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严冬还是春寒?我国电力行业竞争加剧

供稿:中国工控网 2016/3/4 16:32:12

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   2015年以来,世界经济复苏不及预期,我国经济运行总体平稳,但下行压力不断加大,电力行业出现了供应过剩的局面。其中,资本市场保持宽松,股市、汇市出现大幅波动,国资国企改革和电力体制改革深入推进,电力行业面临越来越激烈的竞争形势和越来越严格的政策环境。

  2015年,我国新增发电装机容量创历史最高水平,年底发电装机达到15.1亿千瓦,供应能力充足。非化石能源发展迅速,年底非化石能源发电装机比重提高到35.0%。火电发电量负增长,利用小时降至4329小时。

  全国电力消费减速换挡 

  2015年,我国固定资产投资特别是房地产投资增速持续放缓,导致黑色金属冶炼和建材行业用电同比分别下降9.3%和6.7%,两行业用电下降合计下拉全社会用电量增速1.3个百分点,是第二产业用电量下降、全社会用电量低速增长的主要原因;黑色金属冶炼和建材两行业带动全社会用电增速放缓的影响明显超过其对经济和工业增加值放缓产生的影响,这是全社会用电增速回落幅度大于经济和工业增加值增速回落幅度的主要原因。四大高耗能行业用电量比重同比降低1.2个百分点,第三产业和城乡居民生活用电比重同比分别提高0.8个和0.6个百分点、分别拉动全社会用电量增长0.9和0.6个百分点,反映出国家经济结构调整效果明显,工业转型升级步伐加快,拉动用电增长的主要动力正在从传统高耗能产业向新兴产业、服务业和生活用电转换,电力消费结构在不断调整。 

  2015年,全国电力消费减速换挡、消费结构不断调整、消费增长主要动力转化,电力消费反映经济新常态特征。全国全社会用电量5.55万亿千瓦时,同比增长0.5%,增速同比回落3.3个百分点。“十二五”时期,全社会用电量年均增长5.7%,比“十一五”时期回落5.4个百分点,电力消费换挡减速趋势明显。2015年,我国电力消费增速放缓是经济增速放缓、经济结构优化等必然因素和气温等随机偶然因素共同作用、相互叠加的结果。一是受宏观经济及工业生产增长趋缓,特别是部分重化工业生产明显下滑影响。市场需求增长乏力,工业增加值和固定资产投资增速放缓,房地产市场低迷,钢铁、建材等部分重化工业行业明显下滑,如粗钢、生铁、水泥和平板玻璃产量同比分别下降2.3%、3.5%、4.9%和8.6%。二是受产业结构调整和工业转型升级影响。国家推进经济结构调整和工业转型升级取得成效,高新技术行业比重上升,高耗能行业比重下降,单位GDP电耗下降,电能利用效率提升。三是受气温因素影响。我国大部分地区冬季偏暖,夏季气温偏低,抑制用电负荷及电量增长。四是受电力生产自身耗电减少影响。全国跨省区输送电量增速大幅回落,线损电量同比下降3.7%,火电发电量负增长导致火电厂自身用电量增速回落。 

  全国电力消费特征明显。2015年,全国电力消费主要特点有:一是电力消费结构不断调整,四大高耗能行业比重下降。第三产业和城乡居民生活用电量比重分别比上年提高0.8和0.6个百分点,分别比2010年提高2.2和1.0个百分点;第二产业用电量比重分别比2014年和2010年降低1.4和2.7个百分点,其中四大高耗能行业用电量比重分别比2014年和2010年降低1.2和2.0个百分点,反映出国家结构调整和转型升级效果显现,且2015年步伐明显加快。 

  二是第二产业及其工业用电量负增长,黑色金属冶炼和建材行业用电量大幅下降是最主要原因。第二产业及其工业、制造业用电同比均下降1.4%,其中四大高耗能行业合计用电同比下降3.4%,各季度增速依次为-1.3%、-1.7%、-3.6%和-6.6%,四季度降幅明显扩大,直接带动当季全社会用电量负增长。 

  三是第三产业和城乡居民生活用电增速同比提高,电力消费增长动力正在转换。随着第三产业蓬勃发展、城镇化及居民用电水平提高,第三产业和城乡居民生活用电同比分别增长7.5%和5.0%,增速同比分别提高1.1和2.8个百分点,分别拉动全社会用电量增长0.9和0.6个百分点。“十二五”时期,用电年均增速分别高于同期第二产业增速4.8和2.4个百分点,显示出拉动用电增长的主要动力正在从高耗能产业向第三产业和生活用电转换。第三产业中的信息化产业加快发展,带动信息传输计算机服务和软件业用电增长14.8%。 

