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行業(yè)新聞

國家能源局2018年全國電力工業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示,全國6000千瓦及以上電廠供電標準煤耗308克,線路損失率6.21%。全國發(fā)電企業(yè)平均綜合廠用電率為5.52%(2017年數(shù)據(jù))。即發(fā)電機組發(fā)出1度電,到達用戶約0.89度;用戶用1度電,總煤耗約345克(全按燃煤機組計算)。因此,節(jié)約用電不是一句口號,而且要盡量用清潔電。

一度電里還有70%來自火電

到2018年底,全國電源總裝機容量189948萬千瓦,全年全口徑發(fā)電量69940億千瓦時。從裝機容量看,火電114367萬千瓦、水電35226萬千瓦(抽水蓄能2999萬千瓦)、風電18426萬千瓦、太陽能發(fā)電17463萬千瓦、核電4466萬千瓦。

 

數(shù)據(jù)來源:全國電力工業(yè)統(tǒng)計

從發(fā)電量看,火電發(fā)電量49231億千瓦時,水電發(fā)電量12329億千瓦時,風電發(fā)電量3660億千瓦時,太陽能發(fā)電量1775億千瓦時,核電發(fā)電量2994億千瓦時。


從各?。ㄊ校┌l(fā)用電量看,電力資源分布與需求呈逆向分布特征明顯,2018年各省區(qū)外受電量總和8723億千瓦時,占當?shù)乜偘l(fā)電量20.4%。廣東、江蘇、山東省用電量位居前三,山東、江蘇、內(nèi)蒙古發(fā)電量位居前三,廣東、江蘇、浙江省區(qū)外受電量位居前三,北京、上海、重慶區(qū)外受電占用電量的比重位居前三。


數(shù)據(jù)來源:公開資料

幾種典型發(fā)電機組的電價及成本,燃煤發(fā)電機組、水電機組、風電機組、光伏發(fā)電機組和核電機組。

燃煤發(fā)電機組

我國電源結(jié)構(gòu)以燃煤火電機組為主,今后相當一段時間內(nèi)還很難改變。正是因為燃煤機組的重要性,我國發(fā)電機組的上網(wǎng)電價政策一直以燃煤機組上網(wǎng)電價政策為主,歷經(jīng)還本付息電價、經(jīng)營期電價,現(xiàn)為標桿電價政策時期。據(jù)網(wǎng)絡(luò)相關(guān)報道,2019年9月26日,國務(wù)院常務(wù)會議決定完善燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制,從明年1月1日1日起,取消煤電聯(lián)動機制,將現(xiàn)行標桿上網(wǎng)電價機制,改為“基準價+上下浮動”的市場化機制?;鶞蕛r按各地現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價確定,浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%,具體發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶等通過協(xié)商或競價確定,但明年暫不上浮,特別要確保一般工商業(yè)平均電價只降不升。2018年燃煤火電機組分省脫硫標桿上網(wǎng)電價如圖。


數(shù)據(jù)來源:公開資料

影響燃煤火電機組上網(wǎng)電價的因素主要有煤價、工程造價、年發(fā)電利用小時數(shù)、機組固定成本、長期貸款利率、折舊率等。其中:影響標桿上網(wǎng)電價水平的三個主要因素,依次是煤價、工程造價、年發(fā)電利用小時。不同時期、不同機組,燃料成本占發(fā)電成本50%-70%。

水力發(fā)電機組

水力發(fā)電是水能利用的一種重要方式。水力發(fā)電通常要修筑擋水壩,用以集中河段的落差,并形成水庫,水庫可以調(diào)節(jié)流量、攔蓄洪水。按調(diào)節(jié)周期劃分,即按水庫一次蓄泄循環(huán)的時間來分,包括無調(diào)節(jié)、日調(diào)節(jié)、周調(diào)節(jié)、年調(diào)節(jié)和多年調(diào)節(jié)等。無調(diào)節(jié),是水庫沒有調(diào)節(jié)庫容,按天然流量供水;日調(diào)節(jié),是將水庫一日內(nèi)的均勻來水,按用水部門的需水過程進行調(diào)節(jié),水庫中的水位在一晝夜內(nèi)完成一個循環(huán);周調(diào)節(jié),利用水庫將周內(nèi)假日的多余水量蓄存起來,在其他工作日用,周調(diào)節(jié)水庫一般也同時進行日調(diào)節(jié);年調(diào)節(jié),對年內(nèi)豐、枯季的徑流進行重新分配的調(diào)節(jié)(季節(jié)性變化);多年調(diào)節(jié),水庫庫容很大,豐水年份蓄存的多余水量,用以補充枯水年份的水量不足。

