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新疆用电需求下降 4成新能源电站无法上网发电
来源：新华网 15:26:00
　　原标题：新疆新能源“弃风弃光”加剧　四成新能源电站无法上网发电
　　新华网乌鲁木齐12月18日电（记者杜刚）受新疆用电需求整体下降影响，加之火电冬季供热与新能源消纳矛盾加剧，进入12月以来，新疆约有四成新能源电站无法上网发电。
　　新疆电力公司调度控制中心副主任杨永利介绍，目前新疆电网平均每日用电负荷降至2100万千瓦，其中能够用于新能源调峰的公用电网只有650万千瓦，无法满足新能源上网需要，而不参与新能源调峰的自备电厂和自营电网用电负荷占据大多数。
　　目前新疆新能源装机总容量已超过1500万千瓦，较2014年增长28．4％。“就算全部使用新能源电力，目前也无法保证全部消纳。”杨永利说，从技术层面看，风光电等新能源受天气影响具有不稳定性，为了保证电网运行安全必须配备火电调峰。而供暖季的到来，采用热电联产的公用火电厂必须保证稳定的用电负荷来保障供热，新能源消纳空间进一步缩小。
　　金风科技天润集团西北分公司电力营销部主管崔伟说，公司在新疆150万千瓦装机容量的风电场，今年弃风率达40％，到12月底，全部机组或许要停运。由于弃风限电，仅今年损失近5亿元，公司感到压力重重，“按照现在的发展态势，明年的损失更大。”
　　考虑到电网运行安全和供暖刚性需求，今年初，新疆电力公司牵线不参与调峰的自备电厂和新能源电站，让自备电厂给新能源上网“让路”，同时新能源电站上网每度电给自备电厂0．2元的补偿费用。
　　新疆电力公司电力交易中心副主任龚文军介绍，从今年初到11月，这种方式共替代电量2．6亿千瓦时，相当于1000万千瓦装机容量的风电机组满负荷运行26小时，但受新能源与自备电厂的距离、网架限制，能参与替代交易的新能源电站不是多数。
　　多名新能源电站负责人表示，他们更大的希望是，增加疆外用电需求和通道，将会为新能源消纳提供更大空间。
　　据了解，目前外送疆电中，新能源电力占比约20％。按照新疆电网“十三五”规划，到2020年，新疆计划新增4条疆电外送通道，外送能力将达5000万千瓦。
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电力丝绸之路牵线 河南去年人均用120度新疆电
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本报讯（记者陈学桦宋敏通讯员任建庭）记者1月16日从国网河南省电力公司获悉，2014年河南省跨区跨省购入电量258.95亿千瓦时（度）。其中，从新疆购入电量127.31亿千瓦时，相当于河南人均用了120千瓦时新疆电，输电媒介是有“电力丝绸之路”之称的±800千伏天中特高压直流输电工程。经济社会的快速发展，需要有充足的能源保障，为此，河南确定了“内增外引”开放发展的能源发展战略。新疆哈密煤炭资源储量大、煤质好、埋藏浅、分布集中，同时还是我国千万千瓦风电基地之一，是可同时大规模发展煤电和风电、光伏发电等清洁
原标题：电力丝绸之路牵线 河南去年人均用120度新疆电本报讯（记者陈学桦宋敏通讯员任建庭）记者1月16日从国网河南省电力公司获悉，2014年河南省跨区跨省购入电量258.95亿千瓦时（度）。其中，从新疆购入电量127.31亿千瓦时，相当于河南人均用了120千瓦时新疆电，输电媒介是有“电力丝绸之路”之称的±800千伏天中特高压直流输电工程。经济社会的快速发展，需要有充足的能源保障，为此，河南确定了“内增外引”开放发展的能源发展战略。新疆哈密煤炭资源储量大、煤质好、埋藏浅、分布集中，同时还是我国千万千瓦风电基地之一，是可同时大规模发展煤电和风电、光伏发电等清洁能源的大型能源基地。日，±800千伏天中特高压直流输电工程正式投运。工程西起新疆哈密天山换流站，止于河南郑州中州换流站，线路全长2192千米，是目前世界上输送功率最大的直流输电工程，是国家实施“疆电外送”战略的首个特高压输电工程，也是西北地区大型火电、风电基地电力打捆送出的首个特高压工程。日，天中直流河南配套落地500千伏中菊第三回线路工程成功投运，标志着河南电网已具备消纳天中直流550万千瓦电力的能力，实现消纳入豫疆电能力升级，这意味着其年输电量将进一步增加。若按最高设计能力测算，这条“电力丝绸之路”未来每年有望向华中地区输送电量500亿千瓦时，相当于运输煤炭2300万吨，减少排放二氧化碳4000万吨、二氧化硫33万吨，直接拉动新疆投资1000亿元，拉动河南GDP增长2500亿元。
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中国电力投资一周监测报告
来源：微能网&&撰稿人：&&发布时间：日 浏览:次
　　宏观经济：
　　中电联劳动节前发布了《2016年一季度全国电力供需形势分析预测报告》，总结了第一季度的供需形势，对今年剩下三个季度也做了一些预测。从中可以得出什么结论?
