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shichangguancha.id | shichangguancha.ts | shichangguancha.title | shichangguancha.list_date | shichangguancha.content | shichangguancha.publishing | shichangguancha.source | shichangguancha.author | shichangguancha.date | shichangguancha.keywords |
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221 | 2017-09-18 05:00:24 | 风电产业入寒冬 行业巨头抱团取暖 | 2011-12-15 | 中国风电产业面临产能过剩、核心技术与管理缺失等诸多问题 日前,华尔街日报报道,上海电气集团股份有限公司(下文简称上海电气)表示,将与西门子公司成立两家合资公司,以满足中国不断增长的风电需求。 但从风电企业第三季度报可以看出,风电企业的利润正呈持续下滑趋势,代表高精尖技术的风电产业提前进入寒冬似乎已成定局。数据显示,我国风机制造业四大龙头企业中的华锐风电的三季报显示,公司前三季度盈利9.01亿元,同比下降48.51%。 除了利润下滑之外,风机制造业的产能已经达到2500万千瓦,仅四大龙头华锐风电、金风科技、东方电气、联合动力的产能就已经超过了1000万千瓦。产能过剩的问题渐渐浮出水面,风电企业更是面临着激烈的竞争和行业洗牌的危机。 在这种情况下,“产能过剩”和联手外资“以满足中国不断增长的风电需求”似乎就成了一对矛盾。中投顾问高级研究员李胜茂在接受记者采访时表示,在行业竞争日趋激烈,风机价格持续走低的背景下,上海电气与西门子联手成立合资企业扩大产能,主要是基于两方面的考虑。“一是,合资企业可能会将主营业务定位在大型专用型风机产品上,以此来规避行业的过度竞争;另一方面,虽然未来几年国内风电装机容量的增速放缓,但是每年风电装机增量的绝对值依然较大,合资双方寄希望于整合上海电气和西门子在风电业务方面的优势,强势参与市场竞争。” 而日前国家电监会发布的《风电安全监管报告(2011年)》则显示了风电产业的另一个问题风电设备核心技术和管理的缺失。报告严辞指出,“我国风电建设规划缺少统筹、风电装备技术水平和产品质量有待提高、风电并网技术标准和检测工作滞后、风电场设计、建设、运行和调度管理薄弱。” 利润下滑、产能过剩、技术缺失等因素使快速崛起的风电产业在短时间内陷入了泥潭。国内风电装机容量在连续几年实现翻番增长后,在今年迎来了由迅猛增长向平稳增长的过渡,当前以及未来几年国内风电装机容量放缓的趋势基本上已成定局。 李胜茂分析,之所以会出现这种现象,主要有两点原因:一是,国内风电资源的开发迎来了过渡期。目前国内陆上风力资源非常丰富的地区基本上都已经建设了风电场,而海上风电场和陆上低风速风电场由于技术条件的限制,现阶段还未迎来大规模开发期;二是,国内风电产业之前过分重视速度规模的发展路径是不可持续的,在国内风电装机容量达到世界第一以后,控制风电产业的发展节奏、促使风电产业向质量效益型转变是必然的选择。 此外,中投顾问新能源行业研究员萧函还认为,政府为了进一步规范风电行业的发展,收紧了风电项目的审批权,并提出了更严格的风电并网标准,进一步提高了风电行业的技术门槛。而技术瓶颈正是影响风电行业发展的重要因素之一。 中国风电产业要想走出寒冬,关键在于什么?是技术还是监管?或者是其他因素?李胜茂说:“当前国内风电产业发展的主旋律就是从过分重视速度规模转换为强调质量效益,风电产业要想走出寒冬,也必须在质量和效益上做文章。一方面,风电企业要大力进行技术创新,依托成熟的技术生产出高质量的风机产品,助推风电场的稳定运行;另一方面,风电企业要积极增强成本控制能力,不断降低风力发电度电成本,通过内部挖潜提升利润水平。” |
国际电力网 | 中国产经新闻报 | 郭冬瑾 | 2011-12-15 | 风电 |
222 | 2017-09-18 05:00:25 | 电网与车商拗手瓜 换电充电再起争端 | 2011-12-15 | 虽然稍晚了半步,南方电网前日还是在广州高调揭开了旗下第一个换电站的面纱。选择与Better Place公司首度合作,这个“结晶”不仅是南方五省内的“风向标”,“更重要的在于南方电网已明确以‘换电为主’,与国家电网的态度不谋而合。”一位电力行业内部人士分析指出:“显然,两大电网的联手,在一定程度上已占领了电动汽车发展的新高地。” 换电,两大电网都很坚持 “一般情况下,电动汽车的充电分为两种:全冲和快充,全充需6-8个小时,快充则需20分钟左右。”南方电网市场部有关负责人向羊城晚报记者介绍:“但快充比较伤害电池,根据国情,我们更倾向于换电池。” 记者在换电体验中心看到,当电动汽车行驶入有机械臂的坑槽后,57秒便可完成整个过程,汽车5分钟内可离场。南方电网负责人透露:“我们计划分三步走:第一,在广州、深圳等大城市布点;第二,珠三角城际联网;第三,在高速路上布点以完善网络,达到全国联网。” 从去年的充电站到今年的换电体验中心,南方电网在默默地表态———换电才是王道。 国家电网也是同样的选择。今年1月7日,国家电网公司总经理刘振亚已表明“换电”确是国家电网的主打方向,北京、青岛等地早已出现了充换电站;11月末,又对苏沪杭电动汽车智能充换电服务网络城际互联工程进行了验收。 “两大电网都选择了‘换电池’行为,可以想象,这将会是大面积地、更有效地推行这种新的模式。”广东油气商会油品部部长姚达明分析指出:“这对于我们制定电动汽车相关标准而言也是卓有成效的。我们必须吸取手机充电器走的弯路,提前统一充电方式,并开放标准让更多的厂家参与。” 充电,汽车制造商我行我素 但汽车制造商还是我行我素。记者调查发现,目前市面上很多电动汽车根本不能换电池。目前国内外汽车厂商多数在推充电模式,包括日产、大众、比亚迪和宝马,选择的都是充电模式。 也有消息指出,参与起草《新能源汽车产业发展规划(2011-2020)》草案的专家曾建议“今后新建小区,所有车位都应设有充电插头和电表;马路边上的停车位,安充电桩。采用夜间停车充电为主、其他办法为辅的途径,电动车才有希望普及。” “两者博弈,只能说明一个问题———大家都在抢市场。”一位不愿意透露姓名的电力行业人士指出。“电动汽车这块蛋糕太大太美味了,谁都想占主导地位。” |
国际电力网 | 羊城晚报 | 羊城晚报 | 2011-12-15 | 电网 充电 电动汽车 |
223 | 2017-09-18 05:00:34 | 南电北煤角力 沿海煤炭运输遭遇寒冬 | 2011-12-13 | 除开经济周期和运力过剩这些导致国内航运业整体低迷的原因外,围绕煤价在南方电厂和北方煤企间展开的博弈角力,让四季度的沿海煤炭运输行业颇为闹心。外有国际煤的价格优势挤压,内有火电厂的备煤需求不旺,当前国内煤炭航运市场的低迷,仅从持续攀高的港口煤库存量,还有屡创新低的煤炭散货运价便可见一斑。 买方强势 电厂偏爱进口煤 记者从日前在上海召开的航运交易论坛上了解到,今年三季度以来,沿海煤炭市场在进口煤的冲击下,呈明显的“买方强势”特征,而这个特征在四季度煤炭使用旺季还在加强。 世腾(中国)船务服务有限公司中国研究组经理薛寒冰告诉记者,2011年国内煤炭进口呈“前低后高”的特点,从二季度开始出现并持续到四季度的“电荒”促使煤炭进口从下半年开始迅速反弹,此外,煤炭产能西移使得国内航运运输成本也在上升。 来自发改委的统计数据显示,今年1月至10月,国内煤炭进口总量达到1.4亿吨,同比上升4.2%,净进口同比增长8%,其中福建、厦门、天津、广东等口岸的煤炭进口量同比增长明显。 谈及国内煤炭进口量增长,浙江能源集团海运有限公司船运业务负责人告诉记者,这里面还有个南方电厂和北方煤炭港之间的博弈问题,以5000大卡动力煤为例,现在南方电厂接印尼煤的到港价在720元/吨~730元/吨左右,而秦皇岛煤下水价是730元/吨~740元/吨,算上运费后和进口煤相比几乎没有优势。 外煤的价格优势解释了,国内煤港库存居高不下,电厂煤库存却维持在20天以上安全水平的原因。一位南方电力行业上市公司的负责人告诉记者,虽然和内煤相比,印尼等地的南亚煤种普遍有堆放时间不长的缺点,但由于北方煤港能及时了解南方电厂里煤堆厂的库存天数,并以此作为煤价谈判的筹码,所以电厂会普遍采用外煤来平衡补充。“仅仅是粤电系统放开内煤采购,秦皇岛的煤炭价格就会飙升。”他说。 内需不旺 煤炭运输市场受牵连 上海航运交易的最新报告显示,国内煤炭海上运费已连续九周下跌,其中华北至华东、华北至华南两条航线的散货运价再次刷新年内新低,且跌幅环比上期还在放大。 煤炭航运市场正在经历的“寒冬”,从港口煤炭库存高悬和待运船舶数量减少侧面就能得到印证。安迅思能源分析师罗湘梅告诉记者,由于调入量持续大于调出量,从上周末开始,广州港的煤炭库存就一直在300万吨左右徘徊,逼近堆场的总容量。而秦皇岛港口中心的统计数据显示,截至12月10日,位于秦皇岛港的锚地煤炭待装船舶只有67艘,达到年内最低水平,这个数据同比去年139艘的船舶水平减少了72艘。 有业内人士认为,今年四季度煤炭运输市场低迷,除开煤炭下游行业普遍青睐进口煤的原因外,还在于火电厂纷纷将今冬的煤炭备货时间提前。罗湘梅告诉记者,往年这个时候煤炭价格都在涨,但今年早在9月、10月,火电厂就纷纷开始购买冬煤储存,以避开传统涨价时间,这也部分解释了国内煤价前期被推涨的原因。 在预测明年的煤炭进口量时,薛寒冰表示,一方面中西部省份经济在崛起,部分能源输出地开始变成能源消耗地;另一方面,欧美经济持续低迷或将使得国际煤炭供应变得宽松,国际煤价还会进一步回落。他预测2012年中国煤炭进口总量将不低于1.8亿吨,甚至达到2亿吨。 |
国际电力网 | 证券时报网 | 李娴 | 2011-12-13 | 煤炭 电厂 煤价 |
224 | 2017-09-18 05:00:38 | “煤电一体化”难解“煤电矛盾” | 2011-12-12 | 或是其他煤炭企业被“煤电一体化”企业彻底打败,“煤电一体化”企业彻底垄断煤炭行业和电力行业,或是“煤电一体化”企业因为成本因素被其他煤炭企业打败,出现严重亏损,最终由国家和纳税人买单。 据媒体报道,经过“计划电”与“市场煤”的多年博弈,为了终结电煤价格受制于人的被动局面,电力企业纷纷向上游的煤炭领域进军,以神华集团为代表的煤炭企业则利用煤源优势挺进电力领域。 这一现象,被称之为“煤电一体化”。此举也引起了广泛争议,支持者认为是终结煤电争端的根本出路,反对者认为是市场化取向改革中的倒退。 到底是出路还是死路、前进还是倒退,显然不是对或错那么简单。笔者认为,这个问题的答案,在眼前利益和长远利益的关系之中,是以眼前利益为重呢,还是以长远利益为重。如果只考虑眼前利益,化解眼前的矛盾,当然可以选择“煤是一体化”这样的捷径。但是,如果从长远利益考虑,从市场经济体制的完善和社会分工得更加科学、合理考虑,这显然是本末倒置,甚至是一种倒退。 众所周知,煤电矛盾的出现,并不是市场竞争的反映,而是煤炭价格市场化、电力价格计划化的结果,是计划与市场的矛盾在煤炭与电力身上的反映。此类现象,改革开放以来,已经在若干领域、若干产品身上出现过。最终的处理办法,就是深化价格制度改革,全面放开市场和价格,让市场来对这些产品的价格进行调节。虽然也出现了一些阵痛,甚至出现过一定震荡,但是,结果还是令人满意的。中国的市场经济体系能够在较短的时间内建立起来,价值规律能够很好地发挥作用,很大程度上就是价格管制逐步退出市场,市场能够对多数产品起到积极的引导和调节作用。 就煤电矛盾问题而言,由于过多地考虑电力价格放开对经济社会发展的影响,而没有考虑煤炭价格放开也会对电力市场产生冲击,这种放开一头、封闭一头的做法,显然会对价格形成机制产生阻塞与割裂,导致目前这种格局的出现。 能够理解的是,由于电力供应涉及千家万户,涉及每个企业、每个老百姓的利益,价格的调整与放开,确实需要慎重。但是,在上游产品已经价格放开的情况下,用行政手段控制电力价格,同样会扭曲市场、扭曲价格、扭曲社会资源的合理配置。如反复出现的发电企业通过减少发电、制造电力供应紧张矛盾、逼迫有关部门调整电力价格,就是这种扭曲的最突出表现。千万不要以为,不主动对电力价格进行改革,不主动放开电力价格,而是被动地对电力价格作出调整,就不会产生负面影响与作用。只要电力价格调整,就必然会产生影响与震动。与其这样,为什么就不能干脆一点,对电力价格进行一次全面改革呢?纵然出现一次比较大的阵痛和震荡,也比反复阵痛、反复震荡好。 事实上,在如何处理价格调整带来的社会影响方面,我们已经积累了很多经验,如实行差别价格、给社会低收入群体予以补贴和资助、协调好供应与需求的矛盾、建立市场化的价格形成机制等。记得成品油价格刚刚放开时,也曾遇到过类似矛盾,等到真正放开时,所产生的影响和震动,实际上要比预想的小得多。虽然在成品油价格方面还存在着许多矛盾和问题,如快涨慢跌、价格形成还不够公开透明等,但从总体上讲,已基本与市场接轨。接下来的工作,主要是如何完善和健全价格形成机制与体系,更好地适应市场需要,打破垄断,让更多的非国有企业参与成品油的生产和供应等。一旦这样的机制形成,那么,成品油的供应和价格形成将越来越科学、越来越合理、越来越适应市场经济的要求。 也正因为如此,用“煤电一体化”的方式来化解煤电矛盾、解决电力供应紧张的问题,是不可取的。更重要的,由于参与“煤电一体化”的企业,主要是国有企业,特别是中央企业,我们担心,一旦这样的格局完全形成,那么矛盾将更加尖锐、问题更加复杂。一方面,成品油生产与经营被三大油企垄断的现象将在电力生产与供应身上再现,逼宫、绑架、与民争利等问题也将随之发生;另一方面,其他煤炭企业与“煤电一体化”企业的矛盾随之诞生,或是其他煤炭企业被“煤电一体化”企业彻底打败,“煤电一体化”企业彻底垄断煤炭行业和电力行业,或是“煤电一体化”企业因为成本因素被其他煤炭企业打败,出现严重亏损,最终由国家和纳税人买单。同时,电力和煤炭企业刚刚完成的主辅分离,又将完全“复原”,这应当不是希望出现的结果。 实际上,煤炭企业走到今天这一步,也是很不容易的。如果不是因为安全事故频发,如果不是煤炭企业的加速整合,煤炭价格的放开还不知等到哪一天。既然广大煤矿工人用生命换来了煤炭价格的改革和放开,换来了煤炭市场秩序的稳定与健全,何必又让“煤电一体化”使其倒退呢?为什么就不能将煤炭价格放开之路延伸到电力价格身上,对电力价格实行市场化改革呢?为什么要在电力企业已经包袱沉重的情况下,再让其背上购买煤炭企业可能出现的风险与负担呢? 当然,由于电力价格牵一发而动全身,对电力价格的改革可采取渐进式改革方式,一是参照成品油价格改革的做法,尽快出台电力价格形成机制的相关政策文件,推动电力价格的放开;二是为了减轻电力价格改革的影响和震动,配套出台阶梯价格、峰谷价格、差别价格以及对低收入群体补贴等配套政策和措施;三是协调好电网公司与发电企业的利益分配关系,科学界定两者的利益分配;四是加大电力企业改革力度,规范电力企业的分配行为,加强电力企业管理,增强电力企业的节约意识。 如果能够积极稳妥地推进电力价格改革,推动电力生产与供应的市场化,那么,煤电矛盾就能从根本上得到解决,这无疑是最理想的结果。 |
国际电力网 | 中华工商时报 | 谭浩俊 | 2011-12-12 | 煤电一体化 煤电 |
225 | 2017-09-18 05:00:38 | 电监会强化风电安全监管 变流器市场前景看好 | 2011-12-09 | “风电变流器是风机获得低电压穿越能力的一个重要依托,在国内风电产业日渐注重风电安全的大背景下,风电变流器的市场需求陡然提升,未来几年国内风电变流器行业的年均复合增长率都将超过20%。”中投顾问高级研究员李胜茂近日告诉中国经济时报记者,变流器行业前景看好。 12月2日,国家电监会发布的《风电安全监管报告》(下称《报告》)中指出,2011年1-8月份,全国发生193起风电机组脱网事故,其中,一次损失风电出力10万-50万千瓦的脱网事故54起,一次损失风电出力50万千瓦以上的脱网事故12起。 “风电机组低电压穿越能力不足,是大规模脱网的主要原因。”李胜茂说。 《报告》指出,已投运风电机组大部分不具备低电压穿越能力。风电场机组低电压穿越能力改造工作进展不平衡,部分风电场改造方案和计划仍未确定。 业内人士分析,随着主管部门对风电安全性要求的日益严格,使风机得以获得低电压穿越能力的变流器行业将获得增长机遇。 据国信证券预测,2015年全球变流器总市场容量将达到1797.5亿元,2020年达到3289.8亿元,2030年达到6713.7亿元?鸦2015年国内变流器总市场容量将达到450亿元,2020年达到790.7亿元,2030年达到1524.9亿元。 “目前国内风电变流器行业的市场容量在180亿元左右,市场基本上被外资品牌占领,国内企业大多还处在产品研发和项目建设阶段,并且在1.5MW以上风机用变流器的研发能力上相对较弱。”李胜茂表示。 据了解,风电变流器是风电整机中仅有的几个尚未实现国产化的零部件,目前国内风能变流器市场主要依赖进口。ABB、Converteam、美国超导等国外品牌占据国内风能变流器主要市场份额,内资企业占比仅5%左右,存在着广阔的市场替代空间。 “风电变流器属于风电整机的关键零部件,未来很长一段时间该产品的进口替代性都比较好,行业平均利润率较高,这一行业对于国内一些风电企业来说蕴藏着大量的市场机遇。”李胜茂表示。 ChinaVenture投中集团分析师李玲认为,今年以来大规模的风机脱网事故引发的风机改造潮?熏也为风电变流器行业带来良好发展契机。 中国西电的一位高管表示,尽管风电在近年事故频发,但在多种新能源的比较中,他仍看好风电的发展前景。他透露,该公司已在风电变流器研发及风电接入系统成套技术研发方面投入数千万元。 不过,由于部分风电机组改造费用高昂,变流器成本占到整机成本的7%-10%,企业面临巨大的资金压力。据了解,金风科技的直驱风机改造价格约为10万元,而双馈风机由于其构造更复杂,改造价格还大于10万元。 李胜茂建议,对于风电整机企业来说,要积极地将风电变流器纳入自身的业务板块,增强成本控制能力;对于专业从事风电变流器业务的企业来说,一方面要加大与大型风电整机企业的合作力度,争取建立稳定的销售渠道;另一方面要发挥自身的专业优势,研发生产大功率的风电变流器。 |
国际电力网 | 中国经济时报 | 中国经济时报 | 2011-12-09 | 电监会 风电 变流器 |
226 | 2017-09-18 05:00:48 | 铅酸蓄电池业龙头企业基本面迎来拐点 | 2011-12-06 | 目前看来,今年的铅酸蓄电池整顿风暴很可能成为行业发展的分水岭:在此之前,这一行业竞争无序、价格战激烈、毛利率低下;在此之后,整个行业集中度提升、供不应求、毛利上扬。在这种情况下,分析师们纷纷表达了对行业内龙头企业的看好。 国都证券研究员肖世俊表示,由于铅酸蓄电池上市企业大多为细分行业龙头,在行业环保整顿及准入标准提升后,龙头企业有望从行业集中度提升带来的市场新格局中受益。 中信证券的一份调研报告也显示,经过此次铅酸蓄电池行业整顿,电动自行车电池的供给缺口最大,约达40%,汽车启动电池缺口也有20%,仅通讯电池缺口不大。而受供给短缺的影响,电动自行车电池终端价格由400元/组涨至700多元/组。汽车启动电池的需求也自9月份开始进入高峰。 报告称,随着未来准入条件进一步出台,预计行业的供给缺口将维持到2012年中旬。2012年下半年,随着部分龙头企业新增产能的逐步投放,行业供需有望恢复平衡。 “目前汽车启动电池需求旺季已经来临,而产能约300万只的上海江森自控今年9月份停产后给行业短期供给尤其是高端整车配套领域带来冲击。行业内主流国内厂商已开始规划对整车配套电池进行提价,带动业绩弹性。”中信证券分析师唐川说。 另一方面,他指出,电动自行车电池行业也拉开整合序幕。因相关企业在此次行业整顿中受到冲击最大,小厂直接被关停,中型企业由于资金紧张问题也面临经营困境,这给具有资金优势的企业带来并购整合机遇。在这一背景下,龙头企业基本面将迎来拐点。 |