  四是东部地区用电增速最高、用电增长稳定作用突出,西部地区增速回落幅度最大。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长0.8%、0.2%、0.8%和-1.7%,增速同比分别回落2.7、1.5、4.0和3.4个百分点。东部地区用电在各地区中增速最高,其用电增长拉动全国用电增长0.4个百分点,是全国用电增长的主要稳定力量。西部地区用电回落幅度最大,四个季度用电增速依次为1.9%、3.3%、0.7%和-2.8%,2015年下半年以来增速逐季回落,第四季度出现负增长、且降幅为各地区中最大;在产业结构调整升级、国内外经济增长缓慢、大宗商品市场持续低迷的环境影响下,高耗能行业用电增速回落,是西部地区用电量增速大幅回落的最主要原因,对全国用电增速回落的影响很大。 

B 供 应 

  全国电力供应充足 

  2015年,全国电力供应能力充足,非化石能源发电快速发展、发电生产结构持续优化,火电设备利用小时创新低。全国主要电力企业合计完成投资8694亿元、同比增长11.4%。其中,为贯彻落实《配电网建设改造行动计划(2015~2020年)》等文件要求,提升电网配电能力,电网公司进一步加大电网基础设施投资力度,全年完成电网投资4603亿元、同比增长11.7%;完成电源投资4091亿元,同比增长11.0%。全国净增发电装机容量1.4亿千瓦,创年度投产规模历史新高,其中风电新增投产超预期、达到历史最大规模。2015年底全国全口径发电装机容量15.1亿千瓦,同比增长10.5%。年底全口径发电量5.60万亿千瓦时,同比增长0.6%。全国发电设备利用小时3969小时,同比降低349小时,已连续三年下降。2015年,非化石能源发电装机容量和发电量占比分别比2010年提高8.1和8.3个百分点,电力供应结构逐年优化。 

  2015年,全国电力供应主要特点有:一是水电投资连续两年下降,水电发电量较快增长,设备利用小时保持较高水平。“十二五”期间,我国水电新开工规模明显萎缩,随着西南大中型水电项目相继投产,年底全国主要发电企业常规水电在建规模仅有3200万千瓦,全年水电投资同口径同比下降17.0%,已连续两年下降。年底全口径水电装机容量3.2亿千瓦,发电量1.11万亿千瓦时,同比增长5.1%;设备利用小时3621小时,为近二十年来的年度第三高水平。 

  二是并网风电、太阳能装机及发电量快速增长。主要受2016年初风电上网电价调整预期影响,2015年基建新增并网风电装机再创新高,年底全国并网风电装机容量1.3亿千瓦,“十二五”时期风电爆发式增长,累计净增容量近1亿千瓦;全年发电量1851亿千瓦时,同比增长15.8%,利用小时1728小时,同比降低172小时。近几年,国家密集出台了一系列扶持政策,极大促进了太阳能发电规模化发展,东部地区分布式光伏在加快增长,西北地区光伏大基地呈规模化增加,这是“十二五”期间新能源建设发展的亮点。受当地市场需求疲软、消纳压力较大等因素影响,西北、东北部分风电和太阳能比重较高省份“弃风”、“弃光”问题比较突出。 

  三是核电投产规模创年度新高,发电量高速增长。全年净增核电机组600万千瓦,年底核电装机容量2608万千瓦,同比增长29.9%。“十二五”时期,核电装机容量净增1526万千瓦,年均增长19.2%。全年核电发电量同比增长27.2%,设备利用小时7350小时,同比降低437小时。 

  四是火电装机大规模投产,发电量连续两年负增长,利用小时创新低。全年净增火电装机7202万千瓦,为2009年以来年度投产最多的一年,年底全国全口径火电装机9.9亿千瓦,同比增长7.8%。全口径发电量同比下降2.3%,已连续两年负增长。火电发电设备利用小时创1969年以来的年度最低值4329小时,同比降低410小时。火电设备利用小时持续下降,主要是电力消费增速向下换挡、煤电机组投产过多、煤电机组承担高速增长的非化石能源发电深度调峰和备用等功能的原因。 

  五是跨省区送电量增速大幅回落。2015年,全国跨区、跨省送电量同比分别增长2.8%和-1.8%,增速同比分别回落10.3和12.6个百分点,跨区送电量增长主要是前两年投产的特高压直流工程新增送出,如锦苏直流、宾金直流、哈郑直流送电分别增长8.2%、32.7%和92.7%。南方电网区域西电东送电量同比增长9.8%。三峡电站送出电量同比下降12.0%。 

  2015年,全国电力供需进一步宽松、部分地区富余。东北和西北区域供应能力富余较多,华北电力供需总体平衡略宽松,华东、华中和南方区域电力供需总体宽松、部分省份富余,省级电网中,山东、江西、河南、安徽个别时段存在错峰,海南8月前电力供应偏紧。 

