遵循市场规律 实现电力供需再平衡


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中国煤炭资源丰富,2018年煤炭产量达36.8亿吨,居世界第一。煤炭进口量达2.8亿吨,位居世界第一。 2018年煤炭消费量为39.3亿吨,占一次能源消费量的59%。尽管我们仍然是世界上最大的煤炭消费国,但这一比例首次降至60%以下。到2020年,国家能源发展计划要求这一比例降至58%。 2018年,电煤转化率达到52.9%,而电煤的平均转化率分别达到78%,美国为80%,欧洲为90%。

中国燃煤电力总装机容量约10亿千瓦,居世界第一,约占电力总装机容量的53%。燃料成本约占发电成本的60%。由于近两年煤炭价格居高不下,燃料成本占总成本的比例已上升至约70%。煤炭和电力行业高度相关。火电企业的生存主要取决于煤炭价格。而发电行业的整体运作主要取决于煤电的情况。煤电行业要相互依存,协调发展,互利共赢,但实际情况并非如此,煤电“头牛”和煤电矛盾周期性出现。

分析五大发电集团的经营业绩,于2015年达到顶峰,于2016年减产并于2017年触底,并于2018年有所改善,但仍未走出困境。经过2008年至2011年的第一个困难时期,煤炭和电力行业正处于2016年至今的第二个困难时期。目前,燃煤电力企业处于两难境地,这是多种综合因素的结果。

主要因素是清洁能源转型和“脱煤”浪潮。第二个因素是气候变化和环境“风暴”。第三是煤炭行业的市场化,反映了供需关系,价格波动,导致煤电冲突不断爆发。第四是供给方面的结构改革,从2015年的煤炭和钢铁开始,后来扩展到煤电,农业等。现在看来,煤炭生产能力挽救了煤炭工业,并对火电行业产生了重大影响。第五是降低能源成本。自2015年以来,政府和市场采取双管齐下的方式,电价已进入持续下滑的渠道。第六个是2002年和2005年的两次电力系统革命,导致煤电的大规模扩张和市场交易能力的大幅增加。

第19届全国代表大会的报告提出“建立一个清洁,低碳,安全,高效的能源体系”。总能耗为“上限”,不超过50亿吨标准煤。到2020年煤炭比例将降至58%以下。到2020年,煤电装机容量将严格控制在11亿千瓦,比例将降至55%。到“十二五”末,中国的燃煤发电装置在2015年达到9亿千瓦。如果不加以控制,到“十三五”末,即通过到2020年,它们将达到12.5亿千瓦。事实上,从2015年的1.9亿到2020年的11亿,由于燃煤电力正在滚动并正在建设中,在“十二五”规划期间得到批准和整合,因此在五年内仍难以控制仅2亿千瓦期。计划的煤电规模超过3.5亿千瓦。当时,燃煤电力效率良好,部分企业仍有投资冲动。与此同时,煤电发展的政策环境正在收紧。 2015年,公司开始实施燃煤发电警告,严禁加入新的燃煤发电;它已经要求对已经完成的燃煤电力需求进行超低排放,节能和灵活变革,明确煤炭消耗和碳排放强度,并开始碳排放交易。进行严格的环境监督。

两次电力改革对燃煤发电的影响不容忽视。 2002年,开展了“从网络中分离工厂,互联网上网”的改革。由于新投资者的培育,“芜湖峡山”等五大发电集团抢占市场,建成了大量新型燃煤机。到2018年,燃煤发电量平均占85.34%。从2003年到2008年,燃煤电力规模扩张明显,基本解决了我国电力短缺问题,但也带来了燃煤电力矛盾,燃煤电力扩张,巨额亏损等问题。燃煤电力,高资产负债率等。从2009年开始,它必须走上转型与发展的道路。如果上一轮电力体制改革带来了煤电大发展,这轮改革的核心是市场化交易。从2017年开发利用计划到2018年四大产业的有序发布,再到2019年业务用户发电计划的全面自由化,意味着发电行业的综合招标时代是接近。 2016年,全市仅有19%的市场化电力交易,2017年为26%,2018年为30.2%,2019年可能超过40%,到2020年估计为60%至80%。煤电承担在市场化交易中首当其冲,交易价格急剧下降,区域不同。青海,云南,广东等地的基准电价明显降低,前者达到每千瓦时0.1元。到2018年,降价趋于合理。