　　投资政策：
　　“我国火电、化石燃料比重已逐年下降。2015年底全国煤电装机容量占比58.7%，比2010年底降低了9个百分点。”中国电力企业联合会专职副理事长王志轩近日在2016中国光伏领袖高峰论坛上如是说。
　　投资动态：
　　据悉，发改委昨天发布题为《充分发挥价格杠杆作用助力供给侧结构性改革》的文章。文章中指出，下一步，发展改革委将按照国务院“放、管、服”改革要求，以完善主要由市场决定价格的机制为目标，把价格改革向纵深推进。重点是：深化电力、天然气、医疗服务、交通运输等领域价格改革，进一步放开竞争性环节价格。
　　国内：
　　电力市场交易中心为电力市朝交易提供平台，是给买卖双方“牵线”的重要媒介。电力市场交易中心的密集成立，标志着我国电力市朝改革正在提速。
　　国外：
　　以日本九州地区熊本、大分两县为中心的地震活动还在持续。对于全国唯一正在运转的九州电力公司川内核电站1号、2号机组(位于鹿儿岛县)，中央政府和原子能规制委员会给出了“安全认证”。电力公司也强调安全，地处震源延伸线上的四国电力公司伊方核电站3号机组(位于爱媛县)或将按计划于7月底重启。日本共同社5月2日报道质疑称，试问，核电站能否断言“安全”?
　　企业动态：
　　4月28日，国家电网公司在京召开今年第一季度电力市场交易信息发布会，会议发布了今年第一季度电力市场交易信息，专题介绍了电力供需形势。今年第一季度，国家电力市场交易电量达到1573.21亿千瓦时，其中跨区交易电量716.55亿千瓦时，同比增长10.44%。
　　项目动态：
　　今年2月国务院常务会议决定，实施新一轮农村电网改造升级工程。近日，国家电网和南方电网正式启动了农村电网改造工程。
　　【宏观经济】
　　从今年一季度全国电力供需形势中可以得出什么结论?
　　中电联劳动节前发布了《2016年一季度全国电力供需形势分析预测报告》，总结了第一季度的供需形势，对今年剩下三个季度也做了一些预测。从中可以得出什么结论?