国际电力网 | 上海证券报 | 上海证券报 | 2011-12-06 | 铅酸蓄电池 |
227 | 2017-09-18 05:00:56 | 明年发电企业利润有望大增 | 2011-12-01 | “国家发改委11月30日宣布上调销售电价和上网电价,这是最近三年来首次年内两度上调电价。”有行业研究员指出,3分的销售电价和2.6分的上网电价创出2005年煤电联动以来电价上调幅度新高。 业内人士表示,发改委一手限煤价、一手调电价,利于电力企业“过冬”。分析人士认为,在电煤价格涨幅得到控制的前提下,即使按照相对保守的数据测算,明年发电企业利润总额也极有可能增长1倍以上,发电企业业绩将迎来大幅增长,这对整个行业而言无疑是个利好。 明年电企利润有望翻番 根据发改委方案,全国燃煤电厂上网电价平均每千瓦时提高约2.6分。假定全国各类发电企业上网电价平均每千瓦时上调2.5分,以此为标准测算:今年1-10月全国发电量累计为38181.27亿千瓦时,按月平均发电量计算,则12月发电量预计为3818亿千瓦时;如果不考虑其它因素的变化,今年12月份发电类企业将增加营业收入约95亿元。 如果2012年发电量在今年基础上增长10%,则累计发电量将达到50399亿千瓦时,按上网电价上调2.5分钱计算,将给发电类企业增加约1260亿元的营业收入。 由于增加的这部分收入是在成本未增加或增加很少的情况下实现的,按17%扣除增值税后,约1046亿元将转化为利润总额。如果按25%的所得税计算,则将增加约785亿元的净利润。根据Wind资讯的数据,今年1-9月份规模以上的电力生产(包括火电、水电等)企业实现的利润总额为518亿元。据此测算,2012年发电企业预计利润将会有大幅度的增长,保守估计增幅可能达到1倍以上。 当然,这里没有考虑动力煤价格上涨的因素。如果煤价有一定上涨,会侵蚀部分利润。不过,在此次方案中,发改委对煤炭价格进行了限制。国家发改委宣布上调销售电价和上网电价之余,还对煤价给出了指导意见:2012年度重点合同煤价格最高可上调5%,包括秦皇岛港在内的北方港口5500大卡热量的电煤现货价格不能高于每吨800元人民币。这有利于抑制电价上调后可能出现的煤价跟随性上涨,减轻电企的成本压力,有利于电企业绩的真正增长。 控制电煤价格仍是关键 招商证券认为,电价上调,电力行业整体盈利情况将有改善。在电价调整中,部分公司业绩或将明显改善,如华能国际、华电国际等;一些公司长期成长性确定,业绩或稳定增长,如国电电力、国投电力等。此外,股价对电价调整尚未充分反映,有补涨需求的公司值得关注。 “能否真正控制住煤价上涨才是核心。”华能集团的内部人士表示,发改委今年6月上调非居民用电电价,但煤价随后跟涨,电价企业的利润被煤价吞噬。招商证券指出,华能国际境内电厂前三季度累计发电量达2364亿千瓦时,同比增长24%;依靠上网电价上调,收入同比增长30%,高于发电量增长速度。但是由于在电价上调后,煤价再次出现上涨,公司成本增速超过收入增速3.5个百分点,电价上调的成果全部被吞噬。 有券商研究员指出,在重点合同煤谈判结束之前上调电价,反映了发改委支持电力企业的决心,与此同时,给煤价设置最高价,是为防止调电价后,煤价跟涨。 一手限煤价、一手调电价,监管部门“力挺”电力企业的决心可见。但国家电网能源研究院副院长胡兆光指出,重点合同煤价价格上升5%,即每吨涨30元,由于合同煤与市场煤价差距大,合同煤履约率始终未有大的改善。与此同时,煤价受市场因素制约,发改委对电煤的最高“限价”能否实现尚待检验。 部分拥有电网的企业则对电价上调持谨慎态度。明星电力相关人士介绍,发改委上调电价的方案正式出台后,地方物价部门还会根据方案制定符合当地情况的电价上调幅度。他指出,今年早些时候发改委上调15省市非居民用电时,实际上并没有额外增厚公司业绩,只是消纳了部分公司从国家电网公司购电的成本。 上述人士还透露,由于一些企业拥有自己的电网,所以只有全面、大幅上调终端电价才会对公司业绩有直接影响。该人士介绍,地方物价部门将根据发改委上调电价的文件制定适合当地企业的销售电价,而具体上调多少销售电价还要看是否以消纳外购电成本为原则。 此外,地方物价部门核准最终销售电价还需要一个过程。据悉,地方政府核算出具体电价上调幅度的时间在一周左右。上述人士直言,此次上调电价,实际上对公司今年的业绩不会产生直接影响。 电力板块近期跑赢大盘 值得注意的是,发改委此次在上调电价之余还推出了居民阶梯电价指导意见。华能集团内部人士指出,居民阶梯电价指导意见的出台,使得电价调整有章可循。不过,该人士也指出,这有赖于阶梯电价具体方案的细化落实。 发改委指出,阶梯电价的具体实施方案、具体电量的分档以及电价水平的确定需要各地区根据指导意见,结合当地实际情况制定,经过听证后才能实施。 业内人士普遍认为,此次宣布上调电价,对A股电力板块无疑是利好,预计将对二级市场形成一定的刺激。事实上,近期以来,市场对电价上调存在着较强的预期。统计表明,今年10月中下旬以来,电力板块走势一直强于大盘。据Wind资讯数据显示,自10月21日至11月30日,发电及电网板块(中信二级行业)上涨了8.11%,最高曾上涨了14.95%,而同期上证综合指数仅上涨0.7%,最高也不过上涨了9.15%。 有市场人士认为,在电力板块,有的个股尽管已有较大涨幅,但动态市盈率仍然很低。根据Wind资讯数据显示,截至11月30日,A股火电公司2012年动态市盈率仅为17.5倍。从市场的角度看,在肯定上调电价对电力板块利好的同时,也要注意可能存在的风险,在市场较弱的状态下更是如此。 |
国际电力网 | 中国证券报 | 中国证券报 | 2011-12-01 | 电力 利润 |
228 | 2017-09-18 05:00:56 | 电煤谈判开幕在即 机构预计明年合同煤价涨8% | 2011-11-30 | 按照惯例,2012年电煤合同谈判即将于12月举行。日前有消息传出,称发改委内部会议讨论2012年度重点合同煤价格最高可涨5%。 无独有偶,记者获悉,齐鲁证券近日发布研究报告称,通胀下行为电价上调提供了契机,电煤合同价连续两年没有上涨,导致市场煤与合同煤价差不断扩大,预计2012年电煤合同价将上涨8%。同时,中金公司日前发布的研报 《2012年煤炭行业投资策略》也认为,煤运瓶颈将持续到2014年,并将继续支撑煤价,预计明年秦皇岛动力煤年均价将上涨8%。 合同煤涨价预期增强 “去年煤电谈判期间,考虑到今年物价上涨压力,有关部门限制了重点合同煤价格上涨。可一年来市场煤价格却出现较大涨幅,面对市场煤和合同煤价差的再度拉大,主管部门今年不大可能再度明令禁止重点合同煤价格上涨。”中商流通生产力促进中心煤炭分析师李廷告诉记者。 根据国家发改委2010年底提出的明确要求,2011年重点合同电煤价格要维持2010年水平不变,不得以任何形式加价,也就是仍维持每吨520元的价格。而目前环渤海地区4500大卡的动力煤综合平均价格每吨已达到640~650元,5000大卡每吨高达740~750元,5500大卡动力煤价格每吨为845~855元。 虽然国家发改委尚未明确表态,但近日甘肃省工信委已下发《关于稳定电煤价格保障煤炭供应的通知》,明确要求2012年电煤合同价格不高于今年年初合同水平。对此,有煤企负责人认为,在市场经济条件下,政府不应该再给煤炭限价,这样体现不出煤炭应有的价值。 目前,受库存回升和需求放缓等因素的影响,电厂采购电煤的积极性减小,环渤海地区港口煤炭价格两个月以来首次出现整体下行,且连续两周整体下行,港口煤炭库存也在不断增加。与此同时,国际煤价近期持续下跌,也使得沿海各省更多转向国际市场。有分析人士根据统计数据预测,今年我国进口煤炭数量将超过去年水平(1.66亿吨),达到1.7亿吨左右,创历史新高。 另据数据显示,主要煤炭产地山西北部本周动力煤价格普遍下跌,大同地区动力煤价格普跌15元/吨,朔州地区动力煤价格普跌10元/吨。这也是该地区煤价连续7周平稳之后首次下跌。 虽然产地和国内外港口煤炭价格都出现了下滑的迹象,但下降幅度仍很小。厦门大学中国能源研究中心主任林伯强认为,“市场煤和合同煤的差价太大,既造成电煤合同价上涨预期增强,也是合同煤履约率比较低的主要原因之一。当然如果要缩小这个差价,在提高合同煤价格的同时也可以适当压低市场煤的价格。” 电价能否上调或成关键因素 有券商机构分析认为,若限制煤炭现货价格上涨,将对市场情绪产生负面影响;而且由于60%~70%的电煤通过中间商交易完成,现货价格也很难真正控制住。 “在预计火电、煤炭需求增长放缓的情况下,再考虑到自身财务状况不断恶化的现实,如果有关部门对再次上调电价还是迟迟不动,发电企业肯定不会轻易接受煤炭企业提出的合同煤价格提高10%的涨价要求,而很可能与煤炭企业僵持下去,直到有关部门出面干预。”李廷这样认为。 数据显示,今年1~10月份全国煤炭产量累计完成31亿吨,同比增长12.2%,其中国有重点煤矿产量累计完成16亿吨,同比上升12.8%。据煤炭运销协会快报统计,10月份全国煤炭产量同比增加7.3%。对此,齐鲁证券认为,由于下游需求增速放缓以及煤炭运输瓶颈的制约,预计年底产量增速将进一步下降。 李廷认为,为了减小电价调整压力,有关部门势必还会对今年的煤电谈判进行一定干预,对合同煤价格涨幅进行一定协调,既能够让煤炭企业在一定程度上达成涨价意愿,又能避免发电企业成本增加太多。“面对新一年的煤电谈判,煤炭企业肯定会要求提高合同煤价格,而发电企业也不是不能接受煤价上涨,只是因为电价不能及时调整,使得发电企业的成本不能顺利转移。如果有关部门适时对电价进行一次调整,同时对煤炭企业提出一些行政性要求,煤电双方企业应该会就重点合同煤价格在一个相对较低的涨幅上达成一致。” |
国际电力网 | 每日经济新闻 | 杨柳晗 | 2011-11-30 | 电煤 煤价 |
229 | 2017-09-18 05:00:57 | 消除“电荒”唯有深化改革电价形成机制 | 2011-11-28 | 今年部分地区的缺电来得有些频繁而持久。 迎峰度夏期间,浙江遭遇了7年来最严重的缺电;江苏用电缺口超15%,最大缺口超过1000万千瓦;广东最大电力缺口达到400万千瓦。全国出现了3000万千瓦左右的用电缺口。 以处于我国能源输送末端的湖南为例。5月上旬用电最为紧张时,全省需求为1650万千瓦,而实际负荷只有1000万千瓦,单日最大限电达30%。省经信委主任谢超英对记者表示,以往是“季节性缺电”,现在是“全年性缺电”。 事实上,冬季的形势依然严峻。国家电监会新闻发言人谭荣尧表示,今冬明春全国最大电力缺口约2600万千瓦,其中既缺煤又缺水的南方和华中地区用电矛盾最为突出。 据电监会的统计数据,今年以来,共有17个省份采取了拉限电和错避峰的措施。大部分地区电力供应偏紧,部分地区缺电严重。中国电力企业联合会专职副理事长魏昭峰预判,2013年电力缺口将达7000万千瓦。 如果从标志我国电力工业全面进入市场化改革的2002年为坐标来看,这一年的2月,国务院下发了《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》(国发[2002]5号文件),这一年我国的电力装机容量近3.6亿千瓦;时过8年,2010年我国的电力装机容量已经历史性地跨越至9亿千瓦,但却未能根本上改观中国缺电的状况,同样未能从根本上改观的是电力体制的改革。 不同的是,统计数据显示,上半年全国火力发电利用小时只有5200小时,未达到5500小时的设计水平。如果说之前长期存在的是由于装机容量不足的硬缺电;当前面临的则是在电力装机充裕的情况下,带引号的“电荒”。 电改8年后的“计划电” 作为煤炭匮乏省份,湖南每年需要电煤3800万吨,其中,60%需从山西、河南、贵州等省调入。今年,由于这些省份自身也缺电,减少甚至中断了对湖南电煤的供应。为了弥补陆路运输不足,拓展电煤来源,从去年下半年开始,湖南大量从海路调煤。 先从秦皇岛港用海船运至长江口,换小船逆长江上运至洞庭湖,换更小的船沿湘江逆流而上,再由汽车转运送至电厂。经过行程近4000公里的“海进江”,抵达湖南时煤价高达每吨1200元,光运费就占去成本的2/3。这一过程需要25天左右,在当地于是有了“八千里路云和月,二十五天海进江”的说法。 无奈的“海进江”,表面是电煤的金贵,折射的是电力体制的不畅。“多年累积的煤电矛盾在今年有趋于恶化之势”,采访中,记者多次听到如此的反映。 电煤价涨,只是当前电力困境循环链条的一环,往前看是电价改革滞后,向后看的结果是电企亏损。对五大发电企业火电业务严重亏损,谭荣尧认为,“最关键的是要推进电价改革,发挥电价的经济杠杆作用。” 2002年出台的国务院 “5号文件”启动实施了以厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网为主要改革任务的电力体制改革。同年,实现了发电厂与电网的分开,形成了五大发电企业和两大电网的格局。但如今,8年过去了,后两项却没有得到强有力的推进。 “多年的改革后仍旧未能走出‘计划电’的牢笼”,国务院研究室综合司副司长范必在接受本刊记者采访时表示。 按照2002年的电力体制改革方案,电价的形成机制应该是“放开两头,管住中间”,即上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成;输、配电价由政府确定定价原则;销售电价以上述电价为基础形成,建立与上网电价联动的机制。但现实是,只在发电环节打破了垄断,与国务院确定的电力市场化改革目标还有很大差距。“特别是在输配环节还没有摆脱计划体制的束缚”,范必认为。 进一步来看,“由于还没实现输配分开,输配环节还没有做到独立核算,也没有独立的输配电价,严重制约了电力的跨省跨区交易和资源的优化配置”,范必指出。 这在中国电力国际有限公司高级经济师王冬容看来,是中国电力工业在政府的宏观调控和微观管理之间,在计划手段和市场手段之间,在对电力工业及其上下游之间的管理上,出现了制度的纠结,阻碍了发展的协调和可持续性。而这种制度纠结首先表现在对电价管制上。突出的表现是8年多来我国电价管制模式始终没有大的变化,上网电价和销售电价仍然都被严格管制。现实的电价形成机制成了“管住两头,中间不管”。 由于发电企业的上网电价和各类用户的销售电价,依照“成本加合理利润”的原则由政府部门行政审批决定,“两头被堵死”,范必认为,“所以电力成本上涨的因素不能通过电价疏导。” 研究人士分析指出,上网电价确定后,如果电煤涨价,电力企业就会要求政府出台顺价政策,否则无法避免电力行业大面积亏损;如果电力需求下降、电煤价格下跌,电力企业受制于政府电力定价的束缚,也不可能主动面对市场,实行打折促销等经营策略。这种定价机制不仅压抑了市场主体开拓电力市场的积极性,也使电力价格失去了反映和调节供求关系的应有功能。 中国华电集团公司政策与法律部主任陈宗法认为,按照2003年5月,国家发改委出台的《电力厂网价格分离实施办法》规定,“发电企业上网电价由发电成本、财务费用和税金构成”,不合常理地割舍了“利润”这个重要的构成部分,致使上网电价先天不足。 发电量按计划分配是“计划电”的又一突出表现。“我国发电调度至今仍沿用计划经济时期的办法,由政府部门对各个机组分配发电量计划指标。不论发电方式和能耗环保水平,只要机组在电力调度机构有‘户头’,就可以在年度计划中获得基本相同的发电利用小时数”。采访中,记者屡次听到大型发电企业抱怨。 在范必看来,人为设定的发电量计划既不反映供求关系,也无科学依据。即使按计划经济的标准,这样分配也是不合格的。计划经济时期国家做计划、定指标要经过“几上几下”、“综合平衡”,上下级、相关部门都认同才最后敲定,这是基本原则。更何况经过计划体制改革,国家取消了大部分指令性计划,计划的定位总体上是指导性的,而不是指令性的,这是市场化改革的重要成果。“目前,国务院主管部门并没有下达发电量计划,各地自行出台的发电量计划指标应当取消。”范必说。 另一方面,在实际执行中,发电量按计划内电量与计划外电量被采用了不同的电价。计划内电量由电网公司按国家规定支付上网电价;超计划发电量部分,电网公司要求发电企业降价上网,而销售电价实际上没有变化。在范必看来,今年以来,全国很多地方用电紧张,不少电力企业不是开足马力生产,而是在完成计划电量后,就以停机检修为名不再发电。这就解释了为什么在“电荒”情况下,很多发电企业的利用小时数不升反降的反常现象。 电力交易 “统购统销”是“计划电”的又一表现。发电企业的发电量由电网公司统一收购,再向用户统一销售,电网企业的收入主要来自购销之间的价差。这种盈利模式客观上为电网企业利用自然垄断优势,向发电企业或电力用户谋取不当利益创造了条件。采访中,发电企业工作人员向本刊记者表示。 据了解,在大部分情况下,发电企业的上网电价是0.3~0.4元/千瓦时,以东部地区为例,工业企业实际用电成本可以达到0.7~0.9元/千瓦时,商业企业大都超过1元/千瓦时,甚至更高。范必说,出现如此之高的购销差价,除合理的发电成本和输配电成本外,相当一部分是说不清道不明的交叉补贴和销售环节各种形式的收费和加价。正是由于电力用户与发电企业不直接见面,无法建立反映市场供求关系的价格信号,增大了不必要的交易成本。 电和煤的“双轨制”故事 电企、煤企伴随中国电力体制改革一路上扮演的角色,在陈宗法眼中经历了“盈亏大反转、冰火两重天”。 2002年以前,我国长期执行的是煤、电计划模式。由于煤炭处于供过于求的状态,国家每年召开一次煤炭订货会,会上国家定好煤炭价格,分配好运力,煤、电企业再去衔接量的问题。在这种计划模式下,煤炭行业长期亏损。上世纪90年代中期,中央统配煤炭企业亏损80多亿元,中央财政补贴了60亿元。不堪重负的中央政府,向地方下放煤炭企业。时至2000年,煤炭行业还是全行业亏损。而同期的电力企业却是“电机一响,黄金万两”。 逆转发生在2002年以来,国家逐步放开煤炭价格;2005年以后完全放开,形成了以合同价为主进行煤炭交易并确定铁路运量的市场格局。由于经济的快速发展,各地新建了一大批重化工、高耗能企业,火电企业实现了超常规发展,造成煤炭供不应求,加上国际原油、煤炭价格快速上涨,导致国内电煤价格不断攀升,煤炭企业迅速“脱贫致富”。再加上上网电价继续承袭了电改前“政府管制”的定价模式,还推出了标杆电价,火电企业逐步进入“亏损时代”。 2010年,五大发电企业运营的下属436个火电企业中,亏损企业236个,亏损面高达54%。华能、大唐、华电、国电、中电投所属火电企业2008~2010年三年累计亏损分别为85.45亿元、128.15亿元、140.08亿元、110.47亿元、138.42亿元,合计亏损602.57亿元。加上2011年1~7月火电亏损180.9亿元,五大发电集团共计火电亏损783.47亿元。由于电煤价格难以消化,火力发电企业是发电越多,亏损越多。 陈宗法透露,五大企业成立时,平均资产负债率已超过65%。2003年以来持续攀升,特别是2008年巨亏,负债率陡增4~5个百分点,到2009年达到高峰,近两年五大发电企业都在85%上下徘徊,个别较高的接近88%。电改后8年多时间里,共增加负债率20多个百分点。 为了疏导煤电价格矛盾,近年来国家层面多次实行了煤电联动。