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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,本期发电周刊5~8版特推出“回眸2015”发电年度特刊,以期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。
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