欢迎来到中国产业信息网设为首页|加入收藏|网站地图|繁体|产业网微薄

中国产业信息网行业频道

产业网 > 行业频道 > 能源电力 > 水利电力 > 正文

2019年中国电力对电源结构发展趋势:清洁能源、综合能源及增量配电网改革[图]

2019年10月16日 13:13:24字号:T|T

    一、清洁能源

    电力发展十三五规划要求煤电装机控制在11亿千瓦内,气电、风电等清洁能源具备较大。发展空间。电力发展十三五规划要求:按照非化石能源消费比重达到15%的要求,到2020年,非化石能源发电装机达到7.7亿千瓦左右,比2015年增加2.5亿千瓦左右,占比约39%,提高4个百分点,发电量占比提高到31%;气电装机增加5000万千瓦,达到1.1亿千瓦以上,占比超过5%;煤电装机力争控制在11亿千瓦以内,占比降至约55%。截止2018年,全国发电装机容量达19亿千瓦。2018年中煤电突破10亿千瓦大关,为10.1亿千瓦,占总装机容量的比重为53.0%,比上年降低2.2个百分点。2018年非化石能源费电装机容量为7.7亿千瓦,占总装机容量的40.8%。

电力发展十三五规划对电源结构的规划

类别
指标
2015年
2020年
年均增速
电力结构
非化石能源消费比重
12%
15%
3%
非化石能源发电装机比重
35%
39%
4%
常规水电(亿千瓦)
2.97
3.4
2.8%
抽蓄装机(万千瓦)
2303
4000
11.7%
核电(亿千瓦)
0.27
0.58
16.5%
风电(亿千瓦)
1.31
2.1
9.9%
太阳能发电(亿千瓦)
0.42
1.1
21.2%
化石能源发电装机比重
65%
61%
-4%
煤电装机比重
59%
55%
-4%
煤电(亿千瓦)
9
<11
4.1%
气电(亿千瓦)
0.66
1.1
10.8%
节能减排
新建煤电机组平均供电煤耗(克标煤/千瓦时)
-
300
-
现役煤电机组平均供电煤耗(克标煤/千瓦时)
318
<310
-8
民生保障
线路损失率
<6.64
<6.5
-
充电设施建设
满足500万辆电动车充电
-
电能替代用电量(亿千瓦时)
-
4500
-

数据来源:公开资料整理

    风电、光伏、生物质发电需要可再生能源基金补贴,而公司燃机装机占78%,燃机清洁能源不需要基金补贴。目前我国风力发电、太阳能发电、生物质发电企业的上网电价包括两部分,即脱硫燃煤机组标杆上网电价和可再生能源电价补贴。发电项目实现并网发电后,脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分,由电网公司直接支付,可以实现及时结算。但是可再生能源电价补贴部分则需要上报国家财政部,由国家财政部根据国家能源局发布的补贴企业目录,从可再生能源基金中拨付。近年来,国内可再生能源发电项目发展迅速,因所有可再生能源的补贴都来自可再生能源基金,而基金来源则是工商业用户支付的每度电里包含的可再生能源附加费。鉴于可再生能源电价补贴以国家信用为基础,该项收入无法收回的风险极低。但目前新投产的新能源发电项目从投产至进入补贴企业名录间隔时间较长,从而导致国家财政部发放可再生能源电价补贴时间有所滞后。

