神州火力发电(煤电)现况如何,腾飞前景如何,腾飞之牵制在哪里?

神州火力发电(煤电)现况如何,腾飞前景如何,腾飞之牵制在哪里?

能豆君 1小时前 166
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急踩刹车仍逆势增长,三问“十三五”煤电怎么办?

煤电,被政府部门列入过剩产能名单并引发国家领导人关注,这在以往并不多见。今年4月,国家发改委和能源局接连发布三个文件对煤电来了个“急刹车”。与此同时,煤电新增装机却出现了逆势增长。 “文件发布后,产出效果还需要一定的时间。5、6月,各省发改委没有新批准的煤电项目,这是积极的信号。短期已见效果,长期还需进一步观察。”华北电力大学经济与管理学院教授袁家海表示,“煤电调控政策应继续加码,确保2016年之后不再新审批项目,2019年之后不再新投煤电项目。”

在“去产能”成为“十三五”规划关键词的背景下,煤电的定位如何理清?以何种手段去产能?规划中应当考量哪些因素?电力市场化改革进入实操阶段时如何做好不同发电种类的平衡和有序的替代衔接?都是“去产能”需要回答的问题。

8月8日,由能源基金会与无所不能主办的“急刹车后,煤电如何去产能研讨会”在北京召开,与会专家表示:鉴于2016年上半年的煤电表现,“十三五”中国煤电去产能任务将异常艰巨。

一问:急刹车后,煤电为什么逆势增长了?

中电联最新数据显示:2016年上半年火电新增装机2711万千瓦(其中煤电2149万千瓦),同比多投367万千瓦,电源装机总量同比增长113.7%,超同期电力消费增速8.6个百分点,过剩进一步加剧。

为什么上半年有了急刹车文件后,装机规模反而逆势增长了?华北电力大学经济与管理学院袁家海教授表示,“急刹车”文件发布之后,5到6月份,新建煤电还处于扑朔迷离的状态,仍有13个项目共计1550万千瓦开工建设,“这说明文件发布之后,产出效果还需一定的时间。”

华能经济技术研究院副院长赵勇,从博弈论角度作了深入浅出的分析:“如果回顾一下近十几年来中国房地产的调控,以及每次调控政策和随后市场、行业的反应,再来看电力行业出现的这种现象,就不足为怪了。”

“每个开过车的人都知道急刹车是什么情况,肯定是往前冲,你踩的越死,冲得就越猛。试想一下,如果你是一个投资者,你正在投资建设一个火电厂,原计划2018年或者2019年投产,现在政府连续出台了这样三个限制性文件之后,你会做什么样的反应?”因此,赵勇认为:政策的出台节奏和力度把握上面还有一些值得调整或者值得优化的空间。

在中国电力企业联合会发展规划部副主任薛静看来,今年上半年装机规模较高有三点原因:

一是东部地区随着大气污染排放治理,一些工商业和居民供热燃煤锅炉被逐步淘汰,以热电联产机组替代形成新增装机;

二是我国批准建设12条“西电东送”、“北电南送”特高压线路,就需要西部配套煤电基地建设,通过与新能源发电捆绑组合来输电。这类煤电机组建设投资目的是为了全国尤其是东部地区的污染治理,也是煤电尚需要作为主力电源的地区调整结构的措施和手段之一;

三是随着电力市场化改革,投资多元化趋势越来越明显,上半年新增火电中仅新疆就新增了900多万千瓦,其中500多万千瓦是农垦地区工业发展配套的自备电厂。

“急刹车”文件之后,短期效果已经显现:2016年上半年,火电完成投资379亿元,同比下降了6.4%。但长期效果还有待观察,根据中电联前不久发布的报告,预计全年新增电力装机1.2亿千瓦,其中火电5000万千瓦。

按照华北电力大学的研究,截至2015年12月底,我国在建煤电项目1.9亿千瓦;待批或已经提交地方发改委或者环保厅等待批准的项目还有1.6亿千瓦。在这1.6亿千瓦项目中,约有1.1亿千瓦可能缓建、缓批。但有1.9亿千瓦在建项目的情况下,预计煤电将在2016、2017、2018三年中年均投产5000万千瓦。

二问:过剩的煤电该如何去产能?

