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。