供给侧结构改革,严格控制燃煤发电能力有利于燃煤电厂的长远发展,而淘汰过剩的煤炭产能对燃煤电力产业有很大的负面影响。根据2018年煤炭行业报告,煤炭减产任务已基本完成,导致煤炭价格大幅反弹和“工厂”波动。 2016年全国煤炭产量为33.6亿吨,同比下降9.4%,但煤炭需求同比增长0.5%。 2017年,煤炭行业的利润增长了近300%,而煤电的损失却很大。到2019年,供需形势略微转向均衡,价格下跌。煤炭市场维持在585元/吨左右。

近年来,降低能源成本已成为中央经济工作会议,中央政治局会议,国务院常务会议和两会的重要议题之一。为了支持实体经济的发展,不仅要通过基于价格的交易,还要降低基准价格。自2013年以来,该国已经调整了五次燃煤基准上网电价,其中四项被降级,只有一项被提高。发电行业为提高工商企业的竞争力做出了一定的贡献。

面对燃煤电力行业的系统性风险,笔者认为只有综合政策才能在生存中发展。

首先,认识到这种情况并找到正确的位置。煤电不再像过去那样“一步一步”,而是逐步从“主电源,基本状态,支撑作用”转变为“基本负荷供电调节电源,支付同等重量”,全面规范清洁能源峰值并确保电力底部安全供应。这并不意味着101.1亿千瓦的煤电将用于调峰,有些将继续成为发电的主要力量,有些将用于调峰。根据国家计划,2030年清洁能源供应将占到50%以上。分布式能源和多能源互补也成为重要的新能源供应方式。清洁能源转型是一种国际趋势。即使在美国,即使仍有相关政策关注煤炭的开发和利用,2019年3月,美国宣布美国已进入“能源新时代”,强调创新和使用化石能源,重点是石油和天然气,以及煤炭“,大力发展可再生能源。据有关统计,美国煤炭消费比例从2000年的24.6%下降到2017年的14.3%。随着进一步增加清洁能源的比例,下一步是通过灵活的转型和辅助服务来提高电网的调节能力。

第二,采取退步为主动,积极减少金额。自2007年以来,燃煤发电一直在积极“上下”,耗资1亿千瓦。 “十三五”规划淘汰落后产能2亿千瓦,停产1.5亿千瓦,累计2.7亿千瓦。然而,燃煤发电仍然存在库存量大,比例高,设备闲置,运行困难等问题。为此,应采取以下措施:

深化供给侧改革,积极减少“供给不足”。一方面,要继续实施“十三五”国家和地方政府解决燃煤发电过剩能力,淘汰落后产能,实施“强制停产”的政策。不需要的电力单位少于300,000千瓦;行业必须抓住机遇,采用停工补偿政策,适应一些老龄化老龄化单位,没有转亏为盈,节能环保安全,无力投资转型,或未经批准或许可证不足的非法燃煤机组。实施“主动关机”,提高设备利用率。

件,不同的发展阶段和不同的体制机制。美国是一个依赖石油和天然气,市场机制和电价的发达国家。通过推动供给侧改革,中国努力恢复到4800-5500小时,符合国情,符合历史,符合实际。有利于减少设备闲置和投资浪费,有利于燃煤电力企业降低能耗,扭亏为盈。可持续发展有利于确保燃煤发电的经济性,以支持中国较低的电价水平。

第三,升级并激活库存。面对遍布全国的10亿千瓦燃煤发电机组,我该怎么办?根据不同的商业环境,在淘汰和停产的基础上进行差异化,通过不同的升级(超低排放转化,节能改造,灵活转型等),优化技术经济指标,实现“两低一”高“(低排放,低能耗,高效率)能源供应水平,增强”冷热水“多能源供应的综合能源服务能力,增强调频,调峰和电压等辅助服务能力规范,增强电力市场的竞争力。

