域電力供應能力過剩較多,華北區域電力供需總體平衡、部分省份富裕,華中、華東和南方區域電力供需總體寬松、多個省份富余。按照全社會用電量增速1%-2%的中值測算,預計全年發電設備利用小時3700小時左右,其中火電設備利用小時4000小時左右。三、有關建議(一)嚴格控制電源新開工規模,合理壓縮投產規模,優化增量結構,促進電力行業科學發展隨著我國經濟發展進入新常態,能源電力需求增速放緩,預計“十三五”前中期電力供需將延續總體富余、部分地區明顯過剩的格局,電力行業發展將面臨嚴峻挑戰。必須努力踐行創新、協調、綠色、開放、共享五大發展理念,加快轉變電力發展方式,做優增量,把行業發展主要依靠外延式擴張轉變為主要依靠創新和深化改革來推動。建議:一是嚴格控制電源新開工規模,合理壓縮投產規模。要結合當前及“十三五”期間電力消費增速向下換擋的實際,科學確定和嚴格控制電源新開工規模,集中消化好現有過剩能力。相關政府部門既要嚴格控制煤電開工規模,也要適當控制具有明顯隨機性、間歇性、波動性特征的風電和光伏發電的開發節奏,以避免過快發展造成發電能力過剩加劇、行業資產利用效率下降和可再生能源電價附加上調壓力加劇;要堅持地區環保約束、大范圍資源優化配置以及市場公開競價相結合的原則,取消一批不具備核準條件的煤電項目,暫緩一批已核準項目開工,避免進一步加劇發電市場過剩。發電企業更要嚴格控制電源新開工規模,尤其在電力過剩明顯地區,緩建一批已核準項目,對于部分已開工項目,具備條件的也可研究推遲或停建,合理壓縮投產規模,做好風險防控。二是提高調峰電源比重。在嚴格控制電源開工規模情況下,加快抽水蓄能等調峰電源建設,建議將部分有條件的煤電機組改造為調峰機組(并建立相應調峰輔助服務電價機制),提升電力系統綜合調峰能力,既能提高可再生能源發電消納能力,也能提升高參數大容量煤電機組運行效率,從而提高全行業乃至全社會資產利用效率和效益。三是優先開工水電和核電項目。相比風電和太陽能風電,水電和核電不僅同樣具有良好綠色低碳性能,還有發電成本相對較低和發電容量效用高的比較優勢,在嚴格控制電源總開工規模情況下,可有序開工這兩類項目,為拉動和穩定經濟增長、促進電力結構綠色轉型和低碳發展、保障電力中長期安全經濟供應發揮作用。四是加快清潔能源基地外送電通道建設以及城鄉配電網建設改造。經濟低谷時期電力投資是拉動社會經濟增長的重要動力,同時也超前儲備了經濟發展的電力保障基礎條件;清潔能源基地外送電通道以及城鄉配電網建設改造,一方面是擴大西部清潔能源在東中部的消納市場,另一方面,配電網升級建設改造,可以滿足人民生活的電能替代需求,兼顧電動汽車、充電樁以及分布式能源快速發展的接入要求。(二)遠近結合、多措并舉,加快解決“棄水”、“棄風”、“棄光”問題電力建設發展具有較長的周期性和路徑依賴,要加快解決電力系統運行中存在的突出問題,從行業全局來統籌協調已建發電設施的合理運行問題。從長遠看,一方面要強化電力統一規劃,真正做到各類電源之間、電源電網之間相協調,區域布局及項目與消納市場、配套電網以及調峰電源相統籌,健全國家規劃剛性實施機制;另一方面要調整新能源發電發展思路,風電和光伏發電發展應堅持集中與分散相結合原則,鼓勵中東部地區分散、分布式開發。更重要的是要在電力系統運行中采取綜合性解決措施:一是建設跨區跨省通道,擴大可再生能源發電消納市場。要結合規劃盡快提出云南、四川和“三北”地區等可再生能源基地的跨省區消納輸電通道。二是優化系統調度運行,提高跨省區輸電通道利用效率,在更大范圍內解決棄水棄風棄光問題。三是建立系統調峰調頻等輔助服務補償機制或輔助服務市場,調動各類機組參與輔助服務市場的積極性,提高系統對非化石能源發電消納能力。四是加快實施電能替代,采取靈活電價機制等手段挖掘需求側潛力,實現電力增供擴銷,千方百計提高消納可再生能源發電能力。