    2019年起,国内天然气供需逐步向宽松移动。1)工业经济增速放缓,煤改气接近尾声,天然气需求增速下降:2016~2018年,天然气表观消费量同比增速分别为12.5%、14.7%、18.3%。2019年前7个月,天然气表观消费量同比增长10.9%,有所下降。增速下降一方面是因为2019年中国经济增速放缓。另一方面,北方地区煤改气从2017年启动,维持三年,目前煤改气红利接近尾声。2017年5月,财政部、住房城乡建设部、环境保护部和国家能源局发布通知,决定开展中央财政支持北方地区冬季清洁取暖试点工作。试点示范期为三年,中央财政奖补资金标准根据城市规模分档确定,直辖市每年安排10亿元,省会城市每年安排7亿元,地级城市每年安排5亿元。2)天然气开采加速,国内供应量增速较快:2016~2018年,国内天然气产量同比增速分别为2.2%、8.5%、7.5%。2019年前7个月,天然气表观消费量同比增长9.7%,保持较快增长。这主要是由于国内天然气开采加速。页岩气、煤层气等非常规天然气开采业保持较快增长。

2014-2019.7中国天然气产量和消费量增速趋势

数据来源:公开资料整理

    中国年天然气对外依存度较高,今年LNG进口单价出现下降态势。2019年7月,中国天然气对外依存度为42.5%。2019年前7个月,液化天然气LNG、管道天然气PNG的进口量分别为3318、2156万吨。2019年7月,LNG、PNG的进口单价分别为434.90、361.46美元/吨,同比增长-11.9%、19.6%。

2014-2019.7中国天然气对外依存度

数据来源:公开资料整理

2014-2019.7中国天然气进口价格趋势

数据来源:公开资料整理

    国际天然气价格持续走低,有望带动国内用气成本下降。2019年1至8月,NYMEX天然气均价为2.57美元/百万英热单位,较去年同期下降9.7%;IPE英国天然气均价为37.40便士/色姆,较去年同期下降37.4%。今年国际天然气价格的主要由于海外天然气开采量的上升和用气需求的下降。

2015.2-2019.8国际天然气价格

数据来源:公开资料整理

    二、综合能源

    综合能源服务将以国家售电改革、增量配电网改革为核心,以开展售电、配电业务为主要业务形态,建立储能、能效管理平台(需求侧管理)等多维竞争力。协鑫智慧能源将重点发展江苏省、广东省等经济发达地区,为广大中小型工商业用户开展综合能源服务。

    全面放开经营性电力用户发用电计划,售电市场还将保持快速增长2019年6月,发改委发布全面放开经营性电力用户发用电计划的通知,售电市场还将保持快速增长。

    经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开。1)经营性电力用户:定义:除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所必需的厂用电和线损之外,其他电力用户均属于经营性电力用户。2)燃煤自备电厂自发自用以外电量参与交易。

    拥有燃煤自备电厂的企业按照国家有关规定承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴、普遍服务和社会责任,按约定向电网企业支付系统备用费,取得电力业务许可证,达到能效、环保要求,成为合格市场主体后,有序推进其自发自用以外电量按交易规则参与交易。3)中小用户可由售电公司代理参加市场化交易。经营性电力用户全面放开参与市场化交易主要形式可以包括直接参与、由售电公司代理参与、其他各地根据实际情况研究明确的市场化方式等,各地要抓紧研究并合理制定中小用户参与市场化交易的方式,中小用户可根据自身实际自主选择,也可以放弃选择权,保持现有的购电方式。各地可结合本地区电力供需形势,针对全面放开经营性电力用户发用电计划设定一段时间的过渡期。积极支持中小用户由售电公司代理参加市场化交易,中小用户需与售电公司签订代理购电合同,与电网企业签订供用电合同,明确有关权责义务。4)优先购电首先由优先发电电量予以保障。各地要进一步落实规范优先发电、优先购电管理有关要求,对农业、居民生活及党政机关、学校、医院、公共交通、金融、通信、邮政、供水、供气等重要公用事业、公益性服务等用户安排优先购电。结合本地实际,加强分类施策,抓紧研究保障优先发电、优先购电执行的措施,统筹做好优先发电优先购电计划规范管理工作。电网企业要按照规定承担相关责任,按照政府定价保障优先购电用户用电。优先购电首先由优先发电电量予以保障。5)平价、低价新能源项目优先上网。积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网工作,对平价上网项目和低价上网项目,要将全部电量纳入优先发电计划予以保障,在同等条件下优先上网。平价上网项目和低价上网项目如存在弃风、弃光情况,由省级政府主管部门会同电网企业将弃风、弃光电量全额核定为可转让的优先发电计划,可在全国范围内通过发电权交易转让给其他发电企业并获取收益。清洁能源消纳受限地区要加快落实将优先发电计划分为“保量保价”和“保量竞价”两部分,其中“保量竞价”部分通过市场化方式形成价格,市场化交易未成交部分可执行本地区同类型机组市场化形成的平均购电价格。