按照规定,联动的标准为煤价涨幅的70%,另30%的涨价因素由电力企业消化。在现实生产中,通过联动调高电价后,随之而来的是煤炭新一轮涨价,电力企业再次提出煤电联动要求,国家再次调高电价。轮番涨价令下游工商企业承担了更大的用电成本。而由于联动方案在设计时就没有充分反映煤价上涨的全部成本,多次联动后,让发电方再消化30%的成本,已经没有多少空间了。因此,范必认为,煤电联动可以在短时间内缓解发电企业亏损的压力,但无法使它们真正摆脱困境。 另一方面,“作为央企的五大发电企业,销售端面对的是电网企业‘独此一家’的垄断体制和地方政府‘分灶吃饭’的财政体制,受各自利益机制的驱动,即使国家出台一些新的调价措施(如临时电价、脱硫电价、外送电价、分时分段电价等),执行中经常被打折扣,有的落实不及时,陈宗法指出。 事实上,近年来,国家电监会通过重点检查和抽查,的确发现一些省份经常违反国家电价、电费结算政策,如用行政手段强制降低上网电价、通过出台峰谷分时电价变相降低上网电价、不严格执行脱硫电价政策等,给发电企业每年带来数亿元的经济损失。 从深层次来看,大唐集团湖南分公司总经理魏远对本刊记者表示,秦皇岛港存煤长期稳定在720万吨至750万吨,广东、广西等沿海港口存煤也都充裕,在“电荒”严峻的情况下,火电企业开机却远远不足,上半年全国火力发电利用小时只有5200小时,未达到5500小时的设计水平。“今年以来一些省份出现“电荒”问题,究其原因并不是缺煤,也不是缺电,而是缺市场机制”。 发电企业与电网对接的“双轨制”更加剧了这一矛盾。由于发电量的计划内和计划外之分,超计划发电部分电网要降价收购,后果是电煤价格上涨时,电厂多发电不仅不会多收益,还会增加亏损。于是就出现了消极怠工的现象。一家电厂厂长告诉本刊记者,电厂连年亏损,“我不能说罢工,但至少是怠工,资产负债率是我们考核的主要指标,电厂没有发电积极性,煤企更没有送煤积极性”。 而计划插手下的平均分配发电量的后果也是严重的。我国近年来新上了大批大容量、高参数的发电机组,可以大幅度节约单位发电量对电煤的消耗。以100万千瓦的机组为例,每千瓦时发电平均煤耗只要280克,而5万千瓦机组的耗煤在400克以上。“平均分配”客观上鼓励了高耗能的小火电机组的发展,与国家节能减排、优化能源结构的方向背道而驰。 “小机组多为地方所有,而大机组大部分属于大型发电集团,这一举措能够保证自己机组的发电时间”,某大型发电企业工作人员坦言,另一个原因是,手握分配权的地方主管部门不愿意放权,以“小机组也得活”的理由继续推行平均分配发电量。 市场化前探 “当今世界上已经没有几个国家还像我国一样,在发电和用电环节这样典型的市场竞争领域,仍由行政审批来规定电价”。面对深化改革电价形成机制已成当前业界普遍的呼声,国家能源局新能源和可再生能源司司长王骏表示。 在国家能源专家咨询委员会委员、厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强看来,深化电力体制改革的下一步重点,不在于比主辅分离难度更大的输配分开和竞价上网,而是更为急迫的电价形成机制。 国家电监会华北电监局电力市场专家马海武也认为,我国电力“厂网分开”的改革目标已基本实现,深化电力体制改革、建立规范的市场交易制度已成为当前电力工业发展的重大课题,而“电力市场化的核心是价格形成机制市场化”。 在国网能源研究院高级咨询王信茂看来,电力行业的发、输、配、售四个环节中,电网环节具有非常明显的自然垄断性,发电环节的自然垄断性则随着技术的进步已经逐步消失,售电环节由于进入门槛低而本身不具备自然垄断性。电力市场化改革就是要在可竞争的发电和售电环节引入竞争,在自然垄断的电网环节加强政府监管,构建“放开两头、监管中间”的行业结构,这也是大部分国家的做法。 20世纪90年代以来,电力市场化改革浪潮首先在西方国家展开,主要包括三方面的内容:建立发电侧竞争市场、逐步放开售电侧市场、实现政府监管下的电网公平开放。例如,美国在改革初期开放发电侧市场的同时,放开了售电侧市场;日本在维持垂直一体化的模式下,在发电侧、售电侧同时引入了竞争;欧盟在统一电力市场化改革中,要求各成员国逐步放开用户选择权。 多位业内人士认为,我国电价机制应“两头适当放开、中间加强管制”,发电商和购电者作为市场交易主体通过协商或竞争形成上网电价,电网企业可以作为众多用户的代理者参与交易,政府在必要时通过特定价格手段调节供求关系。 实际上,我国在市场化定价方面并不缺少探索。2010年5月,内蒙古“电力多边交易”市场正式启动运行,首次将用户作为市场购电主体纳入市场,参与竞争。 由发电、用户、电网三方共同参与的内蒙古电力多边交易市场,在“发电侧和用户侧”引入双向竞争。在不改变现行用电分类目录电价结构和电网公司现行购、售电差价前提下,大用户和发电企业均以内蒙古电网标杆电价为基础申报上下游浮动的价差,并暂按±20%对市场价格波动进行限制。 这一举措使得内蒙古的电力负荷在50天的时间内增长了500万千瓦。不过这一试点被国家发改委以给了高能耗产业“优惠电价”为名叫停。记者采访了解到,试点中确实存在着高耗能企业积极参与的现象,为防止与国家节能减排政策背道而驰,国家发改委出手对多边交易进行规范,对违规开展大用户直供电试点、跨省电力交易进行清理整顿。根据国家发改委《关于整顿规范电价秩序的通知》,严禁以跨省、跨区电能交易以及开展电力市场单边、多边交易等形式,压低发电企业上网电价。 “但无论如何,开展多边交易是电力市场化的重要步骤”,范必认为,对于是否是高能耗产业要从能效的角度进行评判,不能是耗能多就定义为高能耗,如果耗能多,但是能效很高,这也许就是发展的需要。节能是增效的概念,而不是不用能源。 近年来,国家电监会也一直在力推电力多边交易,希望借此打破电力行政定价,推动电力市场化的最终实现。业内人士表示,多边交易规划的设计,与国内一些地区实施的“优惠电价”完全不同,只要操作得当、运行规范,提高高能耗企业竞价门槛,可以推进节能降耗,并提高电力资源的配置效率。 除了上述举措,范必还建议,力推电网的输配分开,即使现在在机构上不能完全分开,财务上也应该分开,便于核算输配电成本。王骏也认为,应对输电成本进行单独核算,给电网设定一定的收益率。 不过范必强调,电力的体制安排,是公共政策体系的一部分,改革应当最大程度地满足社会福利的要求。电力有着普遍服务的特性,且密切影响国民经济的运行,电力市场化改革后,应当特别加强对电网调度和收入的监管,建立公开、公平、公正的电力交易市场。 |
国际电力网 | 瞭望 | 王仁贵 | 2011-11-28 | 电荒 电价 |
230 | 2017-09-18 05:01:06 | 河南新乡今冬最大电力缺口40万千万 | 2011-11-28 | 11月底,新乡供电公司2011迎峰度冬方案正式出台。全面安排今年迎峰度冬工作,以确保新乡电网在缺电情况下限电不拉闸,优先保障居民用电,确保全市电力有序供应。 今年以来,新乡电力需求十分旺盛,用电负荷屡创新高,电力供应持续偏紧。1至10月,全市用电量为119亿千瓦时,同比增长12.8%。据预测,新乡电网今冬最大负荷250万千瓦。受冬季煤炭消耗量较大、电煤价格持续走高、恶劣天气影响电煤运输、采购外省电煤难度加大等不利因素影响。综合考虑全省用电负荷分配及我市电力设备容量等因素,新乡电力供应今年冬季最大缺口将达40万千瓦左右。 针对今年紧张的用电形势,新乡供电公司提早着手,制定严密的迎峰度冬应急预案。同时联合政府相关部门,加强有序用电管理,统筹谋划电力保障的长效机制,确保全市应对高峰负荷限电不拉闸,为保障全市居民生活用电,促进经济社会发展做出贡献。 新乡供电公司多管齐下,积极备战迎峰度冬。针对迎峰度夏暴露的部分电网结构性问题,该公司优化调整电网建设项目时序,集中人力物力抓好迎峰度冬的电网工程建设。目前,该公司已完成对110千伏朱庄变电站的综合改造和110千伏滨河变电站的扩建工作。11月12日220千伏盟山变电站成功投运,进一步优化了我市电网结构。 在迎峰度冬供用电形势日趋严峻的情况下,新乡供电公司还将进一步强化服务,细化有序用电方案,严格执行政府部门下达的有序用电实施细则,指导企业错峰避峰,合理用电,突出加大对“两高”企业的限电力度,坚决杜绝对居民生活实施限电。 |
国际电力网 | 大河网 | 大河网 | 2011-11-28 | 河南 电力缺口 |
231 | 2017-09-18 05:01:11 | 该逼电价涨 还是逼电网让利? | 2011-11-25 | 煤价上涨,电价不动,电厂的日子不好过,“联名上书”不成,就直接“进京上访”。毋庸讳言,电厂集体赴京要求涨价,是一种典型的价格逼宫行为。发改委能不能扛得住,决定着消费者的电费单会不会继续增加、CPI等宏观经济数据会否调头向上。已经有发改委官员表示,会对部分价格矛盾择机予以梳理,其中包括供暖、天然气以及电力价格。电价年内将全面上调的消息,看来并非空穴来风。 应该说,集体赴京要求涨价,这样的行动不可谓不激进。电厂选择这样做,必然需要胆量和决心。可是,就算电厂下了誓死逼宫的决心,诉求的对象也永远是消费者,而不是横亘在电厂与消费者之间的电网企业。这是因为,电厂实行竞价上网,电网决定着电厂能否上网的生死大权,他们得罪不起也不愿得罪,于是消费者就成了软柿子。 不过,根据以往的经验,电价提升带来的利润空间很快又会被上涨的煤炭价格所吞噬,一旦患上这样的“涨价依赖症”,就会像吸毒一样成瘾:只要煤价涨,电价就必须涨;而只要电价涨,煤价必然接着涨,因此形成恶性循环。所以,只要电网不是公益的而是暴利的,逼宫电价上涨就会成为一部连续剧。 药价虚高,药厂和患者两头都难受,原因在于大部分暴利都被中间商拿走。同样的道理,电厂嫌利润低、消费者嫌电价高,很大程度上也是因为垄断电网在中间稳赚暴利。电厂要想日子好过,就必须勇于联手挑战电网的垄断权威。电网具有自然垄断的属性,无论是基于效率还是基于安全的考虑,电网垄断都是有必要的,这一点我们不得不承认。但是,垄断永远只能是一种无奈,而不能是暴利的借口。 如果电网必须垄断,那么首先必须保证电网的公益性。数据显示,2010年全国供电企业平均购电价为383.89元/千度,平均售电价为571.44元/千度,加价率接近50%,这样的电网企业显然谈不上公益。虽然国家电网号称 “2万亿元资产利润只有400多亿元”,但是这并不能说明电网不暴利,而只能说明电网企业的管理成本实在高得离谱。 作为公共服务的电力供应必须体现出公益性,购电价与售电价清单应该向社会公布,两者之间的价差应该有最高额限制。如此,消费者才能用上相对便宜的电,电厂才能获得相对合理的利润。电价的相对稳定,事关实体经济发展和社会民生领域,不能毫无节制地一涨再涨;国家电网应该承担起应有的社会责任,体现出公共事业的公益性。 电厂现在的经营困境,不是因为电价涨得不够高,而是因为利润分配不合理。电厂真正应该逼宫的,是一张公益的电网,而不是电价的不断上涨。涨价依赖症对消费者固然没好处,对电厂其实也没好处,只有电厂和消费者联起手来,形成利益共同体,最大限度压缩垄断电网的利润空间,逼其让渡一部分利润给电厂和消费者,共生格局才能趋于稳定。 |
国际电力网 | 每日经济新闻 | 舒圣祥 | 2011-11-25 | 电价 电网 |
232 | 2017-09-18 05:01:13 | 电价改革呼声渐高 “市场电”将成未来方向 | 2011-11-25 | 高企的电煤价格、不断扩大的用电缺口以及发电企业整体业绩的下滑,使得今冬明春的用电形势很不乐观,也使得推进电价改革的工作更显迫切。 记者获悉,国家有关部门日前召集地方相关部门及各电力企业代表进京商讨电价调整方案,方案具体细则还未对外公布,但据透露,上网电价预计将上调0.025元/千瓦时。 此前,市场对电价上调的预期就十分强烈,除去现实中电企亏损、用电缺口较大等原因外,更有对推进资源价格改革的期待。“推进资源价格改革是‘十二五’期间的重头戏,也是未来方向。”国家电网能源研究院经济与能源供需研究所所长单葆国向记者表示。 据统计,从2008年7月起,我国先后5次上调电价。目前在我国,无论是上网电价还是销售电价仍然实行政府统一定价。“电价改革的最终方向是实现电力价格市场化。”发改委能源研究所副所长李俊峰认为,电价改革是整个能源体制改革中的重要一环。“是‘十二五’期间的重点工作,我们也在讨论和研究方案,这是牵一发而动全身的大变革。”他说。 李俊峰认为,若要实现电价市场化,需要从发电、输电、配电和售电四个环节都参与市场定价,从而形成最终电价。 单葆国告诉记者:“输配电价独立形成应该是未来电价改革的方向,而现在采取的输配电价就是销售电价减去上网电价。”由此可知,加强输配电成本公开和审计,形成合理的输配电价将是“市场电”关键的一步。电监会今年11月出台的《输配电成本监管暂行办法》从多个方面对电网企业的输配电成本进行监管,也将输配电分开的过程往前推进了一步。 业内人士认为,目前电价上调预期日益增强,表面上看是煤电矛盾激化、电企积极性下降等原因造成的,但从更深层次来看,则反映出电价形成机制变革的需求日益强烈。 李俊峰坦言,“现阶段除了涨价之外,解决煤电问题可以有两个办法。一是实行煤电联动,在不能轻易调终端销售电价的前提下,上调上网电价,电网的涨价压力由国家补贴来消化。二是控制煤价上涨,可以对煤炭企业征收特别收益金,然后拿特别收益金补贴电网。” 不少人士担心,一旦电价上调,本就高位运行的煤价可能又借机涨价。对此,单葆国认为:“这种情况不大可能出现,国家会通过增加煤炭产能、保证煤炭运输能力等方式防止无序涨价。” 此前,发改委曾启动两次电价调整,一次是4月份针对12个省市的上网电价,另一次是6月份针对15个省市的农业和商业销售电价。业内人士预期,未来的电价调整,可能也会采取分步走的策略。著名学者武建东教授对本报记者表示:“无论是上网电价还是销售电价的调整,都会产生一定影响,因此建议在涨价的同时采取一定对冲措施。” 武建东提出了三方面的对冲措施。一是实施区别电价,工业企业和个人用电分开、高峰和低谷用电价格分开,这样能利用错峰使用电更加合理和满足需求;二是加快修改《电力法》允许工业企业自己发电,这样能避免小微企业受到电价上调冲击;三是推动多联产技术和智能电网的发展,提高发电和用电效率。 |
国际电力网 | 上海证券报 | 上海证券报 | 2011-11-25 | 电价改革 市场电 |
233 | 2017-09-18 05:01:20 | 电煤合同履行率低至10% 山西部分电厂省外买煤 | 2011-11-22 | 冬季用电高峰即将来临,然而在能源大省山西,部分火电企业却守着丰富的煤炭资源望洋兴叹,原因竟是电厂从当地的煤炭企业买不到煤。 据记者调查了解,山西中南部的地方电厂在购入煤炭时大多要让煤运公司经手,这样不仅增加了燃料成本,同时还面临电煤合同履行率过低的窘境。 电煤合同履行率低至10% “虽然我们现在所使用的电煤已经是市场煤,同时也跟本省的煤炭企业签订了长期供货合同,但是就实际情况来看,煤炭企业每年向我们供应的电煤只有合同数量的10%。以今年为例,我们估计要消耗450万吨电煤,但是煤炭企业给我们的电煤只有30万~40万吨而已。”山西中南部一家火电厂燃料供应处的负责人刘江(化名)近日告诉记者。 据刘江介绍,从当地情况来看,总是优先保障省外的煤炭需求,而地方电厂大都处于次要地位,“只有在签完其他合同之后才会跟我们签合同。” 厦门大学中国能源研究中心主任林伯强告诉记者:“为了保障电煤的基本供应,有关部门虽然牵头搞出了重点合同煤这一机制,但目前主要是作为央企的五大发电集团在享受重点合同煤的优惠,而地方电厂基本还是以市场煤为主。” 山西中南部13家电厂在近日提出的《保电供暖、迎峰度冬请求帮扶的紧急请示》(以下简称 《请示》)中建议,以不高于省外重点合同煤价格对中南部电厂的冬季用煤提供保障,加强质、量、价监管,对不执行电煤合同者严厉处罚。 刘江表示:“虽然我们中南部的电厂已经多次联合呼吁提高电煤合同履行率,但是基本没有取得什么效果。现在由于煤炭的市场化程度较高,很多煤炭企业更愿意把煤炭卖到省外或者一些像炼焦等非发电类的企业,而我们这些电厂基本被放在次要地位。” “我们非常希望有关部门能够出台像贵州省那样的措施。”刘江告诉记者,从10月份开始,贵州省不仅对每度电补贴5分钱,同时质监局也采取了一些列的措施保障电煤质量,例如对全省16家电厂实施驻厂监管,实行24小时跟班监控进厂电煤质量,及时调解煤电纠纷。措施实施之后,贵州省全省电煤供应量稳步上升。 山西部分电厂转买省外煤 “我们现在已经很难依靠本地煤炭企业保障足够的电煤,在这种情况下,我们不得不去内蒙古和陕西等地买煤。”刘江告诉记者,从该厂与当地的煤炭企业签订的合同情况来看,一种是520元/吨,一种是590元/吨,但是这两种合同煤的供应量非常有限,为此厂里不得不从内蒙古和陕西调入大量的煤炭,并要承担很大一部分的运费。 林伯强告诉记者:“山西的煤炭往外运,同时山西的一些地方电厂却不得不从内蒙古、陕西等地调入煤炭,这必然会导致成本的增加,由于价格机制的扭曲,最终的成本还是要由消费者来承担。” 数据显示,2011年1~10月,全国铁路运输煤炭18.8亿吨,同比增加2.2亿吨、增长13.4%,比全国铁路运量增幅高出5.3个百分点。据了解,为保障电煤运输,目前铁路部门将一半以上的运输能力用于煤炭运输。以山西省为例,2010年,山西的煤炭产量达7.41亿吨,山西境内主要的煤运通道大秦线的运送量达到了3.9亿吨。 对此有分析人士认为,由于铁路运力紧张,在运输过程中导致诸多问题发生,这在某种程度上增加了电煤的成本,同时也影响了生产的效率。 “现在去陕西和内蒙古买煤的山西电厂很多,这也导致以上两地的电煤价格不断提高。一旦这两地的价格超出我们的承受能力,地方电厂的生存就会更加困难。”前述电厂运行处的一位负责人这样告诉记者。 |
国际电力网 | 每日经济新闻 | 每日经济新闻 | 2011-11-22 | 电厂 煤炭 电煤 |
234 | 2017-09-18 05:01:25 | “十二五”我国将迎来低风速风电开发高峰期 | 2011-11-21 | 中国最大的风电机组制造商华锐风电近日宣布,由其主持的国家科技部“863计划”项目《1.5M W低风速风力发电机组关键技术开发和整机研制》课题,日前通过国家科技部专家组评审验收,其低风速风机的各项指标和成本优势均获得科技部专家的高度评价。 国家电网能源战略与规划研究所所长白建华认为,国家对于低风速风电开发的政策支持愈加明确,未来五年,我国将迎来低风速风电开发高峰期。本课题所研发的低风速风电机组具有广阔的市场前景。 据统计,全国范围内可利用的低风速资源面积约占全国风能资源区的68%,且均接近电网负荷的受端地区。但目前国内的风电开发集中 在 “ 三 北 ”(西 北 、 东 北 和 华北)、东南沿海等风资源丰富的高风速地区,低风速区的风电开发几乎处于空白。华锐风电于2009年6月启动适用IECⅢ类以下风区(年平均风速在5-7m /s之间)的低风速风力发电机组研制课题,并成为列入国家科技部“863计划”先进能源技术领域可再生能源技术专题的组成部分。 在此次课题验收中,来自国家科技部的专家组成员一致认为:华锐风电自主研制的SL1500/82和SL1500/89两种低风速风电机组均完成了课题任务书规定的任务、考核目标和主要技术指标。这两种低风速风电机组切入风速均可达到2.8m /s以下,额定风速分别为10.5m /s、10m /s。具有切入风速低、低风速区发电量大等优点,同时大幅降低了机组的重量及制造成本。 课题组长、华锐风电董事长兼总裁韩俊良透露,按照我国风电发展规划,“十二五”期间,风电将从原来“建设大基地、融入大电网”改变为“集中+分散”的发展模式,转向开发低风速风场,并鼓励分散接入电网。这意味着,低风速地区的风力资源开发已居为国家“十二五”风电规划的重要战略布局之一,以技术创新、国产化、规模化、大型化、国际化作为长期发展战略的华锐风电将继续加大研发投入,提高公司的科技研发能力,竭力打造全球最具竞争力的风电设备企业,实现五年内挑战全球第一的战略目标。 |