事实上,2017年7月,16个部委《关于推进供给侧结构性改革,防范化解煤电产能过剩风险的意见》(第1404号)系统地部署了燃煤机的升级,在“十三五”期间要求实现以下目标:超低排放转换能源4.2亿千瓦 - 翻新3.4亿千瓦;灵活改造2.2亿千瓦。目前,取得了显着成果。到2018年底,超低排放改造已完成8.1亿千瓦,占全国煤机的80%。 “三北”地区已完成4000多万千瓦的煤电灵活性改造,其中2380万(约60%)位于东北地区。东北有偿峰值辅助服务费用为27.8亿元,均价为0.525元,高于当地燃煤基准电价。实践证明,灵活变换技术成熟,每千瓦成本为120-400元。参与峰值服务优于储能,燃气和电力,泵送和储存。它是燃煤发电的实用选择之一,也有利于消除新能源。娜。

当然,目前的煤电灵活性转型和参与深峰调峰也给发电设备带来了巨大的损失。一些发电厂濒临亏损,转型成本难以投资。即使没有任何技术改造,也不是长期的。路。因此,燃煤电力企业必须突破单一发电业务的制约因素和风险,进入热电联产,配电,储能,调频,调峰,战略高度的冷热电供水等领域。实现热源网络的整合。一个多能源和辅助服务的分配将结合起来,以促进新的增长点。

四是高峰管理,严格控制增量。制定电力规划和未来发展规划,必须与时俱进,改变过去电力短缺时期惯性思维和共同问题的发展,按照新的正常经济特点和变化实现变革和创新。在电力供需方面。

引入峰值管理以防止大型计划。回顾“十三五”电力计划,最大的亮点之一是到2020年控制燃煤电力控制在17亿千瓦以内,并实施一系列保障措施。如果没有这个“天花板”,盲目发展,到2020年,煤电不是11亿千瓦,而是12.5亿千瓦,甚至更多,煤电的日子将更加“尴尬”。据预测,2030年能源需求将主要依赖于清洁能源,煤电将达到13亿千瓦的峰值;到2050年,煤电装机容量将降至6亿千瓦,并将建成现代能源系统。因此,当国家制定未来的中长期电力计划时,有必要加强对燃煤电力的高峰管理,不仅要确保供应,还要应对产能过剩,并考虑到电力市场。

放弃规模扩张,发展必须有新的概念。未来,发电企业将面临市场竞争和优胜劣汰。首先,他们必须改变过去“规模思维”和“投资饥饿”的方式。相反,他们应该依靠规划,以市场为导向,并运用价值思维来实现高质量的发展。其次,要关注主要电力产业,巩固煤电一体化,热电联产,工业与金融一体化,道路与港口支持等传统优势。第三,要抓住电力市场化改革,能源生态重塑,产业跨国整合的机遇。推进战略转型,结构调整,优化布局,注重“绿色”发展,“向下”延伸,“外向”扩张,“新”形式,优化发展模式,实现纵向“源网络收费” - 存储 - 使用“,横向多能量互补,工业协同,区域平衡。

五是市场竞争和政策支持。国家必须鼓励燃煤电力在市场上竞争,必须及时调整配套政策,以实现优胜劣汰。为促进燃煤电力的健康发展,燃煤电力应参与市场竞争,形成长期的市场定价机制。但是,在当前市场化改革的过渡时期,有必要保留,调整和优化旧政策,引入新的扶持政策。近年来,煤电联动政策已被搁置。东北,西南,西北等地的一些燃煤电厂遭受了更大的损失。多年来,债务比率已超过100%。个别发电厂的负债率为200%,他们依靠委托贷款来生存。即使全国范围内没有重新启动煤电联动,当地的硬地也应该重新启动。在目前以市场为导向的交易中,交易价格受到当地政府价格限制控制和目标交易的影响,而一些环保电厂则无法获得超低排放价格的补偿。我希望下一步可以改进。在市场交易中,应鼓励发电公司和煤炭企业签订“基价+浮动价格”的中长期合同。根据目前的实施效果,基价较高,电价基本上不能反映煤价的变化。同时,国家应鼓励煤电合资,企业改制,建设燃煤电力产业链和供应链。此外,有可能探索建立两部分电价,发电交易,建设容量市场,以确保系统备用资源和煤电的可持续发展。 (陈宗发的作者是中国能源研究会理事,中国华电集团股份有限公司副总法律顾问。本文由江力在举行的eo圆桌讨论会上组织。)