    继去年放开煤炭、钢铁、有色、建材用电计划,此次文件是发用电计划全面放开的里程碑,政策思路一脉相承。2015年11月,《电力体制改革配套文件之四:关于有序放开发用电计划》的实施意见提出推进发用电计划改革,有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。2017年3月,《关于有序放开发用电计划的通知》,要求:加快组织发电企业与购电主体签订发购电协议(合同);逐年减少既有燃煤发电企业计划电量;新核准发电机组积极参与市场交易。2018年7月,《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》要求:提高市场化交易电量规模;2018年放开煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业电力用户发用电计划,全电量参与交易,并承担清洁能源配额。

放开发用电计划政策

时间
政策
主要内容
2015/3
关于进一步深化电力
体制改革的若干意见
新一轮电力体制改革正式拉开帷幕。本次电力体制改革按照“管住中间、放开两头”的思
路,通过有序缩减发用电计划,在发电侧和用电侧引入市场竞争机制,将彻底改变我国供
用电模式。
2015/11
电力体制改革配套文
件之四:关于有序放开
发用电计划的实施意
推进发用电计划改革,有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。通过建立优先购电制
度保障无议价能力的用户用电。通过建立优先发电制度保障清洁能源发电、调节性电源发
电优先上网。通过直接交易、电力市场等市场化交易方式,逐步放开其他的发用电计划。
在保证电力供需平衡、保障社会秩序的前提下,实现电力电量平衡从以计划手段为主平稳
过渡到以市场手段为主,并促进节能减排。
2017/3
关于有序放开发用电
计划的通知
加快组织发电企业与购电主体签订发购电协议(合同)。逐年减少既有燃煤发电企业计划
电量。新核准发电机组积极参与市场交易。规范和完善市场化交易电量价格调整机制。有
序放开跨省跨区送受电计划。允许优先发电计划指标有条件市场化转让。在保障无议价能
力用户正常用电基础上引导其他购电主体参与市场交易。
2018/7
关于积极推进电力市
场化交易进一步完善
交易机制的通知
提高市场化交易电量规模。推进各类发电企业进入市场。2018年放开煤炭、钢铁、有色、
建材等4个行业电力用户发用电计划,全电量参与交易,并承担清洁能源配额。

数据来源:公开资料整理

    发用电计划全面放开后,市场电占全社会用电量比重将从2018年的30.2%上升到54%。2018年,全国电力市场交易电量(含发电权交易电量、不含抽水蓄能低谷抽水交易电量等特殊交易电量)合计为20654亿千瓦时,同比增长26.5%,市场交易电量占全社会用电量(即全社会用电量市场化率)比重为30.2%,较上年提高4.3个百分点,市场交易电量占电网企业销售电量比重为37.1%。据测算,目前用电量结构中,自备电厂用电量、居民+农业、发电企业厂用电+线损、其他公用事业、公益性服务分别占全社会用电量的13%、15%、14%、4%,经营性电力用户占54%。