国际电力网 | 经济参考报 | 李新民 魏维 | 2011-11-21 | 低风速 风电 十二五 |
235 | 2017-09-18 05:01:29 | 光热发电叫好不叫座 | 2011-11-18 | 在国家未来的能源结构中,光热发电将处于重要的位置。根据相关规划,“十二五”期间光热发电建设规模为100万千瓦,建设的重点区域是光照条件好,水资源和土地资源丰富的地区,预计到2020年规模达到300万千瓦。 高成本硬伤 “去年公司从中国进口到欧洲的光伏组件是20兆瓦,今年只有2兆瓦。”一意大利光伏贸易企业中国区的负责人介绍,由于德国、意大利下调光伏补贴以及欧债危机、光伏产能过剩等因素影响,光伏行业不景气,公司拟将发展重点转向光热发电。 光伏与光热发电的最大区别在于:光伏发电是利用太阳光照射高纯硅,直接产生直流电;而光热发电则是利用太阳热产成蒸汽,推动汽轮机,发电机发出交流电,原理与传统发电一样。业内人士认为,光热发电相对更安全、稳定,在光伏遭遇并网危机之时,光热发电在理论上应更受青睐。 但是,光热发电的成本较高。据了解,目前美国光热发电站建设的平均成本约为4000美元/千瓦,发电成本约为每千瓦时0.12-0.18美元;国内光热电站建设平均成本估计在1.5万元/千瓦左右,发电成本约为每千瓦时1.8元。而目前光伏发电的成本在青海等西部省份能达到每千瓦时0.8元。 目前光伏已经有全国统一的标杆电价,而光热则仍采用特许招标。2010年年中位于内蒙古鄂尔多斯的50MW光热发电项目特许权招标,被业界称为我国光热发电由技术研发和示范项目建设阶段向产业化迈出的重要一步。但也有业内人士指出,此次特许招标电价约为0.94元/千瓦时,低于目前光伏1.15元/千瓦时的上网电价,中标的大唐新能源等企业实际上还是在亏本做研发。 短期难规模化 光热发电的价格之所以高于光伏,关键原因在于光热发电的核心技术还未突破。 根据聚热方式不同,光热发电技术路线分槽式、塔式、碟式和菲涅尔聚焦4种,其中以槽式发电应用最广泛。2009年,在全世界运行的槽式太阳能热发电占整个太阳能聚热发电装置的88%,占在建项目的97.5%。 但据了解,槽式光热发电主要由集热管、聚热镜片、汽轮机和支架等零部件构成。而国内这些配套零部件产业链尚未建立,而且其中的核心部件集热管仍为德国肖特公司与西门子两家公司垄断。 皇明太阳能曾称,公司成为继肖特、西门子之后,全球第三家开发成功集热管的企业。但据业内人士介绍,皇明太阳能的集热管因为熔铸技术不过关,遇到温差较大的时候,容易爆管。 值得注意的是,光热发电已被列入《产业结构调整指导目录2011版》,皇明太阳能、力诺瑞特、中海阳、龙源电力、湘电股份等企业目前均已加大了对光热发电领域的投资。传化集团近日出资分别收购了杭州大明科技控股集团和杭州大明玻璃有限公司所持有的浙江大明玻璃有限公司部分股权,继续投入光热发电定日镜的研发和生产。 据专家预测,2011-2015年主要为技术验证和商业化起步阶段,2015-2020年为商业化规模化建设阶段,2020年后进入飞速发展阶段,届时,光热电站建设平均造价将降低到1万元/千瓦。 |
国际电力网 | 中国证券报 | 王荣 | 2011-11-18 | 光热发电 |
236 | 2017-09-18 05:01:29 | 煤价大涨高于国际水平 上调电价方案获批可能性大 | 2011-11-18 | 近日有报道称:“由于电力央企面临巨亏,为确保电力供应,发改委已出台上调电价方案,目前方案已上报国务院。”且有业内人士分析认为,考虑到通胀下降趋势已经确立,电价调价方案近期获批的可能性较大,但对于北京市的广大居民来说,今冬依旧是幸运的,因为不仅供暖质量没有因为电力供应紧张而下降,而且价格也与往年相同。但在这种幸运的背后,却是因水力发电不足而导致火电需求大幅增加;另外,近期发生的中煤山西元宝山煤矿矿难以及贵州荔波安平煤矿矿难,又导致煤炭产量有所减少。业内人士认为,受以上两大因素以及其他多种因素影响,今冬电煤大幅涨价在所难免。 煤炭大涨价 早在七八月份,由于南方地区多地出现严重旱情,有关部门就预计到由于旱情将导致水力发电不足,今冬电煤需求量明显增大。为了应对这种局面,许多地方市政供热企业早早启动了储煤工作,确保今冬不因煤炭供应而影响供热效果。业内人士认为,由于当前全球气候处于多变期,而新兴发电产业水电、风电、太阳能等受气候制约又比较明显,火力发电依然是当前主力发电方式,而未来整个火力发电产业对于电煤的需求将有增无减。在这种情况下,煤炭供应吃紧且煤价继续上涨已成定局。 据山西省煤炭厅汇总的消息显示,2011年5500大卡标准电煤的平均合同价格预计为490元/吨。“就价格而言,比上一年的合同价上浮了40元/吨。”中银国际在一份报告中维持了煤价坚挺预期;广发证券则认为,2011年煤价涨幅在15%以上(动力煤10%-12%,炼焦煤15%-20%)。 “由于山西煤炭历年调出量占全国总量的近3/4,所以山西省方面的煤炭定价会在一定程度上直接影响下一年的全国煤炭走势。”煤炭专家黄腾坦言。另有数据显示,近期北方主要中转交易港口的煤炭交易价格持续上涨,其中作为全国煤价风向标的秦皇岛,11月14日,山西大同5500大卡优混煤的平仓价格已达每吨850-860元,而去年同期价格为810-820元,同比上涨40元左右。10月份秦皇岛港动力煤现货交易价格指数为每吨845元左右,比上月每吨上涨了15元。 中国煤炭运销协会市场观察员李朝林告诉记者,由于价格的不断上涨,环渤海四大主要煤炭中转交易港口10月煤炭库存量一周内减少300多万吨。李朝林不无忧虑地指出,冬季将至,火电企业进入电煤集中储备期,势必将进一步抬升煤炭价格。他说,煤炭价格上涨,发电企业生产积极性不高,就会加剧造成用电紧张局面。 华北电力大学校长助理张粒子教授指出,我国用电结构以煤电为主。火电在我国电力结构中的比例超过70%,今年前三季度,火电在发电总量中超过80%。按照目前电力需求缺口和增长速度来看,煤炭的产能还是不够,而且将来肯定是越来越趋紧的一个状态。在预期供给紧张的状况下,煤炭价格自然会上涨。 “电老大”发慌 煤炭行业的普遍上涨行情,最直接地影响到了电力央企的发电积极性。由于电煤涨价导致的电荒或将在这个冬天出现。对于电力企业而言,甚至存在发电越多亏得越多的窘境。 中电国际董事长李小琳在第三届中国能源企业高层论坛上表示,由于结构性矛盾和电力体制问题短期无法解决,火电装机容量前三季度已经持续负增长,导致今冬明春用电缺口可能达到3000万-4000万千瓦。 李小琳表示,由于改革的滞后,煤电关系至今尚未理顺,火电的年年巨额亏损,严重挫伤了发电产业的积极性,局部地区出现了“电荒”。此外,受到“十二五”节能减排的要求,对于火电企业在环境方面的要求更高,发电企业就像被戴上了“紧箍咒”,她预计今后区域性和结构性电荒将成为常态。 一位在电力行业工作近30年的资深高层人士表示,目前国内的火电装机容量是绝对够的,根本不至于导致“电荒”。他认为,如果电价机制不理顺会更加滋长无序、低效的发展。 事实上,尽管煤电联动自2004年就开始实施,但由于“煤老大”和“电老大”在多次谈判后仍难以达成,价格关系一直未能理顺,因此,价格谈判和博弈仍在两位“老大”之间进行着。“我们早已和神华、中煤在谈了,但现在还是量的问题,价格方面还需要商榷。”一位五大发电集团燃料部人士对记者透露,他们寄望涨幅不要太高,毕竟目前五成左右电厂受煤价上涨之苦仍在亏损,且国内煤炭产能面临过剩,考虑到物价上涨因素,涨幅争取控制在5%以内。 但长期的谈判、商榷并未改变电力企业发电亏钱的窘境。从今年电力企业三季报可看出,前三季度电力板块利润额同比下滑逾26%。企业面临的资金压力巨大,有部分电厂负债率已经接近150%。 在这种情况下,电监会近期预警称,中部六省份今冬明春或将面临有史以来最严重的电力短缺,部分省市将再次面临拉闸限电的考验。目前已进入供电供暖旺季,推升动力煤价格季节性上涨的因素增加,这将使电力企业的日子更加难过。 另外,《火电厂大气污染物排放标准》将于明年1月1日起实施。据中电联初步测算,环保标准的提高将每年增加火电厂900亿-1100亿元的运行费用。在脱硝电价尚未出台的情况下,电力企业很难在已经严重亏损的情况下承担如此之大的运行成本。 基于上述因素,短期内保障电力安全供应的必要性大增。鉴于煤价方面煤电双方意见的长期不统一,中电联预计,2011年底将是电煤供需矛盾最为突出的时期。如不及时上调电价,已经亏损严重的电力企业将更加缺乏发电积极性,而缺电对宏观经济的影响是显而易见的。 煤价高于国际水平 海运煤炭网指数中心发布的环渤海动力煤价格指数显示,截至11月9日,5500大卡动力煤综合平均价格为853元/吨,这是该指数自去年指数发布以来的最高值,更是今年以来环渤海动力煤价格指数的最高值,同时,该价格已经连续维持三周。 然而,与动力煤价格形成鲜明对比的是,国际煤炭价格和港口海运费却跌至年内最低。 “国际动力煤价格指数连续4周整体下跌,特别是澳大利亚纽卡斯尔港动力煤价格指数出现了连续8周下跌,如此连续大幅的下跌在近年来的国际煤炭市场中也很少出现。”秦皇岛海运煤炭交易市场相关分析师表示。 而以当前的人民币对美元汇率,国际动力煤价格每吨比国内价格低100元左右。也就是说,国内外煤价出现严重的倒挂。 对于是否通过进口煤炭补给内需,一位常年从事煤炭进口贸易的业务经理表示,进口煤需要较长的周期,“比如10月份到岸的煤炭往往是一个月前甚至一个季度前签订的合同,所以国际煤炭价格下跌对中国进口煤有一定利好,但并不会立刻显现。” 厦门大学能源经济研究中心主任林伯强告诉记者,真正的考验从11月15日左右的全国采暖季开始,因为从这时开始,用煤高峰将接踵而至,存煤日耗也将会显著增加,供求能否接续将见分晓。“相对而言,五大发电集团和沿海电厂的存煤并不需要太担心,现在的问题是一些缺电省份的地方小电厂。” 专项基金赚钱保电 对于如何应对由于煤荒而导致的电荒,一方面可通过价格联动机制来理顺煤电之间的关系;另一方面,一些地方通过设立专项基金的方式来平抑煤炭价格。据报道,重庆市已率先设立量子煤炭基金,其总规模设计为50亿元,首期募集到10亿元。对资金来源,重庆量子股权投资有限公司投资部总经理李雪琳仅表示“大部分都是重庆企业,其中还有部分煤炭企业”。 重庆量子煤炭基金的运作方式和其他基金一样:投资企业、获得股权、帮助谋利、按年分红。不同的是,这只基金将主要投资重庆和西部地区的煤炭经营企业,帮助企业扩大生产、储存和采购量。 业内人士认为,设立专项基金来平抑煤炭价格,可做到赚钱保电两不误。对于用电量大的超大型城市有着特殊的意义。目前,重庆对电力的需求增长远超以往。重庆市电力公司数据显示,1月至7月重庆全社会用电量400亿千瓦时,同比增长15.3%。其中,工业用电269亿千瓦时,同比增长12.7%;民用电63亿千瓦时,同比增长20.4%。 |
国际电力网 | 中华工商时报 | 孙永剑 | 2011-11-18 | 煤价 电价 |
237 | 2017-09-18 05:01:31 | 专家预计电价调整时间窗口或在明年上半年 | 2011-11-17 | 尽管电价调整传闻已久,但国家发改委否认收到电力调价方案,短期内电价上调预期落空,表明管理层对于电价上调尚未进入实质性操作阶段,专家预计调整时间窗口可能在明年上半年。 在“电荒”、“电企大面积亏损”等背景下,电价上调的预期逐渐升温。 然而,电价上调的说法始终“只听楼梯响,不见人下来”。尽管有外界猜测近期出台可能性较大,但是记者求证中电联、电监会和电企之后,并未得到确实信息。与此同时,国家发改委否认收到调价方案。 此前,国家发改委价格司副司长周望军在接受采访时表示,考虑到10月CPI的数据已经有所回落,通胀压力逐步减小,尽管宏观政策不会出现转向,但会对部分价格矛盾择机予以梳理。 由于预期落空,A股电力板块16日大幅回落,华能国际跌幅达到5.05%,大唐发电跌幅3.88%,华电国际跌幅4.50%。显然,上调电价已经成为挽救电企大面积亏损的惯性猜测。 国家发改委已在年内两次调整电价。今年4月10日,国家发改委上调了12个省份上网电价,上调幅度在2分/千瓦时左右。随后,6月1日,国家发改委又上调15个省市工商业、农业用电价格。此外,10月上旬以来,各地也开始陆续上调非居民用电价。 值得注意的是,年末即将开始电煤合同谈判,涨煤价还是涨电价都是难题,一方涨价势必成为另外一方涨价的理由,利益平衡难以把握。国家电网一位研究员预计,今年煤电谈判仍将维持去年的模式,即煤炭价格管制措施或干预年底煤电谈判,到明年二季度电量季节性回升、电煤价格季节性回落后,将出现比较合适的上网电价上调时间窗口。 此外,记者采访的多家火电企业负责人也纷纷表示,电价调整或许可以暂时帮助目前已经岌岌可危的火电企业,但是长期看,仍然需要政策理顺电力体制。上述电力企业负责人认为,居民阶梯电价方案的推出、电网主辅分离的重新启动及近期电监会出台《输配电成本监管暂行办法》,都将为后续改革提供助力,但是理顺过程仍然较为漫长。 |
国际电力网 | 证券时报网 | 魏曙光 | 2011-11-17 | 电价 |
238 | 2017-09-18 05:01:36 | 煤电合同谈判将启 稳定煤价成重点 | 2011-11-17 | 年末将至,2012年度电煤合同谈判即将展开,在重点合同煤与市场煤之间巨大的价差下,期待合同煤价上调声音丝毫不弱于电价上调预期。但是,业内专家表示,新一轮煤电合同谈判仍将在稳定重点合同煤价的基础上小幅微调。 在2011年重点合同煤被限制涨价的情况下,市场煤持续上涨,导致两者价差逐渐扩大。目前市场煤与合同煤价差已经超过200元/吨,其中秦皇岛港5500大卡电煤与神华合同煤价差已经达到290元/吨。当前,作为国内动力煤风向标的环渤海动力煤价格指数已连续三周维持在853元/吨的历史最高点,如此高的市场煤价也让重点合同煤的履约率大幅降低,多数电力企业不得不采购更多市场煤。 “依目前形势,由于重点合同煤与市场煤间巨大的价差,主要煤炭输出企业尤其是重点合同煤供应企业,比如神华集团、中煤集团等都希望提高重点合同煤炭价格。”中国煤炭运销协会一位研究员表示。 “合同煤价上调45元/吨,煤企平均业绩提升9.2%。”长江证券分析师刘元瑞认为,若电价成功上调,2012年重点合同煤提价概率将增大。根据观察数据,历次电价上调后市场煤价格通常会跟涨。电价上调一周后,除2006年和2008年之外,市场煤价均出现跟涨情况,涨幅在0.60%~2.78%之间;一个月以后,市场煤价跟涨概率更高,除2008年保持不变以外,其他历次均出现了0.48%~13.85%的价格涨幅;三个月以后,跟涨情况略有分化,除2008年之外,上涨次数仍明显多于下跌次数。 相对于上述两者对于调高煤价和电价的乐观,发电企业和管理层人士对于重点合同煤炭价格调整仍忧心忡忡。“即便调整重点合同煤炭价格,涨幅也非常有限,仍将以稳定为主要基调。”国家能源局一位研究员表示。今年年初国家发改委就下发合同煤价“限价令”,使本该上涨的煤价被压制住。 上述研究员也表示,随着煤炭行业自身集中度的提高、地方保护主义的抬头,一旦重点合同煤炭价格被大幅调高,重点合同煤与市场煤间巨大的价差不但不会消失,反而会再度扩大,使得调解电煤矛盾的努力化为泡影。 另外,国内煤炭企业尤其地方煤炭龙头企业,均纷纷涉足煤化工或者就地转化项目,对于煤炭输出的热度一落千丈。目前,山西、内蒙古、新疆等国内重点产煤地区都已经确立现代煤化工产业为未来发展的支柱性产业。无疑,这对于国内长期煤炭供应将是一个巨大的挑战。 |
国际电力网 | 证券时报网 | 魏曙光 | 2011-11-17 | 煤电 煤价 |
239 | 2017-09-18 05:01:45 | 光伏发电目标酝酿再扩容 电企或掀扩张潮 | 2011-11-16 | 记者获悉,即将出台的《可再生能源发展“十二五”规划》有望将“十二五”期间太阳能发电装机目标上调至1500万千瓦,其中光伏发电目标为1400万千瓦。而此前备受业界关注的可再生能源电价附加,也有望近期提高至8厘/千瓦时。一系列政策动向都弹奏出国内光伏市场即将大规模启动的强音。 与此同时,工信部将以加强多晶硅行业准入为契机,推动国内多晶硅企业整合。工信部电子信息司司长丁文武近日表示,政府将鼓励光伏企业与电力企业加强合作。这被进一步认为是多晶硅之外,光伏产业向下游整合的政策信号。 分析指出,五年1500万千瓦的新装机目标的提出,预示着未来5年国内太阳能发电(特别是光伏发电)市场蛋糕将可能远远超出市场预期,这对于目前因国外市场需求不佳而陷入困顿的国内光伏全产业链是极大的提振。而光伏全行业领域的整合,也预示着“十二五”期间国内光伏产业格局将出现显著变化,龙头企业特别是国字头企业提前摆脱行业低迷,进而做大做强,将成为明显趋势。 国内市场加码 光伏发电装机目标由此前的900万千瓦上调至1400万千瓦,显示出政策力挺“十二五”期间国内光伏产业大发展的决心。要知道,2010年国内光伏发电装机量仅近90万千瓦。除此之外,可再生能源电价附加提高,以及光伏上网电价将出细则,则预示着国内光伏市场大规模扩容已箭在弦上。 相关人士在接受记者采访时表示,未来5年,国内可再生能源及新能源产业,特别是太阳能发电市场的全面启动,意味着用于支持可再生能源发电的电价附加补贴需求将随之扩大。根据初步核算,截至2011年底,电价附加补贴资金缺口将达到200亿元。而按照目前4厘/千瓦时的标准,每年收取的电价附加补贴资金只有100亿元。因此,调整电价附加已迫在眉睫。 他指出,新的可再生能源发电电价附加目前已形成方案,未来将视CPI变化情况择机而出。根据方案,电价附加有望上调至8厘/度,在目前4厘/千瓦时的标准上增加一倍。 今年8月,国家发改委出台国内光伏上网固定电价政策,吸引大批企业投资国内光伏电站建设,甚至一度引发西部光伏电站“抢装”潮。工信部电子信息司司长丁文武近日表示,未来,相关部门还将出台国内光伏上网电价实施细则,进一步吸引企业开拓国内市场。 一家在西部从事电站投资的企业负责人告诉记者,按照目前的固定上网电价水平,当光伏电站系统成本为16元每瓦时,投资收益率可达8.2%,投资回收期为8年,投资回报预期可观。而且,随着目前组件成本不断降低,收益率对于投资者会越来越有吸引力。 多晶硅率先整合 尽管国内市场的春天即将到来,但今年以来因国际市场需求一路下降而备受打击的国内光伏组件及多晶硅生产商目前正经历彻骨的“寒冬”期。今年以来,国内多晶硅现货价格持续下跌,据中国有色金属工业协会硅业分会最新统计结果显示,截至11月9日,国内多晶硅主流报价20-23万元/吨,比年初(2月15日)68-74万元/吨的报价下跌2/3。硅业分会预计,到11月底,国内九成多晶硅企业将陷入停产关闭状态。电池组件价格也在一年之内大幅下降。 在此背景下,推进多晶硅行业整合已成为政策考虑的重点。日前,有媒体报道,工信部近年来推进多晶硅行业准入取得实质性进展,首批多晶硅准入企业名单将公布,而乐电天威、新光硅业等4家企业已达到国家准入标准。 相关人士告诉记者,在国内多晶硅行业整体陷入低迷的背景下,工信部有意借此次首次准入名单发布契机,推动国内多晶硅行业整合工作。据了解,此次入围的企业均符合《准入条件》要求的“太阳能级多晶硅项目每期规模大于3000吨/年,太阳能级多晶硅还原电耗小于80千瓦时/千克”等标准要求,这些准绳或也将成为整合主体的资质要求。 华泰联合证券分析师王海生认为,行业整合的推进伴随的是扶持优势企业、淘汰落后企业,因此,像新光硅业、天威保变、保利协鑫这样已达标企业,未来5年就可以借机加速扩张生产规模,在国内市场全面启动前占据有利位置。 电企或掀扩张潮 在多晶硅领域整合推进的同时,光伏产业链上游环节或也将迎来整合期,特别是在众多大电池组件生产商也深陷“寒冬”之际。 记者从多方了解到,一些中字头电力集团也在加速向光伏产业链下游扩张,特别是在电价将迎来新一轮上调期的预期下,可再生能源电价附加补贴有望加大,大型电力企业将渐渐步出亏损,其加快在光伏产业布局的动力也会随之增大。 丁文武表示,政府将鼓励光伏企业与电力企业加强合作,并给予支持。这一说法也在一定程度上佐证了上述趋势的存在。 目前,国内电力企业主要从事下游光伏电站的开发运营,在此前国内启动的两轮光伏发电特许权招标中,以五大发电集团为代表的“中”字头企业成为主要中标者,囊括了前两轮共计300兆瓦电站项目。上游的诸如无锡尚德、赛维LDK及英利绿色能源等组件生产巨头,均成为这些电站项目建设的主要供货商。 一直以来,国内光伏设备制造市场格局以民企为主。但不少业内人士纷纷预计,这一现象在不久的将来或逐渐改变。国内一家大型投资公司负责人指出,在目前光伏行业极度不景气以及国内市场因上网电价政策落实开启在即之时,整个产业发展很有可能沿袭风电产业发展的路径,即国有企业从下游电站运营开始,逐渐渗透到制造业领域,成为光伏制造业的主力。 有业内专家对记者表示,近两年来,国内光伏电站招标及“金太阳”示范工程推进过程中,均曝出因组件质量不合格或延期交货而导致的工程项目开工率不足等现象,这在一定程度上也促使下游电站开发商开始积极谋划向上游组件制造领域扩张,以发挥全产业链优势控制成本,并确保电站发电效率。这或许也将成为未来一段时间光伏产业发展的主旋律之一。 |