據(jù)2005年全國水力資源復(fù)查結(jié)果,我國大陸水力資源理論蘊藏量在1萬千瓦及以上的河流3886條,經(jīng)濟可開發(fā)裝機容量40180萬千瓦,年發(fā)電量17534萬千瓦時。


數(shù)據(jù)來源:公開資料

我國水電上網(wǎng)電價政策呈多樣化格局,分為按經(jīng)營期上網(wǎng)電價、標桿上網(wǎng)電價和根據(jù)受電市場平均上網(wǎng)電價倒推定價等。2014年1月11日,《國家發(fā)展改革委關(guān)于完善水電上網(wǎng)電價形成機制的通知》(發(fā)改價格〔2014〕61號),對2014年2月1日以后新投產(chǎn)的水電站中跨區(qū)跨省域交易價格由供需雙方協(xié)商確定;省內(nèi)上網(wǎng)電價實行標桿電價制度,并根據(jù)水電站在電力系統(tǒng)中的作用,可實行豐枯分時電價或者分類標桿電價;鼓勵通過競爭方式確定水電價格;逐步統(tǒng)一流域梯級水電站上網(wǎng)電價。

抽水蓄能電站是一種特殊的水電站,在用電低谷時用過剩電力將水從下水庫抽到上水庫儲存起來,然后在用電高峰時將水放出發(fā)電,并使水流到下水庫。抽水蓄能電站是解決系統(tǒng)調(diào)峰、低谷之間供需矛盾、保證新能源發(fā)展而建設(shè)的水電站,還能擔負系統(tǒng)的調(diào)頻、調(diào)相和事故備用等輔助服務(wù)功能。一般認為,抽水蓄能電站“4度換3度”,抽水時消耗4度電,發(fā)電時只能發(fā)出3度,可以認為轉(zhuǎn)換效率75%?;诖耍樗钅茈娬旧暇W(wǎng)電機與其他電源的上網(wǎng)電價有根本區(qū)別,主要有電網(wǎng)統(tǒng)一經(jīng)營、單一電量電價、兩部制電價、租賃電價。

2014年7月31日,《國家發(fā)展改革委關(guān)于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關(guān)問題的通知》(發(fā)改價格〔2014〕1763號),進一步完善抽水蓄能電站價格形成機制。電力市場形成前,抽水蓄能電站實行兩部制電價。電價按照合理成本加準許收益的原則核定。兩部制電價中,容量電價主要體現(xiàn)抽水蓄能電站提供備用、調(diào)頻、調(diào)相和黑啟動等輔助服務(wù)價值,按照彌補抽水蓄能電站固定成本及準許收益的原則核定。逐步對新投產(chǎn)抽水蓄能電站實行標桿容量電價;電量電價主要體現(xiàn)抽水蓄能電站通過抽發(fā)電量實現(xiàn)的調(diào)峰填谷效益。主要彌補抽水蓄能電站抽發(fā)電損耗等變動成本。電價水平按當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價(含脫硫、脫硝、除塵等環(huán)保電價)執(zhí)行。電網(wǎng)企業(yè)向抽水蓄能電站提供的抽水電量,電價按燃煤機組標桿上網(wǎng)電價的75%執(zhí)行。抽水蓄能電站容量電費和抽發(fā)損耗納入當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)(或區(qū)域電網(wǎng))運行費用統(tǒng)一核算,并作為銷售電價調(diào)整因素統(tǒng)籌考慮。為推動抽水蓄能電站電價市場化,在具備條件的地區(qū),鼓勵采用招標、市場競價等方式確定抽水蓄能電站項目業(yè)主、電量、容量電價、抽水電價和上網(wǎng)電價。當前,正值電力市場形成的過渡期,抽水蓄能電站未納入輸配電定價成本,電網(wǎng)企業(yè)承擔抽水蓄能電站費用已力不從心,抽水蓄能電站電價市場化是一個還需深入研究的課題。

風力發(fā)電機組

風電上網(wǎng)電價歷經(jīng)初期參照燃煤電廠定價、審批電價、招標和審批電價并存、招標加核準方式、標桿電價。當前,正處于標桿上網(wǎng)電價退坡的關(guān)鍵時刻,未來將逐步向平價、低價上網(wǎng)過渡。平價上網(wǎng)電價是指與燃煤機組標桿上網(wǎng)電價平價,不需要國家補貼。低價上網(wǎng)電價是指低于燃煤機組標桿上網(wǎng)電價。