2017-2018年中国市场化电量情况

数据来源:公开资料整理

2018年,经营性用户用电量占比达54%

数据来源:公开资料整理

    电力现货市场理论是现代电力市场的理论基础,电力现货市场是现代电力市场的标志,没有电力现货市场不能称之为现代电力市场,因此,要尽快开展电力现货市场建设。这是由电力本身的物理特性决定的。一方面电力需求在一天中的各个时段不断变化,一个电力市场中的最大电力负荷可能高达最小电力负荷的1.5倍,而大规模可再生能源并网又使得电力供给能力在一天中的各时段也有较大的差异。也就是说,一天内各时段电力供需状况有较大的差异,在不同时段提供的电能产品,价格应该不同。另一方面电力现货市场的需求和供给能力都是接近实际的、较刚性的。因此,电力现货交易有价格发现和资源优化配置功能;而中长期交易(远期交易)的需求和供给能力都是预计的、相对价格有弹性的,需要以现货市场价格为参考定价。所以说,没有现货电力市场,中长期电力交易的价格是扭曲的,不能反映实时电力市场的供需状况,由此形成的价格相对于审批电价哪个更好也无法判别,进而不能真正实现利用市场机制优化配置资源的目的。

    2019年8月7日,国家发改委、国家能源局发布的《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》。指出,合理设计电力现货市场建设方案,市场主体范围应涵盖各类发电企业和供电企业、售电企业、具备直接参加电力现货交易条件的电力用户等。统筹协调电力中长期交易与现货市场,对于优先发电、优先购电,根据市场建设进展纳入中长期交易。

    提出,现货市场主要开展日前、日内、实时的电能量交易,通过竞争形成分时市场出清价格,并配套开展备用、调频等辅助服务交易。试点地区可结合所选择的电力市场模式,同步或分步建立日前市场、日内市场、实时市场/实时平衡市场。统筹协调省间市场、中长期市场、电力辅助市场。1)省间省内市场:统筹协调省间交易与省(区、市)现货市场。各类跨省跨区中长期优先发电合同和中长期市场化交易合同双方,均需提前约定交易曲线作为结算依据。经过安全校核的日前跨区跨省送电曲线作为受(送)端省份电力现货市场电力的边界条件,偏差部分按照受(送)端省份现货市场规则进行结算。以国家计划为基础的跨区跨省送电计划放开前,可由受端省份电网企业或政府授权的其他企业代表与发电方、输电方协商签订三方中长期合同,约定典型送电曲线及输电容量使用条件。2)中长期交易:市场统筹协调电力中长期交易与现货市场。中长期交易可以实物合同、差价合同等一种或多种形式签订。对于优先发电、优先购电,根据市场建设进展纳入中长期交易。3)电力辅助市场:配合电力现货试点,积极推进电力辅助服务市场建设,实现调频、备用等辅助服务补偿机制市场化。有序引导用电侧参与现货市场报价。根据市场发育程度、市场主体成熟度和计量设施情况,电力现货市场中,可采用发电侧单边申报量价的方式,采用负荷预测曲线作为需求,用电侧作为市场价格接受者;具备条件地区,用电侧可报量报价或报量不报价。

    建立与现货市场衔接的用电侧电价调整机制。统筹考虑优先发电、优先购电结算情况,以及电力现货市场形成的价格信号,逐步建立完善用电侧价格调整机制。

    再次明确,要建立促进清洁能源消纳的现货交易机制,非水可再生能源相应优先发电量应覆盖保障利用小时数,各电力现货试点地区应设立明确时间表,选择清洁能源以报量报价方式,或报量不报价方式参与电力现货市场,实现清洁能源优先消纳。首批8个电力现货市场试点已全部启动模拟试运行。2017年8月,国家发改委、国家能源局选取南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃八个地区作为第一批电力现货市场试点,以加快探索建立电力现货交易机制。今年6月下旬,四川、福建、蒙西电力现货市场启动模拟试运行。