国际电力网 | 中国证券报 | 郭力方 | 2011-11-16 | 光伏发电 多晶硅 电企 |
240 | 2017-09-18 05:01:52 | 电价涨与不涨均利好2012年合同煤价 | 2011-11-16 | 电价涨与不涨,2012年合同煤价均较为乐观。近日,媒体将目光关注“电价调整方案”,而无论结果怎么样,最大的受益者仍是煤炭企业。 综合来看,通胀回落、电荒和火电企业盈利不佳,是电价调整预期升温的三大主因。记者注意到,就近期媒体所关注的煤电两大产业的热点来看,煤价不断上涨和潜在的“电荒”成为近期重点。 在火电方面,根据电监会预测,10月末全国日缺煤停机容量最大达到约1600万千瓦时,华中华东部分地区面临电荒和新一轮的拉闸限电。与此同时,今年以来电煤价格快速上涨,2011年均价较2010年上涨约10%,火电企业盈利堪忧。3季报显示,火电上市公司毛利率、净利率分别为10.73%和2.25%,环比分别下滑1.28个和1.65个百分点,同比分别下滑1.84个和1.86个百分点。 在煤炭方面,资深煤炭专家李朝林表示,年初国家发改委下发合同煤价“限价令”,使本该上涨的煤价被压制住。而在很多业内人士看来,近期通胀压力的缓解为电价和煤价上涨创造了条件。 目前来看,市场人士普遍的预期是:“在合同价差不断扩大的背景下,若电价成功上调,2012年重点合同煤提价概率将增大。” 这种说法很有道理。 事实上,在2011年重点合同煤被限制涨价的情况下,市场煤持续上涨,导致两者价差逐渐扩大,目前市场煤-合同煤价差已经超过200元/吨,其中秦皇岛港发热量5500大卡电煤与神华合同煤价格价差已达290元/吨。 因此,若电价成功上调,无疑电力企业消化成本的能力将得到提升,年底重点合同煤提价的概率将增大。 从历史来看,除2006年和2008年之外,历次电价上调后,市场煤价格均出现上涨,涨幅在0.60%-2.78%之间;而在历次电价上调一个月以后,市场煤价跟涨概率更高,除2008年保持不变以外,其他历次均出现了0.48%-13.85%的价格涨幅。 另一方面,记者采访业内人士得到共识是:即使电价不调整,2012年合同煤价也是上涨可期。 “市场化是大方向所在,在通胀问题缓解之后,无论是电是煤,市场化均是改革重点。”李朝林表示,“当然,火电盈利不佳的问题,也应该通过市场的手段来解决。” 煤炭市场化改革之初,也曾经历了降价和亏损的“惨痛”期,但最终通过资源整合等办法渡过难关,火电企业也该迈出这一步。 值得关注的是,目前已进入用煤旺季,虽然火电有意控制用煤量,造成“旺季不旺”,但市场煤价高位徘徊的局面在短期内却难以撼动。数据显示,华东地区重点电厂电煤采购价结束连续五旬的上涨,开始企稳。 |
国际电力网 | 上海证券报 | 于祥明 | 2011-11-16 | 电价 煤价 |
241 | 2017-09-18 05:02:00 | 中国动力电池产业亟需突破人才瓶颈 | 2011-11-15 | 截至到今年前8月,中国锂电池产量达18.16亿只,但市场需求却没有达到预期。国际化高端人才的欠缺,是目前中国整个动力电池产业亟需突破的瓶颈。 中国工程院院士、“亚洲电动车之父”陈清泉强调,中国动力电池行业的产品质量一成靠的是设备、九成靠的是人才与经验。 据介绍,中国锂电池产业近几年才快速成长起来,2010年中国锂电池产量约为20亿只,销售收入约为180亿人民币。随着锂电池在新能源领域的应用,良莠不齐的企业都投身到这个领域中。 居中国二次电池生产业首位的河南环宇集团有关负责人说,中国在该领域的专业人才数量和结构方面都存在很大不足,人才培养资源和渠道也较为缺乏。随着新能源产业的日益发展,整个产业链的上下游对人才的需求也更加迫切。由于引进了大批中高层管理人员,在今年国内锂电行业普遍不景气的态势下,环宇新能源动力锂电池创造了3.3亿元的业绩,明年将达到6.2亿元。 |
国际电力网 | 中国新闻网 | 闫晓虹 | 2011-11-15 | 电池 |
242 | 2017-09-18 05:02:09 | 揭盖输配电成本 电监会欲破电网垄断 | 2011-11-14 | 一直被坊间认定为电网企业“黑匣子”的输配电成本将被强制公开,酝酿已久的《输配电成本监管暂行办法》日前已开始施行。记者自电监会获悉,相关实施细则也正在加紧制定中,近期将会出台。 这意味着继2005年颁发试行《输配电成本核算办法》后,输配成本监管体系已经构建完整,无论是成本的界定,还是核算方法,电网企业的公开内容都将变得具象。 而这,也将为电力体制改革主辅分离后逐渐进入改革视野的输配电分开埋下伏笔和支撑基础,更重要的是,电网是否存在垄断、是否存在利润“黑匣子”届时将一目了然。 实施细则近期将出 输配电成本,是指电网企业为输配电能及提供劳务在输配环节所发生的各种耗费。按照新规,电监会将针对输配电成本的核算制度、成本支出情况、成本发生重大变化和内部及关联交易实施监管。 “像包括购销业务、提供或接受劳务、资金往来等,影响到输配电成本,都要受到监管。”电监会相关人士对记者表示。 该人士同时表示,虽然该《办法》仍属暂行,但结合了2005年颁发试行的《输配电成本核算办法》后,输配成本监管体系已经构建完整,无论是成本的界定,还是核算方法,电网企业的公开内容都变得具象。 “按照规定,我们将会对电网企业执行国家有关输配电成本核算和管理规定的情况进行定期和不定期检查。定期检查将按年度开展,不定期检查将根据监管工作的需要以及电网企业成本核算和管理的情况进行。” 这意味着,办法出来后,对于坊间一直处于争议中的电网是否存在垄断、是否存在利润“黑匣子”,届时将一目了然。“刚出台这个办法现在还是比较整体性的规定,具体的实施细则我们正在制定,近期很快就会出来。”上述电监会人士表示。 剑指电网垄断 9月底,跋涉了近9年的电力主辅分离改革终于落定。接下来,按照2002年拟定的电力体制改革方案“厂网分开、主辅分离、输配分开和竞价上网”的四步走方针,将围绕输配电环节展开并实现分开。 然而,在业内看来,完成输配分开的难度将远远高于主辅分离,因为此次被剥离的资产并非电网的优质资产,有些甚至被电网视为包袱,这些“辅业”的剥离并不能撼动电网的主体,而输配电环节,一直是电网的核心资产和利润所在,对于外界,电网的输配电成本一直是个谜。 目前,中国的电价构成主要由上网电价、输配电价和销售电价三部分组成。其中,上网电价和销售电价均通过政府调控定价,而输配电价由电网企业自行核定,并根据电力购销差价核定。 但是,电网企业对于这部分电价的组成的公开数据一直都比较模糊。目前,电网企业对于输配电的成本采用“大一统”式的核算方式,对于核算规则的具体应用和对费用的分类都比较粗,仅停留在二级科目以下。 然而,根据2005年颁布试行的《输配电成本核算办法》,公开的“输配电成本”必须在“生产成本”科目下单独设置“输配电成本”二级明细科目,并在“输配电成本”科目下设置材料费、工资、福利费、折旧费、修理费、其他费用等三级科目,该《办法》还对材料费、工资、福利费、折旧费、修理费和其他费用等具体所指进行解释和说明。 不过事实是,由于缺乏有效的监管,该《办法》并没有得到有效的施行。电网企业公布的输配电成本组成依旧不清晰。 根据电监会发布的《2010年电力监管年度报告》,2010年,中国主要电网企业输配电成本合计4222.41亿元,较上年同期增长20.92%。主要电网企业输配电成本构成中,折旧、职工薪酬以及其他费用分别占41.64%、19.32%和27.15%。 高达27.15%的其他费用并未指出具体的用途。这些费用中哪些属于真正意义上的输配电成本,电网企业并没有提供,输配电成本也因此备受诟病。而这正是坊间对于电网企业“垄断输配电价”、“电网高薪”及“天价福利费”的争议所在。“输配电价成本公开的意义在于,可以厘清各部分电价的成本,一来可以打破电网对输配电价的垄断,形成良性的电价形成机制,避免扭曲的电价构成,二来可以对下一步电力体制改革的输配分开和输配单独核算铺平道路。”厦门大学能源经济研究中心主任林伯强对记者表示。 所谓输配分开,是指将输电和配电环节从资产、财务和人事上分拆,形成单独的“输电企业”和“配电企业”。其中,输电环节主要由现有电网管理,而售电环节主要由地方供电局改组为多个独立的法人实体进行管理,配电网则下放到地方。 对此,林伯强表示,由于输配分开涉及中央资产和地方资产的界定,同时资产的划分也因输配电价的独立核算先行将变得遥遥无期,“更重要的是国资委对于输配分开并不像主辅分离那样积极,所以现在的情况是电监会和发改委方面一直在推进相关工作。” 林伯强同时认为,只有定下实现竞价上网的期限,并先开展竞价上网带来竞争再实行输配分开才有意义,否则在几十年后一切就绪再实现竞价上网,前三者的改革成本浪费将不可估量,同时还将造成电力市场过度的扭曲。 |
国际电力网 | 经济观察报 | 经济观察报 | 2011-11-14 | 输配电 电监会 电网 |
243 | 2017-09-18 05:02:19 | 季节更替 煤电矛盾缘何凸显 | 2011-11-10 | 煤电矛盾在季节更替的时候显得特别突出,今年冬季到来之前又一次爆发。 此前媒体报道称,一些省市冬季到来可能面临缺煤的情况,甚至称16个省市将因为煤价上涨拉闸限电,更有部分省市的电厂预计冬天将面临较大的煤炭缺口。 业内市场分析人士称:“煤价最近并无上涨,表现平稳,国际煤价还略有下降。显然是电厂醉翁之意不在酒,在电价也。” 最新统计显示,上周国际煤炭价格呈现整体下跌态势,澳大利亚纽卡斯尔港动力煤价格已连续八周下滑。南非理查德港动力煤价格指数在前一周108.70美元/吨的基础上下跌0.26美元/吨或0.24%至108.44美元/吨,为连续第五周保持下滑,八周内整体下降了11.1美元;欧洲三港ARA动力煤价格当日报收117.83美元/吨,较前一周下跌了0.69美元。 国内的秦皇岛港煤炭库存量时隔一个多月之后重回600万吨的水平,下游电厂到港拉煤的积极性受挫,刺激港口煤炭价格继续上涨的因素作用正在减弱,港口煤炭价格或将继续企稳。山西等煤炭市场保持平稳,受冬储需求拉动,煤矿生产积极性较高。记者查阅秦皇岛港煤炭价格变动情况,发现煤价环比没有出现大幅度波动。 “煤炭价格近期并没有上涨,而且受到进口煤炭的影响,不会因为冬季而出现价格上涨,”煤炭市场网研究部副经理韩雷对本报记者表示,“据我们掌握的数据,国内多数电厂的电煤存量维持在20天左右的水平,不缺煤。” 对于运输、资源税等影响煤炭价格的因素,此前接受记者采访的黑龙江煤业集团副总经理郑万军曾表示,肯定会影响煤价,但不会造成煤价大幅波动,就算有波动也是正常范围的变化。“煤炭输出造成堵车的情况一向就有,并不是才出现,因为运输通道多样,堵车也不会造成煤价瞬间上涨。”韩雷对记者表示。 因为市场煤、计划电的情形,今年以来电厂多在亏损运营。中国电力企业联合会此前发布的今年前三季度全国电力供需分析预测报告,预测今冬明春全国最大电力缺口将达3000万~4000万千瓦。中国电力企业联合会9月中旬发布了上半年全国电力供需分析报告,称华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团上半年火电生产亏损153.8亿元,同比增亏95.2亿元,屡次都呼吁提高电价。 之前在居民消费价格指数(CPI)连续升高,居高不下的情况下,提高电价一直没有实施。 “目前CPI下降趋势明显,电厂此时喊缺煤、拉闸限电,或许是想趁机要求提高电价,改变电厂亏损状况,”韩雷分析,“今年冬天煤价会维持平稳。” 对于电厂方面电煤具体库存情况,记者始终未能从电厂方面获得回应。 一匿名人士向记者评论称,“即使上调电价也不能根本解决电企的问题,他们应该从内部提高燃煤效率。同时推动市场化改革,才能更加有效地配置资源。” |
国际电力网 | 第一财经日报 | 第一财经日报 | 2011-11-10 | 煤电 煤价 电价 |
244 | 2017-09-18 05:02:24 | 电力供需紧张趋势向全国蔓延 多地限制煤炭外流 | 2011-11-10 | 国内煤价高居不下,火电企业亏损严重,缺煤停机“扩大化”,水电出力不足加剧供应不给力。随着取暖季的到来,电力供需紧张形势开始从局部向全国蔓延,专家预测12月下旬、1月初将出现严重电荒。 记者了解到,作为中国煤炭市场的风向标,环渤海动力煤价格连续三周维持在指数发布以来的历史高位。海运煤炭网指数中心9日发布的环渤海动力煤价格指数显示:本期5500大卡动力煤综合平均价格为853元/吨,较上周仍保持不变,同比上涨了70元/吨。 环渤海煤炭价格的上涨同时也助推了其它地区煤价的上扬。由于煤炭资源紧张、陆路运输价运力不足,湖北、湖南、山东等省的煤炭用户不得不开通船煤航线,从秦皇岛等港口采购煤炭,当地煤炭价格也随之水涨船高。据了解,湖南长沙电厂采购发热量5000大卡/公斤,含硫2.5%的电煤含税接收价0.175元/大卡。湖北恩施地区发热量为5500大卡半烟煤10月连续2次上涨,整体涨幅达50元/吨,现坑口全票价格高达750元/吨。 煤价持续上涨而电价涨幅不大,导致火电企业亏损严重,发电积极性不足,而且无资金采购煤炭,发电机组因缺煤而停机的情况时常发生。国家电监会3日通报的2010年度发电设备利用小时专项监管情况显示,约半数省份存在60万千瓦及以上机组利用小时数低于30万千瓦级机组的不正常现象。 而且,随着进入冬季,居民取暖用电增加,火电企业库存更是迅速下降,有的甚至达到警戒线以下。记者获得的数据显示,截止到11月上旬,湖南省库存电煤179万吨,同比减少152万吨,部分火电厂电煤库存只能保证四五天发电。 再加之今年湖南干旱来水较常年偏枯50%至60%,水电严重不足就目前电煤和水量情况来看,预计11月至明年2月,湖南省最大电力缺额为475万千瓦,缺口达到23.2%;合计电量缺额为77亿千瓦时,缺口达19.7%,其中11月缺电量达14亿千瓦时,预计12月份缺电量达到顶点,达22亿千瓦时。 湖南的缺煤缺电现象并不是特例。记者了解到,多地电煤及电力缺口持续扩大,电力供需紧张局势已开始蔓延到全国范围。广西自夏季以来的电力紧张情况未有改善,预计今冬电力缺口将超过400万千万,缺电率将超过30%。湖北省度冬期间合计仅能来煤2100万吨,电煤进耗缺口约290万吨,电量缺口约45亿度。就连素有"江南煤海"之称,并作为"西电东送"的主战场之一的贵州,也陷入缺煤缺电的困境,对电煤进行最高限价并限制外流,还将原计划供给广东的1亿多千万电量削减了一半。而西北电网也因电煤的供应和价格问题,11月计划送华中电量比10月实际执行电量减少了47.31%。 中国电力企业联合会预计,今冬明春全国最大电力缺口将达3000万至4000万千瓦,其中华中和华南地区将最为严重。而这一结论超出了此前电监会2600千万的预测。 "每个省都有电力缺口,只不过是有大有小,有的通过调峰错峰把缺口解决掉了,有的通过高耗能解决掉了,有的通过白天晚上的峰谷差调掉了,总体来说缺电的范围要比春天要大。现在情况还好,估计12月份下旬到1月份会蔓延变得更为严重。"中国电力企业联合会统计部主任薛静告诉《经济参考报》记者。 她同时表示,自金融危机以来,火电亏损逐渐增加,华北地区和东北地区的火电企业已没钱买煤,大都靠政府支持艰难度日,随着冬季用煤加大,估计可能继华中和华南地区之后出现电力紧缺局面。 面对日益严峻的缺电形势,多地纷纷"捂紧口袋",减少煤炭出省,甚至"封关"停止煤炭外运"我们省现在电力比较紧张,为了确保省内供热和电力用煤,只好设置关卡,限制煤炭往外边运。"云南的一位地方官员称。 而贵州省从10月1日起将煤炭价格调节基金由"从量"改为"从价"计征,并对出省原煤、洗混煤每吨征收200元的二次煤调基金,以期把煤炭留在省内。 安徽省政府出面促成煤电双方签订2012年省内电煤供需合同,保证本省煤炭生产企业供应省内电煤不低于实际需求的80%。 新疆、内蒙、陕西、山西等产煤省近日也陆续出台一些地方性法规,规定煤炭的就地转化率,防止煤炭资源大规模外流。 在抓电煤供应的同时,以惩罚性电价的方式变相提高电价也是多地政府应对电荒的举措。自9月底开始,广西、江西、广东、安徽和甘肃5省区以及宁波和榆林两个城市通过需求管理,对工业用电征收惩罚性电价,以求抑制不合理需求,缓和供电需求。 在厦门大学能源经济研究中心主任林伯强看来,这些措施只能暂时维系煤炭供应局面,最关键的还是要解决煤电之间的矛盾,实现煤电联动。"煤、电都必须动起来,要让发电企业赚钱。在这个大前提下,再进行政策设计,不单单是涨价这一条路,还可以将所有矛盾集中在电网上,直接进行电网补贴,或者对煤炭开始征收暴利税。" |
国际电力网 | 经济参考报 | 王璐 | 2011-11-10 | 电力 煤炭 |
245 | 2017-09-18 05:02:27 | 风电业整合趋势凸显 龙头企业有望获益 | 2011-11-09 | 或因两家风电龙头金风科技、华锐风电前三季营收、净利润同比均现下滑,市场散发出“风电产业寒流”之说。就此,中国资源综合利用协会可再生能源专业委员会主任李俊峰表示,风电制造业的激烈竞争将迎来兼并整合时期,风电市场也会进一步向大型开发商集中。 据了解,截至2010年,国内80家风电整机企业中,排名前三位的华锐风电、金风科技和东汽在国内的总计市场份额已高达56%,而排名前十的企业总计市场份额达到85%,而剩余的60余家企业仅仅占有3.9%的市场份额。 在当前行业不景气和整合大趋势下,一部分中小企业已经退出,还有一些毫无优势的企业也正在酝酿着趁早退出。“市场优胜劣汰苗头凸显,经过大浪淘沙,最终整机企业保留在8至10家是比较合理的水平。”国内一家知名风机制造商老总在2011年北京风能站现场如此预测。 “危机,之于弱势企业是‘危’,而之于华锐这样有着强大技术优势的企业,则是‘机’。”华锐风电高级副总裁陶刚对目前整个行业所面临的挑战和机遇评论说。 技术不达标、资金链缺乏的多数中小企业即将面临淘汰或兼并的命运,而像华锐风电这样的龙头企业则将从中受益。虽然龙头企业前三季度的业绩出现下滑,但其基本面和综合能力依然处于行业领先地位,相信龙头企业在行业整合及风电大国向风电强国转型过程中,将为中国风电行业的健康、可持续发展担负应有的责任。 10月19日,《中国风电发展路线图2050》正式发布。该路线图设定的发展目标是:到2020、2030和2050年,中国风电装机容量将分别达到2亿、4亿和10亿kW,成为中国的主要电源之一,到2050年,风电将满足国内17%的电力需求。未来40年累计投资12万亿元。 面对广阔的增长空间,以华锐风电为首的各大风电厂商都在铆足力气,加快技术创新脚步,期望以技术优势赢得市场认可。 各大企业都纷纷推出大容量机型,不断推进风电机组的大型化。据悉,拥有目前国内单机容量最大的6MW风机的华锐风电在此次北京国际风能大会上,重点介绍了其SL6000风电机组,并透露,10月8日,其生产的中国首台海上6MW风力发电机组已在江苏省射阳县临港产业区完成吊装。此外,10月20日,湘电股份宣布其5MW直驱风机在荷兰成功并网发电,华仪电气近日也公告称其拟将近期增发所募资金用于开发6MW风机。 此外,国内风机制造商也注重从多方面寻求技术突破与质量保证。湘电新研发的电励磁风力发电机目前已经完成机型试验,将于年底投产,目前已接受订单开始准备量产。而华锐风电获得了德国劳埃德船级社(GL)向其SL1500/82机组颁发的A级设计认证证书,成为国内首家获得GL A级认证证书的风电设备制造企业。 |