C 改 革 

  电价市场化改革进展缓慢 

  伴随电力行业的快速发展,我国现行电价机制已呈现出多种矛盾,电力市场只有引入竞争机制,允许社会资本参与进来,并且按照市场化要求进行竞争,才能逐渐完善电力市场秩序。2015年4月,国家发改委印发《关于降低燃煤发电上网电价和工商业用电价格的通知》,决定自2015年4月20日起,全国下调燃煤发电上网电价和工商业用电价格,其中全国燃煤发电上网电价平均每千瓦时下调约2分钱,全国工商业用电价格平均每千瓦时下调约1.8分钱。 

  根据通知,下调燃煤发电上网电价形成的降价空间,除适当疏导部分地区天然气发电价格以及脱硝、除尘、超低排放环保电价等结构性矛盾,促进节能减排和大气污染防治外,主要用于下调工商业用电价格。下调电价的同时,推进销售电价结构调整。全面推进工商业用电同价,江西、贵州和新疆实行商业用电和普通工业用电同价。居民生活和农业生产用电价格原则上保持稳定,适当减少电力用户间的交叉补贴。逐步取消化肥电价优惠,化肥生产用电执行相同用电类别的工商业用电价格。优惠价差较大的地方,分两步到位,2016年4月20日起全部取消电价优惠。 

  早在2002年,国务院下发《电力体制改革方案》时,就确定了电价市场化的目标,即厂网分离、主辅分离、输配分开、竞价上网,最终实现市场化的电价形成机制。产业信息网发布的《2015~2020年中国电力生产市场评估及未来发展趋势研究报告》显示,近年来我国电力改革基本处于停滞状态。 

  2012年,国务院下发的《关于深化电煤市场化改革的指导意见》中规定,继续实施并不断完善煤电价格联动机制,当电煤价格波动幅度超过5%时,以年度为周期,相应调整上网电价,同时将电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%。但据近三年历次电价下调的情况发现,除2015年4月电价的下调明确与煤电联动机制有关外,其余历次调整电价的原因均非煤电联动所致。因此,必须先从体制上进行改革,网售分开,才能保障直购电顺利实施和推广。根据国家发改委2005年颁布《电价改革实施办法》,我国电价分为上网电价、输配电价和销售电价。受种种因素影响,我国仍没有实行独立输配电价,上网电价和销售电价都主要由政府定价,目前仅部分地区开展了电力市场、大用户直购电等市场定价的试点。 

D 趋 势 

  电力消费仍将低速增长 

  当前,我国持续十多年的重化工业化阶段已临近结束,经济由工业主导向服务业主导的趋势更加明确,这将使高耗能行业用电量增长停滞甚至下降,第三产业和居民用电量增长对总量的拉动作用并不显著,全社会用电量增速继续在百分之二三的低位徘徊,2016年全国电力消费仍将保持低速增长。 

  我国宏观经济增速总体将呈现稳中缓降态势,总体判断用电需求仍较低迷,但受低基数等因素影响,预计拉低2015年用电量增长的建材和黑色金属冶炼行业的用电量降幅将在2016年收窄。受经济转型驱动,信息消费、光伏扶贫、城镇化发展等因素会继续拉动第三产业和居民生活用电量保持较快增长。工商业销售电价下调以及电力用户直接交易,降低了用电企业生产成本,有助于改善企业经营,增加电力消费。部分地区推行电能替代既能促进大气污染防治和节能减排,也能促进电力消费增长。 

  综合判断,在考虑常年气温水平的情况下,预计2016年全社会用电量同比增长1%~2%。分产业看,预计第一产业用电在常温气候条件下维持2015年中低速增长水平。第二产业用电受到部分行业尤其是重化工业产能过剩、国家加大节能减排力度、推动传统产业技术升级等综合因素的影响,预计用电量降幅将比2015年收窄。第三产业在国家转型升级、积极推进“大众创业、万众创新”、培育信息消费,以互联网、大数据等新一代信息技术为主要代表的信息化加快发展等因素带动下,用电量增速预计与2015年总体持平。城乡居民生活用电平稳增长,预计增速与2015年总体持平。 

  2016年,全国电力供应能力充足,非化石能源发电装机比重进一步提高。预计全年新增发电装机1亿千瓦左右,其中非化石能源发电装机5200万千瓦左右。年底全国发电装机达到16.1亿千瓦、同比增长6.5%左右,其中水电3.3亿千瓦、核电3450万千瓦、并网风电1.5亿千瓦、并网太阳能发电5700万千瓦左右,非化石能源发电装机比重提高到36%左右。 

  2016年,全国电力供应能力总体富余、部分地区过剩。其中,东北和西北区域电力供应能力过剩较多,华北区域电力供需总体平衡,部分省份富裕,华中、华东和南方区域电力供需总体宽松,多个省份富余。按照全社会用电量增速1%~2%的中值测算,预计全年发电设备利用小时3700小时左右,其中火电设备利用小时4000小时左右。 