    2019年9月1日,山西成为了国网区域内,首个开展电力现货试运行、试结算的试点省份。进度上有可能超越广东,成为全国首个正式启动现货市场的省份。

    2016年2月,山西省成为国家电网覆盖范围内第一个全省域电改综合试点,同年3月份启动电力现货市场建设方案的研究工作。2017年8月,国家发展改革委将山西等8个地区作为第一批电力现货市场试点之一。2018年9月-11月,山西电力现货市场方案修改多次后建设思路基本确定,编制并完善形成“1+1+10”方案规则体系。2018年12月27日,山西成为国网区域内第一个开展电力现货市场试运行的省份。

    结算试运行结果随发电侧出力情况和用户侧需求情况日间波动较大。。从时间上来看,02:30-05:30为用电低谷时期,即用户侧统一结算电价(即发电侧节点电价加权平均值)一直维持在0.15元/千瓦时的低位;早上06:00左右,随着用电负荷上升,用户侧市场电价快速上升到0.25元/千瓦时左右;08:00左右出清价格开始回落(光伏参与市场),拉低了整体电价;12:00左右,在新能源机组和外送电等多重影响下,实时现货市场用户侧市场电价最低到达0.01元/千瓦时;14:00以后,电价快速回升稳定在0.3元/千瓦时左右。

    三、增量配电网改革

    2019年1月,发改委、能源局发布《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》,明确不建议电网企业或当地地方政府投资平台控股试点项目。1):业主要求:《通知》第一部分重点对进一步规范项目业主确定提出要求,可以概括为“两个不建议,一个可维持”。“两个不建议”即“不建议电网企业或当地地方政府投资平台控股试点项目”,为社会资本参与进一步预留空间。这也是政策层面第一次明确表达对增量配电试点项目业主构成的鲜明态度,对第二批、第三批乃至正在申报的第四批试点项目提出了明确的要求。“一个可维持”即“已确定业主的试点项目可维持项目各投资方股比不变”,这又为已确定业主项目的股权结构稳定吃了“定心丸”。2)进一步界定了增量和存量范畴:《通知》第二部分对哪些资产属于存量配电设施,哪些可纳入增量配电设施进行了明确。例如,《通知》提出,“尚未核准或备案的配电网项目属于增量配电业务范围”,这实际是在明确,电网公司内部规划的配电网项目,不属于电网公司存量资产。“已获核准或备案、但在相关文件有效期内未开工建设的配电网项目均属于增量配电业务范围”等要求,则是对电网公司建设进度的要求。长期以来,各地工业园区对电网企业的诟病主要存在与电网投资决策程序慢,建设进度无法满足园区用电需求。今后,拖延建设的配电网项目将从电网公司的手中拿出来,交给增量配电项目业主运作。《通知》中对违规建设的相关要求,则是对目前存在的电网企业在试点区域内抢建配电设施的现象的回应。2019年6月,发改委发布第四批增量配电业务改革试点名单,试点范围从地级以上城市向县域延伸。要求各地加快组织报送第四批试点项目,在目前已基本实现地级以上城市全覆盖的基础上,将试点向县域延伸。《通知》提出,增量配电业务改革试点是电改9号文件确定的3个有序放开的改革重点之一,文件明确要求鼓励社会资本投资配电业务,探索社会资本投资配电业务的有效途径,鼓励以混合所有制方式发展配电业务。据统计,增量配电业务改革自启动以来,国家发展改革委、国家能源局分三批在全国范围内批复了320个试点,基本实现地级以上城市全覆盖。

    相关报告:智研咨询发布的《2020-2026年中国电力行业市场需求潜力及战略咨询研究报告

中国产业信息网微信公众号中国产业信息网微信公众号 中国产业信息网微信服务号中国产业信息网微信服务号
版权提示:中国产业信息网倡导尊重与保护知识产权,对有明确来源的内容注明出处。如发现本站文章存在版权、稿酬或其它问题,烦请联系我们,我们将及时与您沟通处理。联系方式:gaojian@chyxx.com、010-60343812。
 

精彩图片

 

 

产业研究产业数据

 

 

 排行榜产经研究数据