国际电力网 | 上海证券报 | 贺建业 | 2011-11-09 | 风电 |
246 | 2017-09-18 05:02:30 | LED出路在转型升级 | 2011-11-08 | LED行业是近两年转型升级背景下爆发式成长的典型行业。客观而言,当前行业低迷是多方面原因综合作用的结果,如经济大环境影响、行业产能集中释放、市场景气度下降、终端需求增长低于预期等,从而造成企业投资回收期拉长,资金链紧绷。 此前急剧的产能扩张,单靠市场显然无法支撑,很大程度上是政策和资金助推的结果。类似于光伏行业,LED行业的模式也是先期大手笔投资,从国外购买现成设备,同时配备基本的团队和技术,即可成为一家LED企业。这种行业入门的“低门槛”,也是各地方政府、各类企业纷纷投资上马LED项目并得以成行的重要原因。 但在市场面前,企业终究要面对成本、技术、人才、专利、市场需求和后续资金等现实问题。行业扩张期的混乱无序,注定了目前要面临的窘境。但从积极角度看,这并非坏事,兼顾市场的机遇和风险,一个行业才有生存下去的可能。 当前国内LED行业面临的关键问题是核心技术欠缺,需求端未有效开启,政策有待精确“给力”。这些都是可以通过正视自身短板并通过努力解决的问题。 近期发改委公布的“中国逐步淘汰白炽灯路线图”就在市场低迷之时为未来LED应用市场的开启做好了铺垫。LED通用照明的市场需求在未来将大幅提升,企业也可以顺势布局自己的“淘金路线图”。 但就现实而言,LED企业自身应亟待解决的核心问题还是技术。LED照明产品所需要的大功率、高亮度LED芯片产品,目前仍为国外企业所主导。一方面,国内LED上游企业要积极介入这块“蛋糕”,加大在技术提升方面的力度;另一方面,政府的产业扶持政策,也应从之前的项目补贴模式向鼓励技术的层面转变。多管齐下,市场配合,方能让产业进入政府引导下有序发展的良性循环。 尽管前景光明,现阶段的行业整合仍不可避免。在欣欣向荣和乱象丛生同时存在的LED行业,只有经过一次深度整合,才能进入有序和健康的发展轨道。业内人士指出,尽管行业会经历阵痛期,但对于具有品牌、渠道、人才、技术以及运营管理能力突出的企业而言,则更多意味着机会,这些企业可以更大规模地扩展。 放眼全局,LED行业不应作为个案。“十二五”正值国家大力推进战略新兴产业发展的关键时期,LED行业所遇到的问题几乎成为国内新兴产业发展初期难以避免的阵痛。以此行业为标杆进行剖析,考虑在今后如何更高效地促进经济转型升级,更有其价值。 |
国际电力网 | 中国证券报 | 杨涛 | 2011-11-08 | LED |
247 | 2017-09-18 05:02:35 | 江南煤海遭燃煤之急 贵州电煤供应紧张电厂喊亏 | 2011-11-07 | 有“江南煤海”之称的贵州,是我国长江以南最大的产煤省,可今年省内电煤却频频告急,电力运行一度“亮起红灯”。当前水电因严重干旱难以发力,煤炭安全生产形势严峻,更让“煤电困局”雪上加霜。重重复杂矛盾交织下,电厂、煤矿和地方政府,都面临着困境和挑战。 电煤供应紧张电厂“喊亏” 装机4×60万千瓦的发耳电厂,就坐落在我国南方煤炭资源最富集区域的贵州省水城县发耳镇,可走进电厂,宽敞的堆煤厂里却显得有些空荡,电煤持续紧张让这座“西电东送”骨干电厂运转举步维艰。 “找煤、找煤,这就是我今年最大的任务。”电厂总经理林跃说,发耳电厂2007年投产以来,今年遇到了最为艰难的局面,不仅电煤价格迅速飙升,煤质每况愈下,而且还买不到。8月份,电厂4台机组只有2台运转,日均耗煤1 .8万吨,存煤水平在7天以下。上半年进厂电煤平均热值只有3800大卡,大大低于5000大卡标准。电厂为此被迫使用柴油助燃,每个月烧油量达800吨。 贵州另一骨干电厂盘南电厂公司副总经理李东麟说,正常情况下,电厂4台机组满负荷运转日均需煤2.4万吨,由于煤质较差,今年需3万吨,多用煤20%以上。折合成发一度电,就多消耗80克。 贵州粤黔电力公司总经理林桂荣说,2006年4月,盘南电厂第一台机组发电,当年就实现净利润1 .7亿元。可这几年,电煤价格迅速攀高,电厂利润不断下降。电厂坐在煤山边上,仍然面临买不到煤的窘境。 与盘南电厂配套建设的响水煤矿,最初规划年产能达1000万吨,而电厂4台机组年需煤量仅700万吨左右。可由于煤炭赋存条件、矿井审批手续不全等原因,2010年实际产量只有107万吨。为了不停机,电厂甚至要从几百公里外的黔西南州拉煤,运输成本甚至比秦皇岛到达广州的海运费还贵,企业难以承受。 面对电厂的抱怨,政府也有说不出的苦衷。由于这些大型电厂属于央企,更多地倾向于企业利益,遇到电煤供应紧张就对政府有依赖心理,部分电厂观望心态较重、消极存煤,因此,地方政府调控效果往往难以达到预期。 煤矿难做“赔本买卖” 盘江煤电集团一位负责人说,当前煤矿企业面临的窘境是,电煤与市场煤、省内价与省外价存在较大差距,但是,保障电煤、民用煤、重点企业用煤都是“政治任务”,企业明知是“赔本的买卖”,只能暂时丢掉市场保电煤。 记者调查发现,一方面是电厂频频陷入紧急“煤荒”,另一方面却是煤炭企业普遍没有生产积极性。6月9日,占贵州电力装机近一半的8家主力电厂存煤不足一天,贵州电网发布全网大面积停电红色预警。为保障电煤供应,贵州省出台一系列“硬措施”,甚至“封关”措施停止煤炭外运,但这些措施却没能根本缓解“电煤危机”。 10月1日起,贵州对出省煤炭征收二次价格调节基金,由原来的从量计征改为从价计征,根据盘江精煤股份有限公司发布的公告,按照此规定,四季度公司预计负担煤炭价格调节基金1.35亿元。 贵州水矿集团副总经理张思明说,这几年全国闹“电荒”严重得多是一些产煤大省,如山西、河南、贵州等。事实证明,电煤越是按市场规律办事,越是有保障。如果允许煤矿销售一部分煤炭给电厂以外的其他客户,拉高扯低总体上还能有盈利,可是所有煤炭都要给电厂,政府守在煤矿见煤就拉走,导致煤矿普遍没有生产积极性,电煤供应更加紧张。 张思明说,前些年煤矿企业长期困难,发工资都成问题。这几年煤炭市场稍有好转,却要眼睁睁看着利润流失。供应电煤与市场煤每吨差价300多元,一天损失就是500多万,现在企业辛苦建立起来的销售网络也受到影响。 国有大矿有怨气,地方小煤矿也“心气不顺”。一些小煤矿矿主说,煤炭资源获取是市场化方式,投资门槛不断抬高,已经投入大量资金,可现在出煤却没效益,甚至是亏损,宁愿不生产。 盘县雄兴煤矿矿主刘尔雄说,无论生产不生产,县里给所有煤矿都下达了电煤任务,可煤矿证照到期了,跑省里一些部门几十趟也办不下来延期手续,“合法矿变成了非法矿”,只能从其他煤矿高价买来完成任务。电煤供应的前提是要鼓励产能,可现在这种局面下,很多煤矿失去了生产积极性。 贵州省统计局公布的数据显示,今年5月煤炭产量1500万吨,数据一经公布,即遭各方质疑。中电投贵州金元集团股份有限公司副总经理尹贵荣说,按照这个数据,日均产量40万至50万吨,而电煤需求量只有20万吨左右,采取封关措施煤炭都不允许外运,剩余20多万吨煤炭究竟到哪里去了? 据贵州省能源局统计,全省“六证齐全”的煤矿只有400多对,总产能8000万吨左右,而去年煤炭产量近1.6亿吨。一些煤矿业主认为,煤炭产量有虚报嫌疑,加上今年事故频发,小煤矿被关的数量大,导致整体产量不足,电煤供应非常紧张。 基层政府“安全“生产”难平衡 确保电煤供应,地方政府是第一责任方,可在电厂与煤矿间艰难“周旋”。贵州第一产煤大县盘县副县长刘虎生说,全县140对煤矿,接连发生煤矿事故后,目前只有26对合法煤矿生产,总产量不过400万吨,可今年县里的电煤任务量有530万吨。 为完成任务,盘县成立5个电煤督查组,到37个乡镇督查,几乎是见煤就拉走。刘虎生说,盘县产煤品种主要是焦煤,动力煤不到10%,8月份,焦煤价格每吨高达900元至1400元,是电煤价格的2至4倍,可为了保电煤,县里只能执行“三不”政策,即所有煤炭“不入洗、不炼焦、不出境”,全部供给电厂。 火铺镇镇长郑春萍说,今年以来,盘县发生多起较大以上煤矿事故,一批矿井停产整顿。全镇有3对矿井,现在只有1对在生产。今年全镇电煤任务14.6万吨,可到8月底只完成2万多吨。 大山镇镇长秦明高、平关镇镇长张云浦等说,一会儿是安全大检查,有隐患的煤矿都要关闭;一会儿又是电煤“大动员”,要千方百计鼓励生产保障供应,基层干部工作很难做。 “左手安全、右手生产”,记者采访的一些基层干部说,安全生产与电煤保障就像是套在地方领导干部头上的两个“紧箍咒”,电煤是“政治任务”,安全是“政治任务”加“政治生命”,地方肯定是宁愿停产也不愿生产。 |
国际电力网 | 经济参考报 | 王丽 王新明 | 2011-11-07 | 电煤 电厂 |
248 | 2017-09-18 05:02:35 | 节能潜力大电机系统迎来高速发展期 | 2011-11-04 | 在国家政策的有力推动下,电机系统在节能产品推广、节能技术研发、节能技改项目的实施等方面取得了长足发展。 电机系统是重要的工业耗能设备,年耗电量达1.2万亿千瓦时。在日前举办的电机系统节能技术研讨会上,中国标准化研究院副院长李爱仙表示,我国电机系统耗电量约占中国整个工业电耗的60%,但电机平均效率比发达国家低3~5个百分点,电机拖动系统整体运行效率比发达国家低10~20个百分点,电机系统节能潜力巨大。 “十二五”节能减排综合性工作方案提出,我国在未来五年要实现节约6.7亿吨标准煤目标,而作为节能减排重点工程,电机系统运行效率要提高2~3个百分点。据相关人士推测,高效电机未来五年高增长是必然事件,保守估计年均增速在70%以上。 电机系统节能潜力巨大 电机作为机械设备的动力源,在国民经济建设的各个领域得到广泛应用,耗电量巨大。数据显示,我国电动机装机总容量已达4亿多千瓦,年耗电量达1.2万亿千瓦时。耗电量约占中国整个工业电耗的60%左右,占全国总电耗的50%。 然而与发达国家相比,我国电机系统平均效率却要低3~5个百分点,电机拖动系统整体运行效率低10~20个百分点。据中国标准化研究院院长助理张新介绍,目前我国90%使用的是Y系列电机,这种电机开发于上世纪90年代,其平均效率仅有87.3%。而美国高效电机平均效率为90.3%,其最新系列电机的效率更是高达91.7%。 由此可见,我国电机系统节能潜力是巨大的。张新表示,“我国压缩机的节电潜力在10%~50%,水泵的节电潜力在20%~40%,而风机系统节电潜力最大,在20%~60%。”有机构做过计算,假如将所有电动机效率提高5%,全年就可节约电量达765亿千瓦时,这个数字接近三峡一年的发电量。 虽然电机系统节能潜力巨大,但大多数用户对于电机系统节能所带来的经济效益缺乏认识,又或者用户认识到其巨大潜力,却没有能力去进行节能改造的工作,中国节能协会节能服务产业委员会秘书长赵明这样说道。 为推动电机系统节能工作的实施,中国标准化研究院向欧盟SWITCHAsia申请了“中国电机系统节能挑战项目”。该项目为2008年SWITCHAisa第一批中标项目中惟一由中方担任主申请单位的项目。 中国电机系统节能挑战项目建立起一个全国性的电机系统节能信息平台,促进了电机系统用户、节能服务公司(ESCO)、电机生产商和节能管理部门之间的交流与合作。项目实施三年来,有1700家单位参与了项目活动,项目成功推动400个电机系统节能改造,为国家每年节约40多万吨标准煤,年减排CO2约100万吨。同时,项目充分利用和发挥了合同能源管理这一市场化机制的作用,为用能单位与节能服务公司搭建桥梁,大大降低用能单位节能改造的资金和技术风险,充分调动用能单位节能改造的积极性。 高效电机迎来高增长期 “十一五”期间,电机节能系统工程被列入国家十大节能重点工程之列。在国家政策的有力推动下,电机系统在节能产品推广、节能技术研发、节能技改项目的实施等方面取得了长足发展,电机产业在产业规模、产品结构、技术水平和市场化程度等方面均得到了大幅度提升。 但李爱仙在会上表示,“我们要清醒地认识到电机系统节能的复杂性和长期性,我国资源环境约束日益突出,电机系统节能水平与需求相比还存在着很大差距,主要表现在技术标准等基础性工作有待夯实;高效、通用和专用设备有待开发;电机系统合理匹配及运行效率有待提高;第三方节能服务队伍有待加强;政策机制有待完善。” 张新在随后的发言中也指出,我国电机系统节能技术落后,电机系统效率低下,目前高效电机市场规模狭小。虽然国内有多家企业生产高效电机,但其市场仅占整个电机市场10%~15%。在这10%~15%的比例中,还有相当一部分是用于出口。据《电动机调速技术产业化途径与对策的研究报告》显示,截至去年年底,我国高效电机市场占有率不足3%。 在“十一五”基础上,“十二五”电机节能工作将会得到进一步发展。 “十二五”节能减排综合性工作方案指出,未来五年,要实现全国万元国内生产总值能耗下降16%,节约6.7亿吨标准煤目标。而作为节能减排重点工程,电机系统运行效率要提高2~3个百分点。 今年3月,国家财政部、国家发改委联合出台《关于印发节能产品惠民工程高效电机推广实施细则的通知》,通过加大财政补贴等方式推广高效电机。今年全国高效电机的推广任务是3177万千瓦,约占全年国内电机销售量比重的30%。 据相关人士推测,高效电机未来五年高增长是必然事件,保守估计年均增速在70%以上。 高效电机的高速增长以挤占普通电机市场为代价,对行业影响深远。预计普通电机产销量从2013年开始负增长,至2015年其市场占有率将不足30%,不排除在政策推动下普通电机从市场被彻底淘汰的可能。 |
国际电力网 | 中国工业报 | 中国工业报 | 2011-11-04 | 节能 电机 |
249 | 2017-09-18 05:02:43 | 海上风电扬帆 风险与机遇并存 | 2011-11-04 | “到2030年,海上风电装机量约占世界风电总装机量的40%。” 这是来自欧洲风能协会的最新测算数据。过去5年,井喷式的风电产业发展局面在国内上演。按照“十二五”规划,陆地风电是稳步发展,海上风电则被定位为示范发展。自从2008年开始,我国海上风电的投资就一直保持着较快增速。在日前举行的北京国际风能展的投融资分论坛上,不少国外投资机构都对海上风电表示出不小的投资热情。 “海上风电是全球风电技术发展和产业竞争的前沿,”国家能源局副局长刘琦指出,中国企业必须在这一领域达到国际先进水平。根据正在制定的“十二五”能源规划:2015年,中国将建成海上风电500万千瓦,形成海上风电的成套技术并建立完整产业链。到2020年,中国海上风电规模将达到3000万千瓦。 不过,有风电设备企业代表在接受记者采访时坦言,海上风电是风电产业链的全新领域,难度和机会并存。“相比陆上风电,发展海上风电对风机设备安装、风场维护等配套技术和成本要求都更高,目前还处在示范为主的阶段。” 中投顾问高级研究员李胜茂也表示,海上风电在我国乃至世界范围都处在起步阶段,风险高、投入大,收益存在不稳定性。 而另据记者了解,受制于多方关系的协调以及现实技术问题,截至目前,我国第一期海上风电特许权招标项目仍有未开工项目,第二批计划规模在150-200万千瓦之间的海上风电特许权项目也有可能推迟至明招标。 |
国际电力网 | 上海证券报 | 潘高颖 | 2011-11-04 | 风电 海上风电 |
250 | 2017-09-18 05:02:50 | 煤价持续攀升电荒蔓延 电力调价无期补贴先行 | 2011-11-02 | 随着国内动力煤价格持续攀升,从今年春天开始的电力供需紧张局面将贯穿2011年全年。业内预计,电力调价并没有时间表,但政府可能加大对电厂的补贴力度。 中电联预测,由于来水、电煤、装机以及社会用电需求旺盛等因素叠加,今冬明春,全国部分地区仍将呈现电力供需紧张局面,预计今年四季度全社会用电量增长13%左右,全年全社会用电量4.7万亿千瓦时,同比增长12%,今冬明春全国最大电力缺口为3000万~4000万千瓦。 受煤价影响,火电企业亏损程度日益加深,机组缺煤停机、出力下降和非计划停运现象突出。甚至传统的电煤输出省山西、贵州等地火电也加入缺煤停机行列。许多火电企业,煤的成本从占运行成本的50%,上升到70%以上。 中电联公布的数据还显示,中部、东北地区各省火电企业仍然大面积亏损。1~8月份,电力行业销售利润率为3.5%(其中火电业务销售利润率仅为1.5%),是各主要上下游行业中最低的,盈利能力不强、回报率偏低已经影响到电力行业保障供应和持续发展能力。 当前,各地为了保障省内电煤供应,确保省内发电企业正常运行,山西、陕西、河南、重庆、贵州等省区都制订了限制电煤出省及支持电力企业发电的一系列政策,使煤炭、电力交易市场化改革有倒退之虞。 煤炭专家李朝林认为,煤电之争将可能进一步激化,煤炭、电力行业争抢煤炭资源的情况将可能进一步加剧,煤炭交易也将随着各种形式的限制交易和采购煤炭实行价格补贴等,致使煤炭交易的市场化改革有走回头路的可能性。 中电联相关人士也表示,如果秦皇岛煤炭价格继续攀升,大批电厂盈利无望,越发越亏的困境越陷越深,发电企业资金不足,经营困难,无钱采购煤炭,发电积极性严重受挫,煤电紧张的局面可能会愈加频繁,愈加严重。 针对中电联提出按期启动煤电联动机制,提高电力价格的提议,一位接近国家能源局的业内专家认为,短期内国家加大对电厂的补贴力度更为可行,因为今年4月份和6月份国家发改委已经对部分省份上网和销售电价进行了调整。 |
国际电力网 | 证券时报 | 魏曙光 | 2011-11-02 | 煤价 电荒 电力 |