　　形势没有想象的那么糟：电力消费增速回升，用电形势有所好转
　　一季度，全社会用电量同比增长3.2%，增速同比提高2.4个百分点、比上年四季度提高3.7个百分点，用电形势有所好转。
　　主要原因：
　　一是今年以来经济运行总体平稳，尤其是3月份显现出积极变化，当月用电量增长5.6%，对一季度用电增长的贡献达到60%，高于往年同期平均值20个百分点左右。
　　二是闰年因素(2月份多一天)，拉高当季用电增速1.1个百分点。
　　三是气温偏低因素。据气象部门监测，1、2月份全国平均气温分别比上年同期低2.2℃和1.4℃，对居民生活及第三产业用电有明显拉动作用。
　　但也没想象的那么好：一季度新增装机创新高，煤电利润继续处于下行通道
　　一季度新增发电装机容量为历年同期最多，3月底全口径发电装机容量达到15.2亿千瓦左右、供应能力充足，非化石能源发电量延续快速增长，火电发电量持续负增长、设备利用小时继续下降。
　　全年火电设备利用小时降至4000小时左右，加之燃煤发电上网电价下调、部分省份电力用户直接交易降价幅度较大，煤电企业生产效益被进一步压缩，发展面临更大的挑战。
　　用电量增长全靠第三产业和居民生活撑住，但其中一部分是靠天吃饭
　　第三产业和城乡居民生活用电量快速增长，分别拉动全社会用电量增长1.5和1.6个百分点，所占全社会用电比重同比分别提高1.0和1.1个百分点;
　　第三产业用电同比增长10.9%，第三产业内各行业用电量均实现较快增长。
　　其中，信息传输计算机服务和软件业用电同比增长15.6%，延续近年来的快速增长势头;住宿和餐饮业用电增长8.3%，增速同比提高5.8个百分点，随着消费转向大众消费，用电形势明显好于前两年。
　　城乡居民生活用电量快速增长。城乡居民生活用电同比增长10.8%，为2013年四季度以来的季度最高增速。
　　1、2月份全国大部分地区气温偏低，促进了用电负荷及电量较快增长，其中东、中部地区受气温影响尤为突出。
　　虽然高耗能拉后腿，但第二产业及其工业用电量增速仍实现由负转正
　　从电力消费结构看，一、二、三产及城乡居民生活用电量占全社会用电量的比重分别为1.4%、68.7%、14.3%和15.6%。第二产业比重同比降低2.1个百分点。
　　第二产业及其工业用电量增速实现由负转正。第二产业及其工业用电量均同比增长0.2%，其中3月当月第二产业用电量同比增长4.3%，带动当季增速实现由负转正，扭转了上年以来季度增速持续负增长的态势。
　　其中四大高耗能行业用电量同比下降5.8%、比重降低2.7个百分点，合计下拉全社会用电量增速1.8个百分点，仍是第二产业及其工业用电量低速增长的最主要原因。电力消费结构在不断调整。
　　制造业用电量同比下降1.5%，其中建材、有色金属冶炼和黑色金属冶炼行业用电量同比分别下降4.7%、5.7%、14.0%，是导致第二产业及其工业用电低速增长、制造业用电负增长的主要原因。
　　若扣除这三个行业，则第二产业及其工业、制造业用电量同比分别增长4.5%、4.7%和4.5%。
　　能源结构正发生巨变，一季度新增发电装机中，非化石能源占比约38.5%
　　一季度，全国主要电力企业合计完成投资同比增长14.2%，其中电源投资同比下降14.9%，电网投资同比增长40.8%。
　　基建新增发电装机2815万千瓦，是历年同期新增装机最多的一年、比上年同期多投产1008万千瓦，其中新增非化石能源发电装机1084万千瓦。
　　3月底全国6000千瓦及以上电厂装机为14.9亿千瓦、同比增长11.7%，远超同期全国电力消费增速，全口径发电装机容量达到15.2亿千瓦左右。
　　一季度全国规模以上电厂发电量1.36万亿千瓦时、同比增长1.8%;全国发电设备利用小时886小时、同比降低74小时。
　　火电新增装机规模创近些年同期新高，发电设备利用小时同比继续降低
　　火电投资同比下降19.5%;新增装机1746万千瓦(其中煤电1363万千瓦)，创近些年同期新高，局部地区火电装机过快增长、过剩压力进一步加剧。
　　3月底全国6000千瓦及以上火电装机容量10.1亿千瓦(其中煤电8.4亿千瓦)，比上年3月底增长9.3%。
　　火电发电量持续负增长，同比下降2.2%;设备利用小时1006小时(其中煤电1054小时)，同比降低108小时，已连续20个月同比降低，为近十年来的同期最低水平。
　　受水电大发影响，浙江、广西、湖南、广东、福建、四川、云南和西藏火电设备利用小时均低于900小时，其中云南仅有279小时、比全国平均水平低728小时。
　　水电、核电投资下降，利用小时数创新高
　　水电发电设备利用小时创近十年同期新高。水电投资同比下降20.5%，已连续4年下降;新增水电装机159万千瓦。3月底全国6000千瓦及以上水电装机2.8亿千瓦，比上年3月底增长5.0%。
　　全国规模以上电厂水电发电量同比增长17.5%，设备利用小时691小时、同比增加82小时，为近十年来同期最高水平。水电装机容量超过500万千瓦的省份中，福建、广西、湖南、贵州和四川水电设备利用小时分别达到、933、820和769小时。
　　核电装机及发电量高速增长。核电投资同比下降5.7%，已连续4年下降。3月底全国核电装机容量2814万千瓦，比上年3月底增长33.7%。一季度发电量同比增长33.4%，设备利用小时1646小时、同比增加7小时。
　　风电并网增加，投资和利用小时数同比降低，太阳能发电利用小时数未提及
　　并网风电、太阳能发电装机及发电量高速增长，风电设备利用小时同比降低。
　　风电投资下降27.9%，3月底全国并网风电装机1.34亿千瓦，比上年3月底增长33%，其中内蒙古和新疆分别达到万千瓦;发电量增长21.0%，设备利用小时422小时、同比减少61小时，并网风电装机容量超过500万千瓦的11个省份中有10个省份利用小时同比降低。
　　3月底全国并网太阳能发电装机容量5000万千瓦左右，其中甘肃、新疆、青海和内蒙古超过500万千瓦。
　　2016年后三季度会怎么样?