  事实上,我国部分地区电力面临供过于求的局面,如何合理规划好各种发电能源,以更清洁、高效的方式满足安全供应,是需要深入研究的问题。但是,我国电力市场不健全,市场在资源配置中没有发挥决定性作用。微观经济学原理说明,当不能通过市场配置资源,必将造成没必要的损失。自由市场形成价格的好处是,供需在“看不见的手”指引下趋向均衡,既无过剩也没有短缺,使包括消费者剩余和生产者剩余在内的总剩余最大化和效率最优化。 

E 建议 

  加快转变电力发展方式 

  首先,严格控制电源新开工规模,合理压缩投产规模,优化增量结构,促进电力行业科学发展。一是严格控制电源新开工规模,合理压缩投产规模。相关政府部门既要严格控制煤电开工规模,也要适当控制具有明显随机性、间歇性、波动性特征的风电和光伏发电的开发节奏,以避免过快发展造成发电能力过剩加剧、行业资产利用效率下降和可再生能源电价附加上调压力加剧;要坚持地区环保约束、大范围资源优化配置以及市场公开竞价相结合的原则,取消一批不具备核准条件的煤电项目,暂缓一批已核准项目开工,避免进一步加剧发电市场过剩。二是提高调峰电源比重。在严格控制电源开工规模情况下,加快抽水蓄能等调峰电源建设,建议将部分有条件的煤电机组改造为调峰机组,提升电力系统综合调峰能力,既能提高可再生能源发电消纳能力,也能提升高参数大容量煤电机组运行效率,从而提高全行业乃至全社会资产利用效率和效益。三是优先开工水电和核电项目。相比风电和太阳能风电,水电和核电不仅同样具有良好绿色低碳性能,还有发电成本相对较低和发电容量效用高的比较优势,在严格控制电源总开工规模情况下,可有序开工这两类项目,为拉动和稳定经济增长、促进电力结构绿色转型和低碳发展、保障电力中长期安全经济供应发挥作用。四是加快清洁能源基地外送电通道建设以及城乡配电网建设改造。经济低谷时期电力投资是拉动社会经济增长的重要动力,同时超前储备了经济发展所需的电力保障基础条件。清洁能源基地外送电通道以及城乡配电网建设改造,一方面是扩大西部清洁能源在东中部的消纳市场,另一方面配电网升级建设改造,可以满足人民生活的电能替代需求,兼顾电动汽车、充电桩以及分布式能源快速发展的接入要求。 

  其次,远近结合,多措并举,加快解决“弃水”、“弃风”、“弃光”问题。电力建设发展具有较长的周期性和路径依赖,要加快解决电力系统运行中存在的突出问题,从行业全局来统筹协调已建发电设施的合理运行问题。从长远看,一方面要强化电力统一规划,真正做到各类电源之间、电源电网之间相协调,区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹,健全国家规划刚性实施机制;另一方面要调整新能源发电发展思路,风电和光伏发电发展应坚持集中与分散相结合原则,鼓励中东部地区分散、分布式开发。更重要的是要在电力系统运行中采取综合性解决措施:一是建设跨区跨省通道,扩大可再生能源发电消纳市场。要结合规划尽快提出云南、四川和“三北”地区等可再生能源基地的跨省区消纳输电通道。二是优化系统调度运行,提高跨省区输电通道利用效率,在更大范围内解决弃水弃风弃光问题。三是建立系统调峰调频等辅助服务补偿机制或辅助服务市场,调动各类机组参与辅助服务市场的积极性,提高系统对非化石能源发电消纳能力。 

  再次,坚持开放发展,推动与周边国家的电网互联互通。一是统筹利用国内国际两种资源、两个市场,加强与“一带一路”周边和沿线国家及地区的电力合作,促进特高压输电以及核电、火电、水电“走出去”,带动相关装备、技术、标准和管理“走出去”。二是在加快建设中国能源互联网的同时,积极推动我国新增装机创新高  我国电力行业竞争加剧与周边国家的电网互联互通。三是积极参与全球能源电力治理,主动参与相关国际标准制定,加强能源电力信息统计能力建设和电力信息交流。同时,科学推进电力行业节能减排工作。一是统筹规划减碳、节能、节水、污染物控制目标和措施,注重整体效益的提高。二是加快建立电力排污许可管理制度,进一步规范煤电污染物管控方式。三是持续提高煤炭转换为电力的比重,加快以电代煤、以电代油步伐,进一步降低散烧煤炭对环境的影响。四是在推进煤电超低排放改造专项行动中,要加快完善超低排放监测、监管、技术标准体系,企业要高度重视超低排放改造的可靠性、稳定性和经济性,因地、因厂、因煤制宜选择环保设施改造技术路线,科学合理安排改造周期,保障环保设施改造质量。

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