(三)堅持開放發展,推動與周邊國家的電網互聯互通一是統籌利用國內國際兩種資源、兩個市場,加強與“一帶一路”周邊和沿線國家及地區的電力合作,促進特高壓輸電以及核電、火電、水電“走出去”,帶動相關裝備、技術、標準和管理“走出去”。二是在加快建設中國能源互聯網的同時, 積極推動中國與周邊國家的電網互聯互通。三是積極參與全球能源電力治理,主動參與相關國際標準制定,加強能源電力信息統計能力建設和電力信息交流。(四)科學推進電力行業節能減排工作一是統籌規劃減碳、節能、節水、污染物控制目標和措施,注重整體效益的提高。二是加快建立電力排污許可管理制度,進一步規范煤電污染物管控方式。三是持續提高煤炭轉換為電力的比重,加快以電代煤、以電代油步伐,進一步降低散燒煤炭對環境的影響。四是在推進煤電超低排放改造專項行動中,要加快完善超低排放監測、監管、技術標準體系,企業要高度重視超低排放改造的可靠性、穩定性和經濟性,因地、因廠、因煤制宜選擇環保設施改造技術路線,科學合理安排改造周期,保障環保設施改造質量。隨著我國經濟發展進入新常態,電力生產消費也呈現新常態特征。電力供應結構持續優化,電力消費增長減速換檔、結構不斷調整,電力消費增長主要動力呈現由高耗能向新興產業、服務業和居民生活用電轉換,電力供需形勢由偏緊轉為寬松。 2015年,受宏觀經濟尤其是工業生產下行、產業結構調整、工業轉型升級以及氣溫等因素影響,全社會用電量同比增長0.5%、增速同比回落3.3個百分點,第二產業用電量同比下降1.4%、40年來首次負增長。固定資產投資特別是房地產投資增速持續放緩,導致黑色金屬冶煉和建材行業用電同比分別下降9.3%和6.7%,兩行業用電下降合計下拉全社會用電量增速1.3個百分點,是第二產業用電量下降、全社會用電量低速增長的主要原因;兩行業帶動全社會用電增速放緩的影響明顯超過其對經濟和工業增加值放緩產生的影響,這是全社會用電增速回落幅度大于經濟和工業增加值增速回落幅度的主要原因。四大高耗能行業用電量比重同比降低1.2個百分點,第三產業和城鄉居民生活用電比重同比分別提高0.8個和0.6個百分點、分別拉動全社會用電量增長0.9和0.6個百分點,反映出國家經濟結構調整效果明顯,工業轉型升級步伐加快,拉動用電增長的主要動力正在從傳統高耗能產業向新興產業、服務業和生活用電轉換,電力消費結構在不斷調整。全年新增發電裝機容量創歷史最高水平,年底發電裝機達到15.1億千瓦、供應能力充足,非化石能源發展迅速、年底非化石能源發電裝機比重提高到35.0%;火電發電量負增長、利用小時降至4329小時。全國電力供需進一步寬松、部分地區富余。 展望2016年,預計宏觀經濟增速總體將呈現穩中緩降態勢,電力消費增速將維持低速增長;全年新增裝機1億千瓦左右,預計年底發電裝機容量將達到16.1億千瓦左右,其中非化石能源發電裝機比重進一步提高至36%左右;全國電力供應能力總體富余、部分地區過剩。火電設備利用小時進一步降至4000小時左右,加之燃煤發電上網電價下調、部分省份大用戶直接交易操作過程中降價幅度較大,都將是大幅壓縮煤電企業利潤的因素。

    2016-02-19

  • 新能源需為火電讓路?五大發電聯名上函質疑

      新能源需為火電讓路?五大發電聯名上函質疑2016年1月15日,一份由五大國字頭新能源企業聯署的意見函被遞交到了國家發改委。五大新能源國企上書國家發改委反映的主要內容是:對2016年甘肅新能源企業參與電量直接交易意見及建議。  該意見直陳:2016年甘肅省給新能源的發電量僅有50億千瓦時,其余的發電量,全靠與大用戶簽訂直購電量,或者與各企業的自備電廠簽訂發電權置換交易完成。  這種政策在2015年已有所實施,在已進行的交易中,新能源企業將區域標桿電價全部讓出,僅得國家補貼,方可獲得部分發電權,“形成國家補貼新能源、新能源讓出電價,清潔能源補貼污染企業、高耗能企業的怪圈”。