　　今年消费会比去年强，预计全年用电量增长1%-2%
　　综合考虑宏观经济形势、气温及基数、工商业用电价格下调、电力用户直接交易降低用户生产成本、电能替代等因素，预计2016年电力消费情况总体好于2015年。
　　考虑到上年二季度较一季度基数有所上升等因素，预计上半年全社会用电量同比增长2%左右。
　　全年增速仍维持年初的判断，在考虑常年气温水平的情况下，预计全年全社会用电量同比增长1%-2%(如果气温波动较大，其对全社会用电量增幅的影响程度可能达到1个百分点左右)。
　　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将降至4000小时左右。
　　全年新增装机仍较大，其中非化石能源比例将过半
　　预计全年新增发电装机超过1亿千瓦，其中非化石能源发电装机超过5500万千瓦。
　　预计年底全国发电装机容量16.3亿千瓦、同比增长7.0%左右，其中非化石能源发电5.9亿千瓦、占总装机比重36%左右。
　　电力供需形势维持原判：总体富余，部分地区过剩
　　预计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，华中、华东和南方区域电力供需总体宽松、多个省份富余。
　　【投资政策】
　　我国将淘汰落后煤电产能2000万千瓦
　　“我国火电、化石燃料比重已逐年下降。2015年底全国煤电装机容量占比58.7%，比2010年底降低了9个百分点。”中国电力企业联合会专职副理事长王志轩近日在2016中国光伏领袖高峰论坛上如是说。
　　王志轩表示，中国火电以煤电为主，大致占到90%~95%的范围。因此中国的火电基本上可以说就代表了中国的煤电。中国的煤电从发电装机来讲，十年以前长期维持在70%~75%，发电量在80%，但是这几年由于非化石能源的快速增长，其比重在下降，2015年煤电装机比重已经下降到57.8%。
　　为打好化解煤电产能过剩攻坚战，为煤电产能发展踩下急刹车，发改委、能源局下发了三个关乎煤电发展的文件，提出“十三五”期间我国将淘汰煤电落后产能2000万千瓦。这三份文件分别是：《关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能的通知》、《关于促进我国煤电有序发展的通知》、《关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布2019年煤电规划建设风险预警的通知》。
　　国家发改委能源研究所所长韩文科认为，“十三五”淘汰2000万千瓦落后产能主要是针对落后机组，并不针对新上机组，2000万千瓦是经过研究测算可以完成的目标。
　　三份文件明确，各省份要按照国家规定，进一步提高标准、加大力度，逐步淘汰服役年限长，不符合能效等要求的火电机组。其中一个硬性要求是，优先淘汰30万千瓦以下运行满20年的纯凝机组和运行满25年的抽凝热电机组。
　　我国还将建立煤电规划建设风险预警机制，引导国土、环保等部门在为煤电项目办理核准及开工建设所需支持性文件时，根据风险预警提示采取有针对性的政策措施。
　　【投资动态】
　　发改委将深化电力等领域价改
　　据悉，发改委昨天发布题为《充分发挥价格杠杆作用助力供给侧结构性改革》的文章。文章中指出，下一步，发展改革委将按照国务院“放、管、服”改革要求，以完善主要由市场决定价格的机制为目标，把价格改革向纵深推进。重点是：深化电力、天然气、医疗服务、交通运输等领域价格改革，进一步放开竞争性环节价格。这一时段，我们就重点来关注电力价格改革。