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中国是一个煤炭资源丰富的国家。 2018年,煤炭产量达到36.8亿吨,位居世界第一。煤炭进口量达到2.8亿吨,也是世界第一。 2008年煤炭消费量为39.3亿吨,占一次能源消费量的59%。虽然我们仍然是世界上最大的煤炭消费国,但这一比例首次降至60%以下。到2020年,国家能源发展计划要求这一比例降至58%。 2018年,电煤转化率达到52.9%,而世界煤炭转化率平均为78%,美国和欧洲分别达到80%和90%。

中国燃煤电力总装机容量约10亿千瓦,居世界第一,约占电力总装机容量的53%。燃料成本约占发电成本的60%。由于过去两年的煤炭价格较高,燃料成本占总成本的比例已增加至约70%。煤电两大产业高度相关。火电公司的生存状况主要取决于煤炭价格。发电行业的整体运营状况主要取决于煤电的情况。煤电两大产业要相互依存,协调发展,互利共赢,但实际情况并非如此。燃煤发电与燃煤发电之间的矛盾是定期发生的。

分析了2015年达到顶峰的五大发电集团的经营业绩,2016年“腰围”,2017年“触底反弹”,并于2018年有所改善,但仍未摆脱困境。经过2008 - 2011年的第一个困难时期,燃煤电力行业已经处于2016年至今的第二个困难时期。目前的燃煤电力企业陷入困境,是多种因素综合作用的结果。

主要因素是清洁能源转型和“脱煤”浪潮。第二个因素是气候变化和环境“风暴”。第三是煤炭行业的市场化,反映了供需关系,价格波动,导致煤电冲突不断爆发。第四是供给方面的结构改革,从2015年的煤炭和钢铁开始,后来扩展到煤电,农业等。现在看来,煤炭生产能力挽救了煤炭工业,并对火电行业产生了重大影响。第五是降低能源成本。自2015年以来,政府和市场采取双管齐下的方式,电价已进入持续下滑的渠道。第六个是2002年和2005年的两次电力系统革命,导致煤电的大规模扩张和市场交易能力的大幅增加。

第19届全国代表大会的报告提出“建立一个清洁,低碳,安全,高效的能源体系”。总能耗为“上限”,不超过50亿吨标准煤。到2020年煤炭比例将降至58%以下。到2020年,煤电装机容量将严格控制在11亿千瓦,比例将降至55%。到“十二五”末,中国的燃煤发电装置在2015年达到9亿千瓦。如果不加以控制,到“十三五”末,即通过到2020年,它们将达到12.5亿千瓦。事实上,从2015年的1.9亿到2020年的11亿,由于燃煤电力正在滚动并正在建设中,在“十二五”规划期间得到批准和整合,因此在五年内仍难以控制仅2亿千瓦期。计划的煤电规模超过3.5亿千瓦。当时,燃煤电力效率良好,部分企业仍有投资冲动。与此同时,煤电发展的政策环境正在收紧。 2015年,公司开始实施燃煤发电警告,严禁加入新的燃煤发电;它已经要求对已经完成的燃煤电力需求进行超低排放,节能和灵活变革,明确煤炭消耗和碳排放强度,并开始碳排放交易。进行严格的环境监督。

两次电力改革对煤电的影响不容忽视。 2002年,开展了“工厂网络分离,网上招标”改革。由于新投资主体的培育,“五虎下山”等五大发电集团抢占市场,新增煤机。到2018年,煤电比例平均达到85.34%。从2003年到2008年,过去六年燃煤电力规模扩张明显,基本解决了我国电力短缺问题,但也带来了煤电矛盾,燃煤电力扩张,巨大的煤电和电力损失,以及高资产负债率。而其他问题,从2009年起就必须走上转型与发展的道路。如果上一轮电力体制改革带来了煤电的大发展,这轮改革的核心就是市场化交易。从2017年开始,电力消费计划的制定将有序开展。 2018年,四大行业用户将被释放,到2019年,电力用户的全面运营将被释放,这意味着发电行业的综合招标时代即将来临。 2016年,全国市场化用电量仅占19%,2017年为26%,2018年为30.2%,2019年可能超过40%,到2020年估计为60%至80%。燃煤电力是第一个首当其冲的是以市场为基础的交易,交易价格大幅下跌,与不同地区有关。青海,云南,广东等地的基准电价有明显下降,前两者达到0.1元的电力。到2018年,降价变得更加理性。