251 | 2017-09-18 05:02:53 | 煤价外冷内热 沿海电厂进口热情高涨 | 2011-11-01 | 近期,国内动力煤炭价格持续创下历史新高,但国际煤炭价格却连续下滑。内热外冷格局下,价格倒挂近100元人民币/吨,沿海电厂进口热情高涨,并将在一定程度上对国内价格形成压力。 10月26日公布的最新一期环渤海动力煤价格指数刷新了该指数发布以来的最高价,当期5500大卡动力煤综合平均价格为853元人民币/吨,较前一周上涨6元人民币/吨,涨幅0.71%。其中,有中国煤炭市场晴雨表之称的秦皇岛煤价继续上行,其中5500、5800大卡动力煤价格较上期均上涨5元人民币/吨,为850~860元人民币/吨、900~910元人民币/吨,其余煤种价格均保持不变。 此外,数据显示,部分地区焦煤、无烟煤出厂价格从9月末开始上涨,煤炭价格在供需高峰期间全面上涨已初现苗头。 与国内煤炭价格持续上涨不同,国际市场煤炭价格却在连续下行。据环球煤炭交易平台数据显示,截至10月28日当周,澳大利亚纽卡斯尔港动力煤价格指数为117.89美元/吨,为该港动力煤价格连续七周下滑,整体下降了6.43美元,跌幅为5.18%;南非理查德港动力煤价格指数至108.70美元/吨,为连续第四周下滑,七周内整体下降了10.84美元,跌幅明显。 统计还显示,10月份,国际煤炭价格整体保持下滑。10月份,澳大利亚煤炭平均价格为119.48美元/吨,环比减少3.78美元;南非煤炭价格跌幅最大,10月份平均价格为110.66美元/吨,环比下跌了5.62美元/吨;欧洲煤炭10月份平均价格为119.49美元/吨。 在内热外冷局面下,内外价格差异也在不断扩大。按当前汇率计算,在不考虑运杂费等费用的情况下,澳洲动力煤价格每吨要比国内价格低100元人民币左右。这使得一些电厂为了减亏而从海外采购动力煤的积极性大增。9月份,我国进口煤炭数量创出单月新高,达到1912万吨,比8月份的1659万吨增加253万吨,增长15.25%,比去年同期的1532万吨增长24.8%。市场预计10月份进口规模有望进一步扩大。煤炭专家李朝林分析指出,一方面煤炭进口量增加将对国内煤炭需求有所保证,对国内价格上涨形成一定压力,另一方面进口煤的持续走高将对国际市场煤价也会形成一定支撑。 秦皇岛煤炭网信息主管安志远认为,从目前情况分析,国际经济形势前景不明,欧债危机尽管有所好转但仍未得到解决,国际大宗商品以及国际油价将继续震荡,国际煤价短期内不大可能大幅上涨,很可能维持在当前低位。因此,进口煤量预计将不会明显减少。而进口煤的大量存在,对旺季煤炭需求有所缓解,也是影响煤炭价格变动的重要因素之一,会在一定程度上对煤价形成压力。 |
国际电力网 | 证券时报网 | 魏曙光 | 2011-11-01 | 煤价 电厂 |
252 | 2017-09-18 05:02:53 | 上网电价补贴政策刺激 光伏项目今年或暴增230% | 2011-10-28 | 自上网电价补贴政策于7月实施以来,太阳能光伏应用的市场机制开始形成,刺激国内光伏项目显著增加。Solarbuzz最新中国项目追踪报告显示,9月末非住宅项目待安装量已达到了14G W。 Solarbuzz分析师廉锐表示,政策的实施带动了更多招标项目和光伏订单,预计2011年中国光伏市场将超过1 .6G W,较2010年将增长230%以上。两个月前,国家发改委首次公布了太阳能光伏发电上网标杆电价,将按项目核准期限分别定为每千瓦时1.15元(含税)和每千瓦时1元(含税)。业内人士分析,这一标杆电价,已接近国内光伏电站的发电成本价,太阳能光伏应用的市场机制开始形成。 Solarbuzz报告分析,目前非住宅光伏项目已遍布中国29个省市自治区。在监测的1007个项目中,规模在1M W以上的项目数量最多,有707个。目前大部分项目开发商为国有企业。报告称,由于2011年组件价格大幅下滑,光伏项目在每千瓦时1.15元上网电价下可以获得合理的内部收益率(IRR)。超过10M W以上的地面电站项目平均系统安装价格已低于每瓦15元,并持续下降。 强劲的市场需求也为中国组件供应商提供了重要的市场机遇。据悉,从已经选择组件的项目来看,前四大供应商为尚德、英利、国电光伏和航天机电,合肥阳光电源则是最大的逆变器供应商。 |
国际电力网 | 南方都市报 | 王海艳 | 2011-10-28 | 上网电价 补贴 光伏 |
253 | 2017-09-18 05:03:00 | 国内外煤价倒挂百元 电厂买进口煤减亏 | 2011-10-27 | 环渤海动力煤价格指数继上周创新高之后,10月19日~25日继续出现涨势。环渤海地区港口平仓的发热量5500大卡市场动力煤的综合平均价格报收853元/吨,比前一报告周期上涨了6元/吨。从9月7日开始恢复上涨至本期,环渤海地区发热量5500大卡市场动力煤的综合平均价格累计上涨了28元/吨,再次刷新了该指数发布以来的最高纪录。 截至10月21日当周,澳大利亚纽卡斯尔港动力煤价格指数在前一周120.79美元/吨的基础上减少2.69美元/吨至118.10美元/吨,连续6周保持下滑。除纽卡斯尔港动力煤价格指数之外,另两大国际动力煤价格指数也均出现下滑。 中商流通生产力促进中心煤炭分析师李廷告诉记者,按照当前的汇率计算,在不考虑运杂费等费用的情况下,质量较好的澳大利亚动力煤价格大致是750元/吨左右,而国内动力煤价格高出国际动力煤价格100元/吨左右。 煤炭价格持续高位运行,给发电企业带来了不小的压力。25日,华电国际、大唐发电、华能国际和深圳能源纷纷发布三季度财报,同比利润均大幅下跌。以深圳能源为例,公司第三季度净利润同比下降38.43%,为2.92亿元。 李廷认为:“考虑到保险费、运费等费用之后,采购外国煤炭仍有一定的好处。澳大利亚的煤炭发热值一般可达6500大卡,远高于国内发热值为5500大卡的一般动力煤。因此国内电厂尤其是东南沿海的电厂,从海外采购动力煤的积极性很高。” 李廷还表示,国内进口量大增,同时国际煤价还保持下跌,说明国际煤炭市场还是供大于求的。估计后期的煤炭进口量还是会继续增加的,预计四季度我国月煤炭进口量可能仍将保持在1300万~1500万吨。 |
国际电力网 | 每日经济新闻 | 杨柳晗 | 2011-10-27 | 煤价 电厂 煤炭 |
254 | 2017-09-18 05:03:07 | 上海风电产业加速全国布局 | 2011-10-26 | 日前,上海电气风电设备黑龙江有限公司在黑龙江北安庆华新能源战略产业园内揭牌投产,这一年产能可达100-120台两兆瓦风电机组的大型工厂将成为上海新能源产业全国布局的重要一环。 今年下半年开始,国家针对有些“过热”的风电产业,出台一系列政策规划,提高准入门槛。今年8月国家能源局发布的“大型风电场并网设计技术规范”等18项重要标准中,要求新的风电机组生产企业必须具备生产单机容量2.5兆瓦及以上、年产量100万千瓦的相关能力,这意味着大量技术落后、规模较小风电企业面临洗牌,同时也给上海成熟企业带来新的市场机会。 此次揭牌的上海风电设备黑龙江公司一期5700平方米厂房目前已经投产,二期也将于明年建成投产,成为上海风电继临港基地、东台基地之后的第三个制造基地,也是上海电气风电公司在上海市外埠建设的第二个制造基地。 “国家政策大背景下,风电资源丰富的各地方政府也开始提高门槛,提出以‘资源换产业’,希望大的新能源项目落地。”上海风电设备公司表示,该公司正是瞄准这一形势变化,加速拓展全国布局。去年上海风电公司的东台风电制造基地在江苏东台市顺利投产,当年就实现赢利,今年9月风电公司又与东台市政府举行战略合作签约仪式,双方围绕共建风电装备制造产业园,将在风机整机制造、风机配套项目以及技术研发、设备检测和售后维护平台建设等方面开展全方位的深度合作。“十二五”期间,风电公司还计划形成包括临港、东台、北安在内,以及内蒙、西部和南部地区等五六个制造基地,实现主营业务收入100亿元的战略目标。目前,风电公司与内蒙古自治区太仆寺旗的战略合作协议已经签署。 据悉,上海海上风场工程规划已于今年9月获得国家能源局的正式批复,规划总装机600万千瓦,将优先开发东海大桥、奉贤和南汇地区的海上风场,新增装机60万千瓦。上海电气风电公司将配合规划,新开工3.6兆瓦等大功率海上风机制造项目。 |
国际电力网 | 解放日报 | 徐蒙 | 2011-10-26 | 风电 上海 |
255 | 2017-09-18 05:03:14 | 市场制约阻碍中国风电持续发展 | 2011-10-24 | “风电的市场制约越来越突出,已成为目前中国风电持续发展的主要制约。”10月19日,在2011年北京国际风能大会上,国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山为风电指路。 近年来,全球风电发展很快,装机规模持续增加,技术水平不断提高。到2010年底,全球风电装机已达2亿千瓦。在丹麦、西班牙等国,风电已成为电力的重要组成部分。目前,丹麦风电发电量占到总发电量的22%,西班牙占到16%,说明风电可以在电力系统中发挥重要作用,并逐步成为主要电源。丹麦已提出,到2020年风电发电量要达到50%。 史立山认为,风电的规模化发展在并网运行方面遇到困难,既有技术方面的原因,也有管理方面的问题,更重要的可能是经济性问题。这个经济性不只是风电本身的经济性,而是整个电力系统的经济性问题。如果不考虑成本,电力系统有足够的可灵活运行的备用容量或储能设施,电网可以接纳很大比例的风电。但还有其他因素对风电的运行有影响,包括认识水平、管理体制、企业利益、地方利益等。因此,解决风电规模化发展并网管理问题,不仅涉及风电技术进步,还涉及电力系统的重构、能源管理体制的改革、国家经济政策的调整等方面。 近5年来,中国风电的快速发展主要得益于《可再生能源法》提出的优惠电价政策和全社会的高成本分摊政策,也与电力系统已有的备用容量密切相关。但史立山指出,经过这几年的快速发展,风能资源丰富地区的电力系统备用已基本用完,风电的市场制约越来越突出,已成为目前持续发展的主要制约。要花更大勇气和力气从技术、管理和政策上统筹协调。 一是要推动技术进步。技术进步是解决这些问题的基础,既包括风电设备自身的技术,也包括与风电建发管理相关的各类技术。近年来风电技术进步很快,风电机组的单机容量快速增加,电网友好性能明显改善,但仍需要不断提高风电设备的技术水平。尤其是围绕资源的不稳定性问题进行技术攻关,包括智能电网技术、储能技术、用能技术等等。“现在看来,发展电热技术是一个重要的出路,热能是很方便储存的,希望大家下点功夫。”史立山说。 最近,中国风电设备发生了一系列事故。史立山表示:“这暴露了行业快速发展中的问题和管理方面的不足,很多问题都是重复发生的。我们将对风电设备质量问题进行监管,对企业发生的问题,包括重要部件的更换、各类事故,要建立报告制度,并要定期对行业公布,逐步建立评价体系,推动设备制造业健康发展。” 二是要深化电力体制改革。我国电力管理还带有计划经济的明显烙印。虽然已总体上实现了“厂网分开”,但电力系统的运行仍以计划手段为主。地方政府部门仍在对电厂安排发电计划,输电、配电和售电还没有分开,特别是电网企业和调度机构的一体化,很难做到公平公正。史立山指出:“深化电力体制改革,营造一种公开公平公正的市场环境,对促进风电等新能源的发展十分必要。这个体制地区间应该是开放的,电价是反映供需关系、环境成本和资源特性的,调度原则是公开透明,为所有市场参与者提供公平的竞争环境。” 三是不断完善法制和政策环境。与传统能源相比,目前可再生能源的经济性仍然没有优势,离不开国家的支持政策,有的是价格政策,有的是税收政策,有的是配额政策。中国风电的价格支持主要是对风电建设的支持,而对电网建设和运行、对用户和消费者没有政策或要求。要推动风电的持续健康发展,需要进一步完善法制和政策环境,包括制定发展战略目标,制定能源税、环境税等税收政策,以及制定强制性消费的配额制政策等。 史立山表示,中国风电仍处在发展初期,需要不断完善政策措施,包括配额制度和交易制度,强化行业管理,在按照“建设大基地、融入大电网”的思路积极推动风电规模化发展的同时,更加重视中东部地区分布式、分散式风能资源的开发利用,积极开展海上风电的试验示范,加强国际合作,提高中国风电的技术水平和管理能力。 |
国际电力网 | 光明网 | 易蓉蓉 | 2011-10-24 | 风电 |
256 | 2017-09-18 05:03:23 | 缺电致煤炭进口结束负增长 | 2011-10-24 | 今冬明春全国用电形势紧张大势已现,今年9月份也结束了前8个月累计煤炭进口负增长的局面。专家预测,四季度国内煤价将继续上涨15~20元/吨;同时,今年煤炭进口量仍将高达1.6亿吨。 煤炭进口负增长结束 国家电监会新闻发言人谭荣尧日前表示,今冬明春全国最大电力缺口约2600万千瓦,其中既缺煤又缺水的南方和华中地区用电形势最为严峻。 谭荣尧表示,今年共有17个省份采取了拉限电和错避峰的措施。延续这一情况,今年11月至明年3月迎峰度冬期间,供电形势不容乐观。2600万千瓦相当于一个中等省份的发电装机容量,此前夏季用电高峰期间全国出现了3000万千瓦左右的用电缺口。 他预计,今后一段时间,煤价仍将维持高位运行并可能进一步上涨,将加剧部分地区的电煤供应紧张局面,如果电煤供应得不到保障以及遇到严寒气候条件,供电缺口有可能进一步扩大。 同时,国家发改委经济运行局日前称,由于国内用煤的持续紧张,导致今年9月份结束了前8个月累计煤炭进口负增长的局面,进口煤炭1912万吨,同比增长25.1%。 国家发改委数据显示,9月份出口煤炭121万吨,同比下降34.9%。前三季度出口煤炭1212万吨,同比下降19.7%。 中煤集团原煤炭出口业务第一业务部总经理黄腾表示,中国国内生产的煤炭数量并非不足以满足电厂需求,但由于价格持续上涨,因此需要大量进口便宜的外国煤炭,才推高了9月份的煤炭进口量。 进口煤难解华中困局 黄腾预测,第四季度国内煤价或再涨15~20元/吨,有望进一步增加煤炭进口量。因此,2011年全年中国煤炭进口量应基本与去年相当,即仍达1.6亿吨。 他表示,按目前中国国内煤价的上涨力度,预计明年一季度国内煤价或再上涨10%;与此同时,连续下跌的国际煤价或降低10%。 秦皇岛煤炭网数据显示,截至10月17日,热值为5600大卡、在广州新沙码头交割的动力煤库提价为850美元/吨;而热值为5000大卡、在上海港交割的动力煤CIF价(煤炭价格与保险价格及运费之和)为101美元/吨。 然而,日益增加的进口煤炭仍无法解决华中等腹地的“燃煤”之急。五大发电集团湖南一火电厂负责人向本报诉苦称:“进口煤再多,也和我们没关系;相反,如果南方的电厂能靠进口煤度日,政府更不会出手调节煤价了。” 据了解,目前向中国进口的煤炭可由广东、广西、福建、江苏、浙江、上海等多个沿海省市港口入境,供货范围几乎可覆盖整个东南沿海地区。朝鲜、蒙古的进口煤也可覆盖山东并辐射华北、东北部分地区。而湖南、湖北、四川、重庆、贵州及云南等腹地,则难以借进口煤纾困。 上述人士表示,华中地区电厂用煤只能依靠从山西等产煤省用铁路运送的煤炭。以往,贵州可为湖南、四川、重庆等地支援部分用煤。而近两年由于来水偏少,贵州的水电发电量大减,致使所产煤炭不得不用于本省火电,无力支援周边省份。而其他华中省份的用电也由于水电出力降低陷入窘境。 |
国际电力网 | 第一财经日报 | 李毅 | 2011-10-24 | 煤炭 电力 |
257 | 2017-09-18 05:03:26 | 电厂“冬储”关口 环渤海动力煤价格指数创新高 | 2011-10-21 | 10月19日,秦皇岛煤炭网发布了2011年第39期 (10月12日~10月18日)环渤海动力煤价格指数,本期指数创造了环渤海动力煤价格指数发布以来的最高水平。 具体来看,环渤海地区港口平仓的发热量5500大卡市场动力煤的综合平均价格报收847元/吨,比前一报告周期上涨了5元/吨,环比上涨0.59%,同比上涨15.00%。而从9月7日至本期末,环渤海地区发热量5500大卡的市场动力煤综合平均价格累计上涨了22元/吨。 煤炭需求依然旺盛 海运煤炭网分析认为,主要发运港口煤炭库存水平偏低,以及该地区市场动力煤价格上涨的“惯性”,是促使本期环渤海地区各港口市场动力煤价格继续上涨的主要原因。 据了解,大秦线检修已于10月初结束,中煤所属矿井逐步通过检修开始复工,秦皇岛港、曹妃甸港口煤炭库存有所上升,但秦皇岛港煤炭库存仍处于较低水平。截至10月19日,秦皇岛港煤炭库存低于500万吨,为492.7万吨。 从电煤需求方面来看,由于下游企业积极到港口运煤,下游电厂库存开始恢复,煤炭可用天数也有所增加。来自六大电厂的数据显示,截至10月17日,六大电厂库存总量为1070.77万吨,较上周增加51.91万吨。电厂存煤可用天数为17.76天,较上周增加0.03天。 数据显示,今年1~9月份,全国煤炭产量已经累计完成26.91亿吨,同比增长11.6%。全国煤炭销量完成26.36亿吨,同比增长13.1%。 以内蒙古和陕西为例,内蒙古今年前三季度全区共生产原煤71955万吨,同比增加17437万吨,增长31.98%。其中9月份生产原煤9498万吨,同比增加2452万吨,增长34.8%。 陕西省9月份生产原煤4475.84万吨,同比增加1452.23万吨,增长48.03%;1~9月,陕西省累计生产原煤29867.43万吨,同比增加3966.19万吨,增长15.31%。 煤炭工业协会分析认为,目前正是冬季用煤储备的关键时期,再加上煤炭价格处于历史较高水平,煤炭企业盈利能力较强,因此,大型重点煤炭企业有动力将原煤产量继续保持在较高水平。此外,为了保障电煤正常稳定供应,各级政府也会要求煤炭企业稳定煤炭生产。 此外,海关总署统计数据显示,我国9月份进口煤炭1912万吨,同比增加25.1%;累计进口煤炭12343万吨,同比增加1.9%。 虽然煤炭的产量和进口量都在大幅增加,但是煤炭价格仍持续在高位运行,对此,厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强(微博)告诉记者:“这只能说明一个问题,那就是煤炭的需求依然非常旺盛。”他表示,“根据以往的情况来看,夏季用电形势往往比冬季更严峻,但目前则出现了一定的变化,以往冬季不取暖的很多南方地区,现在也开始用电取暖。” 作为国内首个煤炭类商品价格指数,环渤海动力煤价格指数综合了37家煤炭生产(发运)企业、40家煤炭消费企业、75家煤炭经营企业的数据,及时地反映环渤海地区煤炭现货交易价格水平和变化趋势,已成为国内动力煤价格的参照体系。 价格上涨是主流趋势 河南煤业化工集团位列中国煤炭企业100强的第四位,集团内部一名工作人员告诉记者:“铁路满足不了煤炭运输的需要也会导致煤炭供不应求,使其价格不断上涨。” 海运煤炭网预计,价格上涨仍然是该地区市场动力煤价格的主流趋势。 秦皇岛煤炭网分析师李延指出,从各方面情况来看,未来很长一段时间国际煤价有望继续维持窄幅震荡态势。而与此同时,国内煤价可能会继续高位运行,部分进口煤仍然具有一定价格优势。 但李延预计,四季度煤炭需求增长较前期将整体放缓,未来煤价上涨动力明显不足。他认为,每年这个时候都是电厂和供暖企业冬季储煤的关键时期,煤价上涨在情理之中。但是今年国内外经济形势将更加复杂,固定资产投资放缓还会影响到水电、玻璃、有色、电力等其他高耗能产品需求,并最终影响煤炭需求增长。值得注意的是,在经济增长放缓预期影响下,未来煤价上涨预期将受到明显制约。 国家统计局数据显示,我国1~8月固定资产投资同比增长25%,增速略放缓,比1~7月份回落0.4个百分点。 李延表示,“由于发电耗煤量下降,电厂电煤库存处于较高水平,尤其是市场对未来经济放缓担忧加剧,观望氛围浓厚,下游用户煤炭采购积极性明显不强,这将在很大程度上将制约煤价进一步上涨。” 有关数据显示,9月中旬,全国重点电厂日均耗煤量已经降至332.7万吨,而之前的8月下旬和9月上旬日均耗煤量则分别为395.2万吨和392.9万吨,9月中旬日均耗煤量较8月下旬和9月上旬分别大幅下降15.8%和15.3%。 但林伯强告诉记者:“GDP增速还会保持在9%左右,同时在短期内耗能结构改变的可能性较小,国内对煤炭的需求依然很大,因此煤价回落的可能性还是较小。” |
国际电力网 | 每日经济新闻 | 杨柳晗 | 2011-10-21 | 电厂 煤价 |