　　发改委表示，创新价格机制，既是加强需求侧管理的重要举措，也是推进供给侧结构性改革的关键环节。去年以来，发展改革委加快推进价格改革。具体到电力领域，重点包括逐步推进输配电价改革试点，对一些高耗能行业和一些生产企业实行差别电价和阶梯电价，对燃煤电厂超低排放实行上网电价支持政策等等，下一步将继续改革环保电价补贴方式，完善可再生能源价格形成机制和补贴办法，在产能严重过剩行业进一步推行基于单位能耗的差别电价政策。
　　对于电力领域的价格改革，厦门大学能源经济研究中心主任林伯强表示，电力价格仍然是当前能源价格改革中比较困难的一环，电力价格改革的深化不仅对去产能和减轻企业负担有意义，而且对于提升中国产品的竞争力也很有意义。
　　接下来电力价格改革方面还有哪些硬骨头要啃?首席信息官对此进行了分析与解读。
　　说到电力价格改革，我们首先要说的还是煤电联动。煤电联动从2004年年底开始启动，现在的煤炭行业形势和当初已经大不相同，在这种情况下，发改委去年底宣布进一步完善煤电价格联动机制，完善后的机制从号起开始实施。在您看来，完全落实煤电联动目前的难点有哪些，怎么去突破?
　　韩晓平：其实煤电联动已经推行很多年了，现在这个问题非常大。从2011年至今，粗算下来每度电的发电成本大致上已经减少了两毛多钱，但是实际上我们减少的并不多，所以这么多钱都放在电力企业里了，但是电力企业依然不赚钱，所以直到今天，这个问题已经对中国经济造成了严重的影响。但是煤电联动的主要矛盾还不在于发改委的价格，更重要的还是国资委。今天我们还是强调电力企业这种国有企业要做大做强，要不断扩大收入，要保值升值，这在一定程度上就影响了整个资源配置的效力，所以我们今天必须要下定决心，走出这关键的一步棋。
　　您谈到要下决心，是谁要下决心?
　　韩晓平：不光是发改委的价格部门，能源局、发改委包括国资委甚至是各个相关部门都要下这个决心。
　　继续推进输配电价改革试点是近期发改委电价改革的一个重点，4月下旬，包括北京天津在内的第二批试点开始启动，第一批试点总结出哪些经验?第二批试点要解决那些问题?
　　韩晓平：这个改革是非常艰难的，这个改革实际上是动了电网公司的奶酪，所以电网公司当然不愿意这样做，电网公司还有宏伟的蓝图，还想建很多电网，但是实际上没有人去过问这些电网的经济效益究竟如何。关于推进电价的改革，发改委的决心非常大，能源局也在积极推动，国务院对此也非常支持，所以这个改革是最终实现价格市场化的关键一步。随着电力改革的不断深入，电网公司今后主要是靠输配电，而输配电价要通过政府核定，并且要反映真实的成本，以及引入必要的竞争，只有这样，我们国家的电价才能趋于合理的水平。这中间还有一个问题，在输配电价格中，居民用电的价格相对很低，所以需要补贴，这就大大增加了商业用电和工业用电的成本，从而导致了工业竞争力的不足，所以我们还需解决一个交叉补贴的问题。
　　发展清洁能源是接下来能源工作的重中之重，新能源的弃风弃光等现象我们已经关注过多次，接下来，继续改革环保电价补贴方式，完善可再生能源价格形成机制和补贴办法应该围绕怎样的思路展开?
　　韩晓平：目前清洁能源弃风弃光的这个矛盾非常突出。其中一个原因就是投资者觉得有利可图，而且地方政府很冲动，为了增加GDP，它们拼命的批项目，但是不考虑电能不能输进去，有没有需求，电网又能不能调节。项目搞完以后，大家面临的问题就是市场需求怎么办?怎么解决?而电力改革、价格改革就是要平衡这个问题，风电价格的补贴当然要逐年减少，太阳能也要逐年减少，但是光靠减少还是不行的，我们现在的煤电成本太低了，为什么?因为煤电在我国是基础能源，而且很多国有企业希望把煤电的价格保持在一个相对较高的水平，但是这样一来，它们建煤电的冲动就会非常强烈，从而导致我们煤电严重过剩。
责任编辑:上游
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