电力市场化改革深入推进 市场交易电量同比增长58.8%

2017-08-14 11:51:35 中国经济时报   点击量: 评论 (0)
当前电力行业困境与煤电关系尚未理顺、电力体制改革尚未到位、电网建设滞后等因素直接相关,我国电力市场建设尚处于起步阶段,刚开始放开发电、售电环节,调峰补偿、价格响应等市场机制尚未建立。有部分中长期双

第二,煤炭价格反弹致成本上升。
 
煤价下跌,电企盈利水平提高;相反,煤价一旦反弹,电企则盈利堪忧。去年下半年,煤价的大幅反弹让电企的盈利水平急速下降。数据显示,去年最后一次环渤海动力煤价格指数报收于593元/吨,虽然已连续8期下行,但相比年初涨幅近60%。为此,去年年底,国家发改委、能源局连推“组合拳”,包括启动抑制煤价过快上涨响应机制、推动煤电企业签订中长期合同等。近日,神华等煤企集体呼吁重启煤炭限产,以此来控制煤价保持在一定水平。神华和中煤等煤企集体呼吁重新出台煤炭限产方案,以控制煤价保持在合理水平。煤炭限产后,煤价将会控制在一定水平。整体上来看,2017年煤价会高于去年,这也意味着电企的日子会比去年难过。
 
第三,清洁可再生能源限电弃电仍在恶化。
 
清洁可再生能源限电仍在恶化是电力产能过剩的问题之一,我国80%以上的风能、太阳能分布在西部和北部地区,85%以上的待开发水能资源分布在西南地区,当地用电负荷有限,需要跨区跨省消纳。在新能源集中开发地区,本地消纳不足,区域内电源结构性矛盾日益突出。2016年全国“弃水、弃风、弃光”电量共计近1100亿千瓦时,超过当年三峡电站发电量约170亿千瓦时。2016年,国家电网调度范围内弃风电量约396亿千瓦时,主要集中在我国东北和西北地区;弃光电量69亿千瓦时,以西北为主。去年1-11月,国电集团公司平均弃风率达到14.6%。布局、输送、市场以及系统调节等问题,都是“弃风弃光”情况愈演愈烈的推手。前几年因为电力需求增长较快,新能源与常规能源都可以得到有效利用。现在电力需求放缓,新能源装机量仍然很高,新的用电市场根本支撑不了这么大的增长。同时,为了赶上国家政策享受较高电价,2015年底出现了大量的突击抢装,直接造成2016年窝电现象的直接上升。
 
 
三、应对电力企业困境的对策建议
 
当前电力行业困境与煤电关系尚未理顺、电力体制改革尚未到位、电网建设滞后等因素直接相关,我国电力市场建设尚处于起步阶段,刚开始放开发电、售电环节,调峰补偿、价格响应等市场机制尚未建立。有部分中长期双边交易,尚未建立现货市场,新能源边际成本低的优势难以体现,跨省跨区输送新能源的现货市场机制还处于研究阶段。煤电处在同一利益链条上,只有双方互利共赢才能良性发展。暴跌之下必有反弹,煤电双方都要保持理智合作,煤炭市场较好时,煤价不要过度暴涨;电力供大于求,也不要大力抑制煤价。电力企业要顺应电改,做好配售电,管控成本,严控投资规模,加大清洁高效能源发展力度。解决新能源消纳问题,还是要在更大范围内进行优化配置,要建立传统能源与新能源发电之间的补充和调峰机制,提升整个网络的调节灵活性。电网的定位和建设也要和当地的能源格局相匹配。搭建外送通道固然重要,但只有能源结构上是需要外送的,电网才需要加强外送。在合理配套电网的同时,新能源开发本身也需要调整格局。以风能为例,目前我国风能技术开发量达到102亿千瓦,但已开发量仅为1.49亿千瓦。在巨大的潜力下,更应结合具体情况加快东部和南方中低风速的资源勘探和开发。另一方面,中东部虽不存在限电问题,但是否具备开发所需的土地、水和环境条件,也应当引起行业的重视。同样,在光伏领域,多元化利用将是未来太阳能发展的重要思路。

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责任编辑:lixin

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