供给侧结构改革,严格控制燃煤发电能力有利于燃煤电厂的长远发展,而淘汰过剩的煤炭产能对燃煤电力产业有很大的负面影响。根据2018年煤炭行业报告,煤炭减产任务已基本完成,导致煤炭价格大幅反弹和“工厂”波动。 2016年全国煤炭产量为33.6亿吨,同比下降9.4%,但煤炭需求同比增长0.5%。 2017年,煤炭行业的利润增长了近300%,而煤电的损失却很大。到2019年,供需形势略微转向均衡,价格下跌。煤炭市场维持在585元/吨左右。

近年来,降低能源成本已成为中央经济工作会议,中央政治局会议,国务院常务会议和两会的重要议题之一。为了支持实体经济的发展,不仅要通过基于价格的交易,还要降低基准价格。自2013年以来,该国已经调整了五次燃煤基准上网电价,其中四项被降级,只有一项被提高。发电行业为提高工商企业的竞争力做出了一定的贡献。

面对燃煤电力行业的系统性风险,笔者认为只有综合政策才能在生存中发展。

首先,认识到这种情况并找到正确的位置。煤电不再像过去那样“一步一步”,而是逐步从“主电源,基本状态,支撑作用”转变为“基本负荷供电调节电源,支付同等重量”,全面规范清洁能源峰值并确保电力底部安全供应。这并不意味着101.1亿千瓦的煤电将用于调峰,有些将继续成为发电的主要力量,有些将用于调峰。根据国家计划,2030年清洁能源供应将占到50%以上。分布式能源和多能源互补也成为重要的新能源供应方式。清洁能源转型是一种国际趋势。即使在美国,即使仍有相关政策关注煤炭的开发和利用,2019年3月,美国宣布美国已进入“能源新时代”,强调创新和使用化石能源,重点是石油和天然气,以及煤炭“,大力发展可再生能源。据有关统计,美国煤炭消费比例从2000年的24.6%下降到2017年的14.3%。随着进一步增加清洁能源的比例,下一步是通过灵活的转型和辅助服务来提高电网的调节能力。

第二,采取退步为主动,积极减少金额。自2007年以来,燃煤发电一直在积极“上下”,耗资1亿千瓦。 “十三五”规划淘汰落后产能2亿千瓦,停产1.5亿千瓦,累计2.7亿千瓦。然而,燃煤发电仍然存在库存量大,比例高,设备闲置,运行困难等问题。为此,应采取以下措施:

深化供给侧改革,积极减少“供给不足”。一方面,要继续实施“十三五”国家和地方政府解决燃煤发电过剩能力,淘汰落后产能,实施“强制停产”的政策。不需要的电力单位少于300,000千瓦;行业必须抓住机遇,采用停工补偿政策,适应一些老龄化老龄化单位,没有转亏为盈,节能环保安全,无力投资转型,或未经批准或许可证不足的非法燃煤机组。实施“主动关机”,提高设备利用率。

件,不同的发展阶段和不同的体制机制。美国是一个依赖石油和天然气,市场机制和电价的发达国家。通过推动供给侧改革,中国努力恢复到4800-5500小时,符合国情,符合历史,符合实际。有利于减少设备闲置和投资浪费,有利于燃煤电力企业降低能耗,扭亏为盈。可持续发展有利于确保燃煤发电的经济性,以支持中国较低的电价水平。

第三,升级并激活库存。面对遍布全国的10亿千瓦燃煤发电机组,我该怎么办?根据不同的商业环境,在淘汰和停产的基础上进行差异化,通过不同的升级(超低排放转化,节能改造,灵活转型等),优化技术经济指标,实现“两低一”高“(低排放,低能耗,高效率)能源供应水平,增强”冷热水“多能源供应的综合能源服务能力,增强调频,调峰和电压等辅助服务能力规范,增强电力市场的竞争力。