煤电产能过剩已然成为共识。

在前不久举办的“2016能源绿色发展论坛”上,国家能源局规划司司长何勇健就很明确地指出,煤电行业有潜在风险。

“去年煤电的发电利用小时创了近30多年的最低水平,全国平均4300小时,很多省份煤电利用小时甚至低于3000小时,预计今年的全国平均煤电机组利用小时将低于4000小时,这是非常不合理的状态。”何永健说。

此前,中国能源研究会副理事长周大地也表示电力行业特别是燃煤和火电的盲目投入特别突出,必须坚决停建、缓建一大批煤电项目。“任何再投入都会造成新的系统经济损失,而且也不会有新的经济效益产生。”

对于如何去产能,考虑到中国在过去十多年里推行的“上大压小”政策及其实施情况,中国华电集团科研总院多相流专家谷吉林认为,应当区别看待煤电产能过剩与其它行业产能过剩。“发电厂的特点是发电不能储存,电网用户没有负荷,发电厂就不能运行,发电厂容量产能放在那儿不运行也不会有太多成本浪费。如果去产能把现有电厂拆了或者炸掉,这个应该是既没必要也没有意义。”

环境保护部环境规划院副院长、总工程师王金南在论坛上表示,煤电去产能应该考虑三种因素:一是如果市场供大于需,那就是停建或者缓建;二是考虑煤电有没有竞争力;三是应环保要求的煤电退出机制。

中电联专职副理事长王志轩对于目前国家能源管理部门出台的有关限制当前煤电产能的做法表示了认同和支持。他认为,煤电去产能要从三个方面着手:一是要加大电能替代力度,从需求端扩大电力消费市场,消化过多电力产能;二是要通过“等待”,靠时间或市场的恢复消化产能;三是采取法律的、行政的可行手段严格限制新建设燃煤机组。
中电联专职副理事长王志轩

对于实际操作,袁家海给出的建议是:淘汰3000万千瓦、封存4000万千瓦、改造4000万千瓦,同时兼顾不同地区的实际:“‘十三五’期间继续淘汰濒临退役的小火电,当然淘汰要分省区情况。如果这个省区(或临近联网省区)没有太多可再生能源增长需求,处于绝对过剩状态,该淘汰就要淘汰;如果这个省区有可再生能源灵活性的需求,即便是濒临退役的煤电也可暂时封存,今后再择机淘汰。”

对于煤电去产能,业内有过一种担心,那就是在大量可再生能源入网的情况下,煤电的去产能将影响电网调度的灵活性。 对此,袁家海的研究团队根据目前已有的需求侧响应试点,给出了2020年最大负荷为10亿千瓦,按照3%的需求响应比例,可形成至少3000万千瓦的响应能力。

薛静认为,必须认识到当前对煤电过剩的认识应该为相对过剩和结构性过剩。“对东部地区来说是结构性过剩,东部地区要通过对一定规模煤电机组进行改造来形成灵活深度可调峰的机组,并提供相应的市场机制以满足市场需要;西部地区则是所谓的相对过剩,西北地区目前正处于阵痛期。”

对于实际操作,袁家海给出的建议是:淘汰3000万千瓦、封存4000万千瓦、改造4000万千瓦,同时兼顾不同地区的实际:“‘十三五’期间继续淘汰濒临退役的小火电,当然淘汰要分省区情况。如果这个省区(或临近联网省区)没有太多可再生能源增长需求,处于绝对过剩状态,该淘汰就要淘汰;如果这个省区有可再生能源灵活性的需求,即便是濒临退役的煤电也可暂时封存,今后再择机淘汰。”

对于煤电去产能,业内有过一种担心,那就是在大量可再生能源入网的情况下,煤电的去产能将影响电网调度的灵活性。 对此,袁家海的研究团队根据目前已有的需求侧响应试点,给出了2020年最大负荷为10亿千瓦,按照3%的需求响应比例,可形成至少3000万千瓦的响应能力。

薛静认为,必须认识到当前对煤电过剩的认识应该为相对过剩和结构性过剩。“对东部地区来说是结构性过剩,东部地区要通过对一定规模煤电机组进行改造来形成灵活深度可调峰的机组,并提供相应的市场机制以满足市场需要;西部地区则是所谓的相对过剩,西北地区目前正处于阵痛期。”

袁家海告诉记者,从目前国家出台的政策看,跨部门协同调控机制正在形成,市场化调控进度加速。7月中旬,国家发改委就《关于有序放开发用电计划工作的通知》(以下简称《通知》)公开征求意见,《通知》明确:加快缩减煤电非市场化电量,加快放开用户参与市场交易;2017年3月15日,新投运煤电不再安排发电计划。同样是在上月中旬,国家发改委、能源局发布的《可再生能源调峰机组优先发电实行办法》中,对热电也给出了明确规定,明确调峰机组调峰深度要求,推进深度调峰改造,系统调峰困难地区,严格限制现役纯凝机组供热改造。


三问:“十三五”煤电规划多少才够?