“就這么說吧,相當于一年下來,企業連貸款利息都還不上,”上述一家新能源企業負責人解釋稱,“這樣下去,以后誰還會再投資新能源建設?”  據調查了解,這五大國有新能源公司聯名上書國家發改委的背后,牽扯到的是中國風電業的一個陳年舊疴——棄風限電。逐年攀升的棄風率所謂棄風限電是指在風機設備狀態正常、風也很大的情況下,由于電網消納等原因,不讓風電場發電。實際上,棄風問題是伴隨著中國風電企業的發展愈演愈烈。  而據業內人士透露,2015年棄風率無疑是最嚴重的一年。甘肅一家新能源公司負責人透露,2014年之前,他們的平均棄風率在20%左右,但進入2015年以來,棄風率直線上揚:1至5月,平均棄風率達30%。進入6月后,平均棄風率都在50%以上,最高的7月達到65.7%。  據該負責人透露,粗略估算,僅其所在的企業2015年因棄風限電造成的收入損失約為2.9億元。另一家寧夏新能源企業負責人說,寧夏的情況也并不樂觀。他所在的公司從2015年9月起,棄風率開始持續上漲,9月的棄風率為12.68%,10月已漲至36.5%,11月為62%,12月已經達到90%。“棄風90%,就是一個風電場有30臺風機,只允許開3臺;如果這個風場是裝機10萬千瓦,那就要白白損失9萬千瓦。”這位企業負責人解釋。  國家能源局公布的數據證明,高棄風率在2015年的確不是偶發現象。據《2015年上半年全國風電并網運行情況》,2015年上半年,全國平均棄風率達15.2%,同比上升6.8個百分點。其中,棄風率最高的三個地區依次是吉林(42.96%)、甘肅(30.98%)和新疆(28.82%)。“2015年應該是史上棄風率最高的一年。”  中國風能協會秘書長秦海巖表示,“發改委能源局的官方數據還沒有發布,我們業內估計,全年總棄風電量約為350億度電,直接經濟損失超過180億元。全年的棄風損失幾乎抵消了2015年全年新增裝機的社會經濟效益。”  然而,真正令業界震動的是,2015年如此高的棄風率并非是由于技術原因,而更多是由于政策原因。“之前風場也會棄風,但一般屬于主動棄風,主要是出于技術或者安全原因。”上述甘肅新能源企業負責人介紹,“但是2015年不一樣了,是明明可以發電,風呼呼刮,但卻不允許你發電。”  質疑地方政府違法“不允許發電”是以要求新能源企業參與電量交易的形式出現的。  以甘肅為例,2015年,甘肅省政府和發改委先后推出了三條政策,要求新能源企業參與電量直接交易。2015年6月,甘肅省發改委發布了《關于開展2015年新能源直接交易試點的通知》。  這份編號為甘發改商價【2015】674號的文件將這項政策的初衷表述為:“為進一步推進電力市場化改革,促進省內新能源產業發展。”“但事實上這種政策并不能促進新能源產業的發展。”上述甘肅新能源企業表示。  該企業負責人進一步解釋說:“直接交易”的含義是,一個新能源發電場想要發電,必須先參加交易,找到用戶,“人家買多少,才能發多少”;同時,交易價格也必將低于國家規定的標桿電價,因為“報價高,沒競爭力,沒人買啊”。根據2006年開始實施的《可再生能源法》:電網應當全額收購其電網覆蓋范圍內可再生能源并網發電項目的上網電量,并為可再生能源發電提供上網服務。  “但現在變成了不僅不全額收購,而且新能源企業連標桿電價都拿不到,要賤賣,才能發電。”另一家風電企業透露,甘肅省的標桿電價是每度電價0.325元,風電正常上網后,算上國家補貼,每度收入是0.54元。但在直接交易中,這家風電企業最終的平均交易價格只有0.246元/千瓦時,算上國家補貼,每度電收入為0.461元,相當于每發一度電,便直接虧損7分錢,這還不算運營成本和設備折舊。  2015年11月,甘肅省能源監管辦發布了第二個針對新能源企業的通知。這份編號為甘監能市場【2015】163號的通知表示,將在2016年拿出中國鋁業的蘭州分公司和玉門油田分公司的自備電廠總共20.3億千瓦時的電量,由全省各家新能源公司申報電量,最終在甘肅能源辦監管下“撮合交易”。  