事实上,2017年7月,16个部委《关于推进供给侧结构性改革,防范化解煤电产能过剩风险的意见》(第1404号)系统地部署了燃煤机的升级,在“十三五”期间要求实现以下目标:超低排放转换能源4.2亿千瓦 - 翻新3.4亿千瓦;灵活改造2.2亿千瓦。目前,取得了显着成果。到2018年底,超低排放改造已完成8.1亿千瓦,占全国煤机的80%。 “三北”地区已完成4000多万千瓦的煤电灵活性改造,其中2380万(约60%)位于东北地区。东北有偿峰值辅助服务费用为27.8亿元,均价为0.525元,高于当地燃煤基准电价。实践证明,灵活变换技术成熟,每千瓦成本为120-400元。参与峰值服务优于储能,燃气和电力,泵送和储存。它是燃煤发电的实用选择之一,也有利于消除新能源。娜。

当然,目前的煤电灵活性转型和参与深峰调峰也给发电设备带来了巨大的损失。一些发电厂濒临亏损,转型成本难以投资。即使没有任何技术改造,也不是长期的。路。因此,燃煤电力企业必须突破单一发电业务的制约因素和风险,进入热电联产,配电,储能,调频,调峰,战略高度的冷热电供水等领域。实现热源网络的整合。一个多能源和辅助服务的分配将结合起来,以促进新的增长点。

四是高峰管理,严格控制增量。制定电力规划和未来发展规划,必须与时俱进,改变过去电力短缺时期惯性思维和共同问题的发展,按照新的正常经济特点和变化实现变革和创新。在电力供需方面。

引入峰值管理以防止大型计划。回顾“十三五”电力计划,最大的亮点之一是到2020年控制燃煤电力控制在17亿千瓦以内,并实施一系列保障措施。如果没有这个“天花板”,盲目发展,到2020年,煤电不是11亿千瓦,而是12.5亿千瓦,甚至更多,煤电的日子将更加“尴尬”。据预测,2030年能源需求将主要依赖于清洁能源,煤电将达到13亿千瓦的峰值;到2050年,煤电装机容量将降至6亿千瓦,并将建成现代能源系统。因此,当国家制定未来的中长期电力计划时,有必要加强对燃煤电力的高峰管理,不仅要确保供应,还要应对产能过剩,并考虑到电力市场。

放弃规模扩张,发展必须有新的概念。未来,发电企业将面临市场竞争和优胜劣汰。首先,他们必须改变过去“规模思维”和“投资饥饿”的方式。相反,他们应该依靠规划,以市场为导向,并运用价值思维来实现高质量的发展。其次,要关注主要电力产业,巩固煤电一体化,热电联产,工业与金融一体化,道路与港口支持等传统优势。第三,要抓住电力市场化改革,能源生态重塑,产业跨国整合的机遇。推进战略转型,结构调整,优化布局,注重“绿色”发展,“向下”延伸,“外向”扩张,“新”形式,优化发展模式,实现纵向“源网络收费” - 存储 - 使用“,横向多能量互补,工业协同,区域平衡。

五是市场竞争和政策支持。国家必须鼓励燃煤电力在市场上竞争,必须及时调整配套政策,以实现优胜劣汰。为促进燃煤电力的健康发展,燃煤电力应参与市场竞争,形成长期的市场定价机制。但是,在当前市场化改革的过渡时期,有必要保留,调整和优化旧政策,引入新的扶持政策。近年来,煤电联动政策已被搁置。东北,西南,西北等地的一些燃煤电厂遭受了更大的损失。多年来,债务比率已超过100%。个别发电厂的负债率为200%,他们依靠委托贷款来生存。即使全国范围内没有重新启动煤电联动,当地的硬地也应该重新启动。在目前以市场为导向的交易中,交易价格受到当地政府价格限制控制和目标交易的影响,而一些环保电厂则无法获得超低排放价格的补偿。我希望下一步可以改进。在市场交易中,应鼓励发电公司和煤炭企业签订“基价+浮动价格”的中长期合同。根据目前的实施效果,基价较高,电价基本上不能反映煤价的变化。同时,国家应鼓励煤电合资,企业改制,建设燃煤电力产业链和供应链。此外,有可能探索建立两部分电价,发电交易,建设容量市场,以确保系统备用资源和煤电的可持续发展。 (陈宗发的作者是中国能源研究会理事,中国华电集团股份有限公司副总法律顾问。本文由江力在举行的eo圆桌讨论会上组织。)