2019年5月21日,《國家發(fā)展改革委關(guān)于完善風電上網(wǎng)電價政策的通知》(發(fā)改價格〔2019〕882號),將陸上風電、近海風電標桿上網(wǎng)電價改為指導(dǎo)價,新核準的集中式陸上風電項目、近海海上風電上網(wǎng)電價全部通過競爭方式確定,不得高于項目所在資源區(qū)指導(dǎo)價;潮間帶海上風電通過競爭方式確定的上網(wǎng)電價,不得高于項目所在資源區(qū)陸上風電指導(dǎo)價。


數(shù)據(jù)來源:公開資料

從全生命周期看,風電的成本主要可以分為機組成本、建設(shè)成本、運維成本、人員成本與材料費等。

太陽能發(fā)電機組

太陽能發(fā)電分為光伏發(fā)電(PV)和光熱發(fā)電(CSP)。光伏發(fā)電有集中式的地面電站,也有與建筑物相結(jié)合的分布式光伏發(fā)電項目。

2019年4月28日,《國家發(fā)展改革委關(guān)于完善光伏發(fā)電上網(wǎng)電價機制有關(guān)問題的通知》(發(fā)改價格〔2019〕761號),將集中式光伏電站標桿上網(wǎng)電價改為指導(dǎo)價,新增集中式光伏電站上網(wǎng)電價原則上通過市場競爭方式確定,不得超過所在資源區(qū)指導(dǎo)價。能源主管部門統(tǒng)一實行市場競爭方式配置的工商業(yè)分布式項目,市場競爭形成的價格不得超過所在資源區(qū)指導(dǎo)價,且補貼標準不得超過每千瓦時0.10元。


數(shù)據(jù)來源:公開資料

國家發(fā)展改革委核定全國統(tǒng)一的太陽能熱發(fā)電(含4小時以上儲熱功能)標桿上網(wǎng)電價為每千瓦時1.15元(含稅),2018年12月31日以前全部投運的太陽能熱發(fā)電項目執(zhí)行上述標桿上網(wǎng)電價。太陽能熱發(fā)電上網(wǎng)電價退坡機制尚未確定,考慮太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀,退坡幅度可能不會不太。

核電機組

我國核電裝機容量比例相對較小。與一般火電機組一樣,核電成本主要由建設(shè)成本、運維成本、燃料成本組成。核電成本還有長期成本有較大下降空間、地域差異不明顯等特點。

由于核電技術(shù)上不適宜參與市場競爭,2013年以前,我國對核電基本實行一廠一價。2013年6月15日,國家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于完善核電上網(wǎng)電價機制有關(guān)問題的通知》(發(fā)改價格〔2013〕1130號),對2013年1月1日以后新建核電機組實行標桿上網(wǎng)電價政策(根據(jù)目前核電社會平均成本與電力市場供需狀況,核定全國核電標桿上網(wǎng)電價為每千瓦時0.43元);全國核電標桿上網(wǎng)電價高于核電機組所在地燃煤機組標桿上網(wǎng)電價(含脫硫、脫硝加價,下同)的地區(qū),新建核電機組投產(chǎn)后執(zhí)行當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價;對承擔核電技術(shù)引進、自主創(chuàng)新、重大專項設(shè)備國產(chǎn)化任務(wù)的首臺或首批核電機組或示范工程,其上網(wǎng)電價可適當提高。

參考資料:

1.《國家發(fā)展改革委關(guān)于完善水電上網(wǎng)電價形成機制的通知》(發(fā)改價格〔2014〕61號),2014年1月11日。

2.《國家發(fā)展改革委關(guān)于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關(guān)問題的通知》(發(fā)改價格〔2014〕1763號),2014年7月31日。

3.《國家發(fā)展改革委關(guān)于完善風電上網(wǎng)電價政策的通知》(發(fā)改價格〔2019〕882號),2019年5月21日。

4.《國家發(fā)展改革委關(guān)于完善光伏發(fā)電上網(wǎng)電價機制有關(guān)問題的通知》(發(fā)改價格〔2019〕761號),2019年4月28日。

5.國家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于完善核電上網(wǎng)電價機制有關(guān)問題的通知》(發(fā)改價格〔2013〕1130號),2013年6月15日。

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