由于傳統企業的自備電廠通常都是火電廠,這種交易通常被稱為“風火電發電權交易”,即風電企業為獲得發電的權力,要先從火電企業購買發電量,而火電企業依靠交易發電權,就可以獲得收入。緊接著,2015年12月中旬,甘肅省發改委又推出了“甘肅省2016年電力用戶與發電企業直接交易”政策。在這個政策中,新能源企業不僅要依靠和電力用戶交易獲得發電權,在交易過程中,還要和火電企業去競爭價格。  “這些政策的本質都是一樣的,”秦海巖表示,“地方政府違法!”“新能源企業本來依法擁有優先全額發電上網的權力,但是現在既不優先,又不全額,還強迫企業去買發電權。”他說,“可是新能源發電項目的預算、規劃、貸款,都是有法律規定的,現在突然全不算數了,導致企業虧損運營,首先是違反了《可再生能源法》;其次是地方政府不講誠信,這樣下去,誰還敢再做投資?”  類似政策不只出現在甘肅。上述寧夏新能源企業負責人透露,從2015年12月中旬開始,寧夏經信委和寧夏電網中心也召開類似會議,提出2016年拿出60億千瓦時的外送電量,由西北五省的新能源企業與火電公司一同進行市場競價,價低者得。對于是否參與交易,這位負責人透露,企業的心態比較矛盾:不參加,可能就沒有發電權;參加,卻也無法獲得合理的收入。  他透露,2015年下半年,寧夏電力公司已組織過兩次新能源外送競價交價,總計2億千瓦時,最終交易掛牌價僅為0.19元/千瓦時和0.24元/千瓦時,分別比寧夏的標桿電價0.2771元/千瓦時低了8.7分和3.7分。  他預計2016年新的競價并不會有利于新能源企業。果然,12月17日,他收到了一份《2016年西北送山東(銀東直流)大用戶直接交易公告》,在為這項交易召開的后續會議上,組織者動員新能源企業委托電網公司代理,以“0”標桿電價參與交易。這意味著,新能源企業讓出全部標桿電價,僅得國家補貼電價,才能獲得發電權。  這位負責人說,這個政策在寧夏省內新能源企業中引起了強烈不滿,一位新能源公司老總直接在會議上公開朗誦了《中華人民共和國可再生能源法》,“他連第幾號主席令、第幾章、第幾款這些都念了,我們不敢吱聲兒,就拼命給他鼓掌。”  利益分配問題經濟下滑導致全社會用電需求減弱,無疑是2015年棄風率創紀錄的一個重要原因。根據國家能源局1月18日發布的數據,2015年,中國全社會用電量55500億千瓦時,同比增長僅有0.5%,相較于2014年下滑3.3個百分點,并且成為1974年以來的最低水平。另據中國電力企業聯合會于2015年12月發布的《2015年1-11月份電力工業運行簡況》,在棄風率較高的2015年11月,有11個省份全社會用電量增速為負,其中增速低于-5%的省份全部是風電資源富足的西北省份:甘肅(-10.7%)、新疆(-11.0%)、青海(-11.9%)和云南(-14.4%)。  在2015年年底國家電網公司發布的《國家電網2015年新能源運行消納情況》中,還將部分原因歸結為跨省跨區輸送通道能力不足的剛性約束。這份消納情況直接列舉了甘肅省的情況:甘肅酒泉風電基地裝機規模已超過1200萬千瓦、太陽能發電近600萬千瓦,但用于支持這些電力外送的酒泉-湖南特高壓直流工程直至2015年5月方核準建設開工,預計2017年才能投產,外送通道建設滯后于發電設施2至3年。  在業內人士看來,這些都只是客觀原因。根本原因還是目前依然以計劃為主導的電力市場體制,以及中國電力市場尚未形成有序的競爭體制。“首先,中國多年的計劃經濟延續至今,形成的一個意識和習慣是:優先保證火電的發電量;其次,由于新能源發電有一定的不確定性,比如風電,有風才能發電。”秦海巖說,“所以,目前形成的一個現象是,雖然《可再生能源法》規定了要優先保障可再生能源的發電上網,但各地政府和電網在做電量計劃時,只有火電的計劃電量,而沒有風電、光電等新能源的計劃電量。