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目前煤电占印度发电总装机的59%,但煤电厂的运行长期面临着煤炭供应紧张的问题,到了炎热的夏季更是如此。按照官方数据,目前印度100座主要燃煤电厂中有48座存煤不足7天的用量,其中28座存煤不足4天(印度业内戏称"超临界"电站)。
而煤炭长期供应紧张的原因一方面是因为占有近乎垄断地位的印度煤炭公司(Coal India,控制80%的印度煤炭产量)的经营管理不彰,也有铁路运力不足的问题("东煤西运"),但主要是环境方面严格的法规、土地征购困难以及矿区居民的反对限制了煤炭勘探和开发。2009年,印度环境部为保护森林资源宣布九个区域的203个煤炭采点(涉及煤炭储量6亿吨)为"no go"禁止采煤区域,直接造成了煤炭产量的不足。
在国际煤价趋软的情况下,加上印度卢比对美元比价今年以来有所回升,扩大煤炭进口成为解决印度电力短缺的一种选择。2013年印度煤炭进口达到1.5亿吨,比上一年增长21%。预计2014年煤炭进口进一步增长,可达1.7亿吨,可满足印度电力部门煤炭需求的三分之一左右。但是,由于进口煤炭价格仍明显高于印度国内煤炭价格,所以更凸显了电价体系存在的问题。
电价体系的扭曲
印度电价体系的扭曲主要体现在上网电价和消费电价这两个环节。为解决发电装机不足的问题,印度政府大力鼓励私营企业投资独立电厂,到目前为止私营火电发电装机已达41吉瓦,约占印度全国火电装机的30%。
近年来私营电厂与各地方邦的配电公司所签订的售电协议价格在2-3卢比/千瓦时,如果印度煤炭公司可以充分供应廉价的国产煤情况下,这个价格尚有利可图。然而,由于印度煤炭公司供应不足,私营电厂要么开工不足,要么使用价格更高的进口煤,使得单位发电成本至少加倍,造成发电商严重亏损。
从消费端来看,印度零售电价是由各邦的电力监管委员会制定的。以2010-2011财政年度数据为例(这是现有的最新数据),全国各邦配电公司购电成本为3.78卢比/千瓦时,但平均零售电价为3.01卢比/千瓦时。
也就是说,所以当年每售出一度电,配电公司就亏损0.77卢比。此外,印度电力部门对占总用电消费20%的农业用户的电价极为优惠。2010-2011财政年度的平均农业用电价格为1.15卢比/千瓦时。多年来印度各邦配电公司全面亏损,2009-2010财政年度亏损额(未考虑政府的补贴)高达570亿卢比(约合12亿美元),政府付出300亿卢比的补贴后,亏损总额仍然高达270亿卢比。
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2015年6月17日,日本参院全体会议表决通过了《电气事业法》修正案。修正案要求,2020年4月前,日本的9家电力企业将实施发供电业务分离。修正案同时规定,2022年,日本的3家城市燃气企业将剥离输气管部门。此外,日本还将取消家庭电费定价的国家审批制度。早在3月3日,该修正案在日本内阁会议上通过时,
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据彭博社消息称,印度国家电网公司开始在拉贾斯坦邦和泰米尔纳德邦启动相关可再生能源电网招标工作,这意味着获得德国复兴信贷银行参与融资的80亿美元(约合人民币493亿元)印度电网项目正式启动,其目标是促进国内可再生能源发展,实现2022年可再生能源发电量翻一番。印度的可再生能源装机容量达到32吉瓦,预计到2022年,将提高至72吉瓦。印度政府表示,将尽举国之力改善供电能力和供电网络,实现印度每户家庭的不间断供电。尽管印度政府大力支持风电场和太阳能发电站的发展且颇具成效,但是这对电网运营商却带来了不小的挑战,因为发电存在间歇,相较于火电厂的不可预测性以及并网
根据国外市场研究机构TechNavio报告显示,随着印度电网市场的迅速发展,预计2014-2018年,印度变压器市场年复合增长率将达到12.68%。报告中指出,促进这一市场增长的主要因素是印度加大对输配电基础设施领域的投资和建设,以提高国内输配电的稳定性和安全性,同时满足国内经济社会发展需求。变压器是利用电磁感应的原理来改变交流电压的装置,主要构件是初级线圈、次级线圈和铁芯(磁芯)。主要功能有:电压变换、电流变换、阻抗变换、隔离、稳压(磁饱和变压器)等。按用途可以分为:配电变压器、电力变压器、全密封变压器、组合式变压器、干式变压器、油浸式变压器、单相变
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