从目前已经披露的蛛丝马迹看来,“十三五”能源规划大局已定:电力过剩迹象明显,不同电源之间更需要协调。从更早前公开征求意见时所透露出的政策信号来看,水电、核电、风电、太阳能都已有了明确目标,独未见披露煤电目标。国家气候战略研究与国际合作中心副主任邹骥曾撰文写到,“十三五”期间煤电即使零增长也能满足中国未来电力需求。

中电联电力市场首席专家胡兆光认为,考虑到备用率的问题,从满足最大负荷角度看,我们也不再需要新建那么多煤电了。“我们有5%的煤电约8000万千瓦的装机每年利用不超过50小时,这是很大的浪费。我们可以通过需求侧响应来有效避峰,从而避免在供给侧再上不必要的装机。”

这个观点在袁家海所在的华北电力大学的研究中得到了验证:2020年我国全社会用电量预计在6.22到6.99万亿千瓦时之间,“十三五”期间用电量年均增速2.29%到4.73%,2030年全社会用电量为9.10万亿千瓦时。以此来倒推“十三五”电源规划,即使取4.25%的电力需求增速,在核电、风电、抽水蓄能基本明确的情况下,2020年煤电装机达到9.2亿千瓦是为峰值,但这个数字2016年上半年就达到了。“也就是说,从满足需求上看,煤电规模现已经触顶了。”袁家海说。

在大量研究的基础上,袁家海和他的团队建议将“十三五”煤电规划目标定在9.2亿千瓦。“确保2016年之后不再新审批项目,2019年之后不再新投煤电项目,是非常重要的指标。”袁家海说。但他也坦承,“十三五”煤电调控任务异常艰巨:“按照现在的匡算,保守可能是过剩1.6亿千瓦,实际数值可能高于这个数。经济上计算,一个60万千瓦的煤电,按照4500利用小时数,整个项目运营期的总经济价值收入,包括初始投资,税金和税后利润约是105亿元。如果1.6亿千瓦煤电搁浅,不仅初始投资收不回,不能为国家和地方贡献税收,浪费的数字就是2.8万亿。”

实际上,外界所看到的新增煤电装机,大多还是过去产能的集中释放。目前的情况是:各个发电集团对于要不要再建设煤电总体思路是清晰的,他们对于煤电的积极性已不同以往。

以赵勇所在的华能集团为例,华能集团的煤电板块,无论从体量还是占比,在五大发电集团中都是最大的,“怎么样去应对这个问题,怎么样把这个问题对华能集团的影响降低到最小,也是我们今年‘十三五’期间一个重要的课题之一。”赵勇说。

赵勇对此有切身体会:以往那种用燃煤发电市场份额和装机份额来保证企业发电量份额的逻辑,在进入新常态之后完全不存在了,原因是如今的燃煤发电在电力系统中起到的作用变了。“我们燃煤发电越来越多的担负起为电力系统,特别是为可再生能源提供调峰服务的功能。这也就是我们看到的这两年火电利用小时数大幅持续下滑的根本原因,而且我们认为这种现象不是一个短期现象。”

形势变化太大。因此,华能集团也在重新审视其“十三五”规划,尽管这个规划还在不断修正并未出炉,但总体的方向已定:“我们不会继续把煤电作为主要的投资方向,也不会让它在投资里面继续像前五年、前十年占那么大的比例了。一方面是因为经营形势不允许,另外国家相关政策包括配额制、碳市场的要求也不允许我们这么做,不允许我们把煤电作为最大的投资领域或投资方向了。”赵勇说。
能豆君 1小时前
感谢邀请。
两个表格可以说明:在“正常状况”下,火力发电已经成为彻底的赔钱业务。
2004—2010年,中国火电投资不仅在结构占比上从70.17%直线跌落到28.29%,而且在绝对数量上也从1437亿元/年下降到1050亿元/年,彻底沦落为电力投资领域的弃儿。
在长期压制电价的现行机制之下,除了“上大压小”、热电联产、尖峰油气机组等特殊领域,几乎已很少再有常规煤电机组引起投资者的兴趣。

发现贴不了图:点这个链接吧http://blog.sina.com.cn/s/blog_752f03130100z6tq.html 我们杂志四月刊做了个封面报道《失落的火电》
蒋志高 1小时前

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