火電擁有了事實優先的地位。”新能源發電量目前在全國總發電量中占比只有4%,在經濟增速強勁、全社會用電需求量大時,這種體制不會給新能源發電項目造成過大沖擊;可一旦出現經濟下滑、用電動力減弱,慣有的“保火電”意識,便會直接威脅新能源發電企業的經濟效益。客觀地看,在全社會用電量同比增長僅有0.5%的背景下,不只是風電企業的棄風限電率達到歷史新高,各類型發電企業的平均發電小時均出現了大幅下滑。  據中國電力企業聯合會于2015年12月發布的《2015年1-11月份電力工業運行簡況》,全國風電設備平均利用小時數同比下降了74小時。然而全國火電設備的平均利用小時數同比下降得更多,達355小時,降幅比2014年同期擴大了94小時,在火電利用小時同比下降的28個省份中,下降最多的云南和福建甚至超過了900小時。“火電企業的體量比較大,因此,地方政府首先要面對的是火電企業效益下滑的問題。  火電企業同時還牽扯到相關行業的稅收、就業及由此帶來的社會穩定問題。”一位不愿具名的業內專家表示,“也要看到,在大家都吃不飽的情況下,這是一個在錯誤的框架內不得已而為之的辦法。”  寧夏的情況或許可以作為注腳。據媒體報道,為進一步拉動煤炭增長,寧夏地方政府促成神華寧煤集團與區內16家電力企業簽訂電煤合同,總量為2790萬噸。在一篇題為《寧夏經濟升級版的破局路徑》中,區經濟和信息化委員會相關負責人介紹的經驗之一為:加大電煤合同兌現考核力度,確保區內電廠每天消化寧煤8萬噸。但一些地方政府的做法超出了新能源企業的接受范圍。  一份云南省工業和信息化委員會下發的《2015年11月和12月風電火電清潔能源置換交易工作方案通知》顯示,云南省工信委要求:因火電企業經營困難,2015年11月、12月,風電場發電量要按一定置換比例,將風電企業的電費收入,按國家批復火電電價的60%支付給火電企業。國家能源局新能源和可再生能源司副處長李鵬的總結很直接。  在2015北京國際風能大會的開幕講話中,他公開表示:風電消納“不是技術問題,更多是利益分配問題”。2015年11月30日,國家主席習近平在氣候變化巴黎大會上發表主旨演講中也表示:中國將實施優化產業結構,構建低碳能源體系,并將盡力達到2030年單位國內生產總值二氧化碳排放比2005年下降60%-65%,非化石能源占一次能源消費比重達到20%左右。“雖然需要付出艱苦的努力,但我們有信心和決心實現我們的承諾。”在秦海巖看來,能否從制度上解決棄風、棄光的問題,是能否兌現這一承諾的關鍵環節。事實上,棄風限電現象已經引起了國家層面的重視。李鵬在2015北京國際風能大會上公開表示:風電“十三五”規劃的重點不是裝機和并網目標,而是保持政策的穩定性,并重點解決棄風限電問題;否則,裝機量增加,發電量不增長,將造成投資浪費,“整個行業的發展沒有意義”。  李鵬在接受采訪時稱,電力體制改革涉及方方面面,2015年棄風現象創歷史新高,原因也比較復雜,國家發改委正在研究解決辦法。2015年12月31日,國家能源局起草下發了《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法(征求意見稿)》。雖然尚在征求意見中,但一些條款已開始向新能源企業傾斜。比如:將可再生能源并網發電項目年發電量劃分為“保障性收購電量部分”和“市場交易電量部分”,各地電網要優先安排保障性收購部分,如因調度安排等原因導致沒有優先收購,要對可再生能源并網發電項目給予補償。  上述多家新能源企業表示,如這一管理辦法能夠落實,將有效緩解目前的困局。據了解,目前各地新能源企業直接參與電量交易及風火電發電權交易政策,已被緊急叫停,但新的政策仍未公布。  (文章來源:中國新聞周刊)

    2016-02-19

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