258 | 2017-09-18 05:03:26 | 电力需求未减 “煤恐慌”预期加剧 | 2011-10-17 | 解决供电区域不平衡,应实现由“单纯依靠煤炭运输”向“输煤输电并举”的转变,以“就地平衡发展方式”向“大范围资源优化配置”发展方式的转变 进入9月以来,我国多省市相继出现电力紧张。虽然全国电力装机总体充裕,但与去年相比,高耗能用电量仍持续在高位、跨省输煤不畅通、煤价高位上涨、煤电运输易受极端气候影响、局部地区“硬缺电”压力增加等,将构成今冬电力保障的不利因素。 电力需求未减 “煤恐慌”预期加剧 中电联预计,全年电力装机将达到10.5亿千瓦;近期有关部门和专家预计今冬电力缺口可能在3000万千瓦以上,占电力总体装机的比重约0.28%。而且从火电利用小时数看,前8月达到3557小时,高于2008年、2009年、2010年同期水平,但略低于2007年同期水平,更低于2005年全国发生硬缺电时期水平(3977小时)。 总体来看,全国因发电装机不足而产生大规模“硬缺电”的可能性不大,但与去年相比,今冬面临的不利因素增多可能使得“恐慌”预期加剧。 目前,全国用电需求持续高位运行,货币调控政策对重点用煤用电行业的抑制作用尚未显现。1至8月份累计用电量增速达11.9%,其中6~8月有13个省份用电量增速在13%以上,反映需求仍然偏热。有关专家认为,对应9%左右的GDP增速目标,10%左右的用电增速会比较理想。 从月度看,7月份用电量首次超过4000亿千瓦时,8月份仍处于4343亿千瓦时的高位。其中用电行业需求依然旺盛。 8月当月,化工、建材、黑色金属冶炼、有色金属冶炼、制造业等用电量同比均呈现高位稳定增长的态势。虽然国家此前实施了包括加息在内的货币调控政策,但从前8个月用电数据看,政策效果尚未传导至煤电下游消费领域,工业需求对煤价的支撑因素没有明显弱化。去年下半年因节能减排调控力度加大,用电量较上半年减弱,考虑到基数相对较低,预计今年四季度工业用电量增幅会有所扩大。 据煤炭运销协会快报统计,今年1~7月,全国煤炭产量21.2亿吨,同比增长13.5%;煤炭消费量21.6亿吨,同比增长10%。尽管发电装机总体充裕,但电煤保障不如去年宽松,加之煤价上涨和跨省输煤不畅等原因,冬季局部地区“电煤供应不足”性缺电风险加大。 华中电网大部分省(市)为煤炭资源匮乏的地区,煤炭需求的对外依存度较大,“有火无煤”难题突出。在去冬今春迎峰度冬时期,华中电网从11月份开始拉闸限电,相比其他区域,出现电力紧张的时间要早。而且往年4、5月份华中区域从没缺电,今年却出现拉闸限电情况。意味着华中电网正由季节性、局部性电力短缺转变为全年、全区域性电力短缺。 尤其是冬季枯水期水电发电量大幅下降,电煤供应难题将更为突出。华中电网统调水电装机容量超过4400万千瓦(不含三峡),占统调总装机容量的32%,网内径流式水电站多,水库库容大、调节性能好的水电站少,冬季枯水期水电受阻容量近1000万千瓦。因此,华中电网出现冬季电力供应短缺更为严重。在不考虑限电因素情况下,华中电网公司预计,全网在今冬明春(11月至次年2月)电煤供应缺口约为1700万吨。 南方区域水电装机比重约30%,电力供应平衡受水电影响较大。今年传统意义上的“丰水期”变成“枯水期”,水电出力大幅下降。南方电网预计四季度南方五省区电力缺口1400万千瓦左右,明年上半年缺口在1000万~1500万千瓦。根据以往规律,冬季来水偏枯,电力供应将更多依赖火电。除今年2月份外,全国火电月度发电量自2010年12月份以来连续超过3000亿千瓦时,2月份以后各月增速均高于10%。8月份为3457亿千瓦时,是火电发电量最多的一个月,同比增长15.6%。火电发电量增加进一步加剧了对电煤资源的争夺。 多地不同程度存在的“价格矛盾”仍然会影响发电企业积极性,尤其是因历史原因形成“低煤价、低电价”的煤炭主产区。山西部分电厂的煤炭成本已占总运营成本的八成以上,电厂陷入越发越亏的困境。今夏山西曾因火电机组“非计划停运”及出力受阻影响发电能力超过1400万千瓦,电力缺口超过200万千瓦。山西中南部13家发电企业装机容量1342万千瓦,占省调装机容量的41.93%。8月20日,这13家火电厂联名向山西省电力行业协会请求帮扶的紧急请示中提到“2011年4月10日省内上调上网电价3.09分钱后,但由于电煤市场价格同比仍大幅上涨,本次电价上调仅解决了中南部电厂1/4的电价欠账,6~7月份13家电厂仍亏损6.16亿元且亏损面还在扩大,现金流亏空进一步加剧,银行不予放贷,煤矿方面也缺乏供煤积极性,稍有到期还贷影响,就可能导致电厂资金链断裂。”13家电厂资金处境艰难,面临无钱买煤,无煤发电的困境。 河南是华中区域内唯一的富煤省份,河南电网装机容量达到4881万千瓦,由于亏损严重、煤质差影响出力等,今年上半年第一轮“电荒”时期减发容量约1326万千瓦。江苏省上网标杆电价为0.509元/千瓦时(含脱硫价0.015元),5500大卡的煤炭每吨740元时,60万千瓦火电机组还能有盈利,但截至9月26日当周,秦皇岛港口平仓价已涨至835元/吨。 由于“十一五”期间经济快速发展,积累起庞大的电力消费基数,部分地区电力供应增长持续跟不上需求增长的矛盾在今年集中显现,“硬缺电”隐患增加。 据电监会2010年年度监管报告,2010年浙江、广西、江苏发电装机容量分别增长1.97%、-1.47%、14.27%,而用电量增速快于装机容量增长,分别达到14.31%、15.93%、16.36%。今年上半年全国基建新增发电装机容量中,西北区域新增装机容量占全国的21.5%,所占比重比上年同期提高15.0个百分点;华东区域新增发电装机容量占全国的比重比上年同期降低13.9个百分点。新增装机明显减少,加剧了该区域电力供需矛盾。 此外,冬季煤炭、电力的生产和输送极易受枯水、异常天气等突发事件的影响。近期冬储开始,煤价上涨时间早于往年,在煤电价格机制不顺的情况下,对煤价上涨及煤电供应的“恐慌”预期或较往年加剧,同时也高于实际情况。 煤电领域深层矛盾加剧 与2004年电力装机不足导致的全国性的“硬缺电”和2008年电煤供应不足造成的“软缺电”不同,今年两轮缺电的原因更为错综复杂,暴露出煤电领域长期积累的深层矛盾,这些矛盾对近年来的“缺煤缺电”的不利影响在加大。 首先是电力体制改革滞后,价格矛盾积弊深重。今年4月份、6月份国家上调部分地区上网电价,一定程度上缓解了煤价上涨带来的发电成本压力,夏季用电高峰平稳度过。但近几年来煤价上涨的幅度显然已远远高于电价的上调幅度,自2009年8月触及国际金融危机以来的低点之后,煤价再也没有出现过像样的回调。2003年至今,具有代表性的秦皇岛山西优混5500大卡煤炭价格累计上涨幅度超过200%,而销售电价涨幅还不到40%。而且往往电价调整后,煤价会以更快的速度将电价调整带来的利润吞噬。煤电双方因价格问题激化的时间间隔越来越短。华中电网内火电企业大面积亏损,发电无利可图,发电企业购煤、储煤积极性也不高,最大缺煤停机容量不断增加,且缺煤停机已常态化。 有专家认为,我国电力市场化改革滞后,市场这只“看不见的手”难以发挥效力,是近年来煤电价格矛盾日益突出的深层根源。在电力供应“发、输、配、售”四个环节,除了输配电具有一定的自然垄断性外,其余发、售两个环节都不具有自然垄断性,虽然实现了厂网分离,但在发电环节,市场化程度明显不够,发电环节目前仅是施工、建设阶段引入了竞争,发电运营环节发电量计划、上网电价仍严格由政府制定,发电企业不是一个真正意义上的市场主体,自我加强管理、提高效率、降低成本的意愿不足;发电企业把主要精力都投入到找政府要电价政策上。在售电环节,用电价被固化,电价没有反映市场供求关系、资源的稀缺以及对环境的影响,无法引导消费。 其次,资源配置效率不高。在装机总体充裕情况下,今年东部地区供电不足的“硬缺电”与部分地区装机闲置的“软缺电”并存。据中电联预计,迎峰度冬期间,东北、西北和蒙西电网有富余的同时,局部地区电力供需紧张将比上年涉及的范围更广、缺口有所扩大。 业内人士指出,电力项目的计划审批机制导致电力投资难以准确及时反映市场需求,更无法跟上市场的变化。华中电网预计,“十二五”期间华中区域电力供需形势将一直处于紧张态势,电力缺口将进一步扩大。同时,近年来火电增速远快于煤炭增速,电煤保供压力加大。2005年至2010年我国原煤产量增长47.9%,而同期火电装机增长80.55%。煤炭大省山西在2008年煤炭资源整合之前,大批小煤窑的产量并未纳入正式统计,因此统计公布数据有可能低于当时实际市场供应数据,而在煤炭资源整合之后,统计数据基本接近真实产量。考虑到这一因素,2005年至2010年煤炭实际增长可能较火电更低。 解决上述问题,除了就地增加电力供应能力方式外,还要加快将西部大煤电、水电、风电基地丰富的电力输送到中部负荷中心,既解决了西部电力富余问题,也解决了中部地区电力紧张问题,实现由“单纯依靠煤炭运输”向“输煤输电并举”的转变,以“就地平衡发展方式”向“大范围资源优化配置”发展方式的转变。 |
国际电力网 | 《瞭望》 | 戴劲松 吕晓宇 | 2011-10-17 | 电力 煤电 |
259 | 2017-09-18 05:03:28 | 光热发电产业正闪电般崛起 | 2011-10-17 | 在光伏发电产业发展得如火如荼之后,太阳能的另一种发电模式-光热发电产业开始闪电崛起,各地近期都已开始或酝酿建设太阳能光热发电项目。 在宁夏盐池县高沙窝镇鄂尔多斯台地与黄土高原交错地带,一望无际的戈壁滩是建设太阳能光热发电项目的理想地区。哈纳斯新能源集团(下称“哈纳斯”)总裁马富强宣布,哈纳斯投资22.5亿元的国内首个槽式太阳能-燃气联合循环发电示范项目正式开工。该项目规划容量92.5MW,计划于2013年10月建成投产。 哈纳斯宣称,将在“十二五”期间陆续开展建设2个光热基地、10个光热项目,未来的目标是光热发电累计突破百万千瓦。 中海阳新能源电力股份有限公司总监胡磊曾坦陈,国内虽然有厂家在对光热发电系统的关键设备在进行研发,但只是在实验室中获得突破了,市场量产还有待时日。 除了技术设备上的问题,光热发电产业的商业化还面临着相关产业配套建设不足的缺陷。以此次开工的哈纳斯宁夏槽式太阳能-燃气联合循环发电项目为例,“宁夏所处的西北地区电网建设滞后,太阳能电力上网难度较大,电网弃电现象时有发生,这影响到项目的未来经营。”中投顾问研究员萧函说。 |
国际电力网 | 第一财经日报 | 第一财经日报 | 2011-10-17 | 光热发电 |
260 | 2017-09-18 05:03:33 | 两大阵营明争暗斗 抢夺电动车充换电市场 | 2011-10-17 | “兵马未动,粮草先行”。在电动汽车的大时代即将到来之前,中石化等传统油企与国家电网、南方电网两大电网企业之间,已悄然开始在充电站的市场跑马圈地。 根据即将出台的《节能与新能源汽车发展规划(2011年~2020年)》,预计到2015年,我国电动汽车保有量将达到50万辆。与此同时,油企和电网公司也在近期纷纷规划了其在“十二五”期间电动车充电站的建设蓝图。 业内人士表示,油企和电网企业在充电站的建设上各有优势和劣势,未来五年是两大阵营抢夺电动车充换电市场的关键时期,一场恶战即将展开。 两大阵营明争暗斗 10月14日,拥有加油站数量最多的中石化北京石油公司副总经理王文联在“2011中国国际新能源汽车产业发展与合作高峰论坛”上透露,“十二五”期间,中石化将在全国新建和改造275个加油充电综合服务站。 其中,在中石化北京的580个自营加油站中,将把100个改造成可供电动车充电的充电加油综合服务站;在北京以外的地区,则将投资8.75亿元,建设175座加油充电综合服务站。 而电网企业的雄心则更加宏伟。当日,国家电网公司高级工程师来小康在上述论坛上介绍说,“十二五”期间,国家电网将在全国建设2900座电动汽车充换电站、54万个交流充电桩。来小康还表示,规模化的充换电设施是电动汽车推广的必要条件。 另一电网巨头南方电网公司高级工程师李汉明则表示,在2012年~2015年期间,南方电网将在重点城市建设充电站,2015年以后,则在全国推广。李汉明还介绍说,南方电网将在广州建设电动汽车充换电体验中心,未来还将建立与电动汽车上下游相关企业之间常态化的合作模式。 中海油也与中国普天合资成立了普天海油新能源动力有限公司,专门运营电动汽车能源供给网络。虽然中石油并未正式表态涉足充电站领域,但有电气公司的人告诉记者,中石油方面与其有过接触,但表现较谨慎,还在观望。 对于两大阵营的建设规划,有不愿透露姓名的电动汽车业内人士对记者表示,电网企业建设充电站的心情更加迫切,对未来的巨大市场雄心勃勃;而传统石油巨头则相对更谨慎,还处在观望、试验性建设的阶段。 在两大阵营的明争暗斗之间,相关的设备制造商和第三方企业则显得“左右逢源”。施耐德电气(中国)有限公司智能电网、电动汽车及新能源首席专家杨俊乾自信地对记者表示,不管是新建还是改建充电站,作为设备提供商的施耐德电气都能够与其合作。 但是,“不管谁建设充电站,都应该从电网的整个布局出发。”杨俊乾说,目前中国的充电站建设还处于起步阶段,应鼓励各个力量参与进来,逐步完善充电站建设。 标准化难题 巧妇难为无米之炊,要建充电站就要有土地。而中石化等传统油企最大的优势就在于所拥有的庞大加油站资源。 王文联直言不讳地表示,土地资源非常稀缺,而且成本越来越高。目前中石化在全国拥有3万多座加油站,利用现有加油站建设加油充电综合服务平台,不必新增土地,可有效节约土地资源和道路资源。同时,利用现有的加油站土地和网络发展电动汽车的基础设施,可有效降低投资成本。 由于国内目前基本确定采用以慢充为主、快充为辅的充电模式,对土地面积的要求就更高。杨俊乾介绍说,即使是“快充”方式,一辆电动汽车充80%的电都需要15分钟,“慢充”所需时间就更长,因此配套停车场的建设必不可少。 “电动汽车领域的标准化问题是目前最大的难点。”上述电动汽车业内人士说,出于不同的利益诉求,汽车制造商和电池厂商对电动车的充换电要求不尽相同,而电网企业和油企在充电站的模式选择上也各有喜好。 杨俊乾介绍说,与欧美国家相比,中国电力需求增长特别快,电动车的充电站建设增多之后对电网的要求就更高,充电站的建设比较依赖于电网,而且目前中国电动车换电站的建设标准已由国家电网制定。 国家电网和南方电网目前都在积极推动电动汽车充换电标准的建设。国网能源研究院智能电网研究所所长张义斌指出,电动车基础设施的需求,本质上是一种新型的用电需求,为电动汽车提供电力供给服务是电网业务的延伸。充电网络在技术服务、电量计量、电费结算、用电管理等方面都离不开配电网的支持。张义斌强调,充电网络必须与智能电网的建设和管理结合起来,才能发挥更大效益。 李汉明介绍说,南方电网公司正在加快建立和推动采用统一的技术标准体系,将加强行业间的交流与合作,建立常态化的沟通,积极开展充换电关键技术、标准规范研究,并与上下游相关企业之间建立常态化的合作模式。 鉴于电网公司在标准制定上的优势,油企对自身劣势也有自知之明。王文联呼吁称,电网企业应开放市场,让有志于充换电配套设施领域的企业一同加快车用充电电网的开发和建设。他说:“电动汽车是一个庞大的市场,没有人能独自完成它的产业化、市场化发展,我们希望有关部门能出台有利于产业链发展和良性竞争的政策。” |
国际电力网 | 第一财经日报 | 徐沛宇 | 2011-10-17 | 充电站 中石化 电网企业 电动汽车 |
261 | 2017-09-18 05:03:41 | 光伏换煤炭 施正荣“非常时期”自救方略 | 2011-10-14 | 光伏产业的寒冬中,尚德电力董事会主席施正荣对于未来的前景仍然充满信心。在尚德电力成立十周年的庆典上,他强调,中国光伏业前景是好的。 施正荣称,明后两年会比较难过,明年太阳能电池板的库存水平将高达11GW。尚德电力也力图通过“降低成本,控制上游”,来度过冬天。 作为全球最大的光伏电池企业,尚德电力股价从近90美元跌至不到3元。但这只是行业的缩影,随着光伏组件价格三个月内下降30%,国内已有1/3光伏组件企业处于半停产状态。 有消息称,尚德电力正加大对上游多晶硅的控制,虽然公司资金紧张,但山西、内蒙古政府提出“以煤炭资源换投资”的条件,让尚德电力看到了新的希望。 最冷冬天 “我们必须熬过这两年冬天”,施正荣认为,随着需求恢复以及太阳能价格的反弹,两年后太阳能行业会好过一点。今年第二季度,尚德电力亏损高达2.6亿美元。 施正荣强调,太阳能电池组件的高库存水平,将继续给太阳能电池板制造商的毛利率构成压力,他预计影响至少还将持续两年时间。 国家发改委能源研究所副所长李俊峰指出,国内已有1/3的光伏组件企业处于停产半停产状态。 对于这个“行业内最冷的冬天”,李俊峰带来春的气息。他表示,国家对光伏业的发展目标是,希望到2015年全国平均达到1元钱的上网电价,2020年的时候希望达到0.6至0.8元,相当于风电的电价。 对于光伏电池企业,这无疑是利好消息。“平价上网正在实现,明年中国市场是一元钱一度电,我们认为,2020年至少再降50%”,施正荣指出。 “控制上游” 9月28日,尚德600兆瓦的新产能竣工。公司宣布,今年底前有望实现2.4GW晶硅电池和组件生产能力。尚德电力人士告诉本报,“在最严冬的时刻,尚德正加紧对上游的控制。” 该人士表示,施正荣希望自己更多控制上游,以减少依赖。“我们自己做多晶硅的话,价格会比从保利协鑫买更便宜。” 近日,内蒙古自治区政府透露,尚德集团仁德项目已落户鄂尔多斯(15.84,-0.17,-1.06%)市达拉特旗,计划未来3-5年投资600亿元,建成5吉瓦垂直一体化光伏基地。 此外,山西长治市政府透露,尚德已投资当地一个3万吨的多晶硅项目。据政府人士透露,作为当地的“一号工程”,该项目总投资110亿元,其中一期产能6000吨,二期9000吨,三期15000吨,将在“十二五”期间内完成。 值得注意的是,尚德正处于资金紧张时期,而眼下,银行对于光伏企业的信贷也逐渐谨慎。在这种状况下,有消息透露,山西省将拿出一定的煤炭资源提供给尚德,而尚德在内蒙古鄂尔多斯的电池组件厂,当地也将以煤炭资源换取投资。 作为山西长治市的“一号工程”,尚德电力自去年成立“山西三晋硅业有限公司”后,因资金未到位,一直未有实质性动作。有消息称,近期,该地方政府将出台相关政策。 与此类似的是,鄂尔多斯也为尚德提供了价值不菲的煤炭资源,按照内蒙古的规定,如引进重要项目,可以按照每投资20亿元配给1亿吨的煤炭资源。 据悉,煤炭资源将是有条件的交给尚德,至于公司是自己开采还是转让,都将自行决定。这样的资源置换方式,将为在“非常时期”的尚德,解除资金难题,助其提速扩张步伐。 |
国际电力网 | 经济观察报 | 万晓晓 | 2011-10-14 | 光伏 煤炭 施正荣 |
262 | 2017-09-18 05:03:51 | 警惕电荒背后的市场溃败 | 2011-10-13 | 持续了半年的电荒并没有因为季节的变化而缓解,日前媒体报道称,与此前冬季储煤阶段电厂预存30天以上的煤炭储量相比,今年发电企业囤煤的积极性并不高,不少电厂的存煤天数只有10天左右,随着天气的逐渐转冷,冬季电荒可能会不期而至。 今年3月以来,一场起于用电淡季的电荒以燎原之势席卷东南沿海和华中诸省。截至7月底,包括江苏、浙江、贵州、湖南、广东、广西在内的10多个省份相继发生大面积缺电。全国最大拉闸负荷超过3000万千瓦,相当于两个江西或三个重庆的用电规模;有的省份最高限电比例接近40%,限电范围从城市到山区,从企业生产用电到城市景观照明,甚至居民生活用电无一幸免。 在电荒肆虐东南沿海、华中诸省之际,西北、东北地区却上演着截然相反的一幕——“大量电力窝在家里”。据统计,目前我国西北、东北地区的“窝电”容量近3000万千瓦,与华中、华东缺电规模基本相当。 以内蒙为例,2009年,内蒙古煤炭产能跃居全国首位,今年2月,全区电力装机容量又取代广东位居全国第一,是名符其实的“煤”、“电”双料冠军,本应在鏖战电荒中大展身手,现实中却因输电通道限制、“无路可走”而“窝居孤城”。 内蒙古电网由蒙西电网和蒙东电网两部分组成。其中蒙西电网是国家电力体制改革中特别保留的唯一自治区属电网,现由内蒙古电力公司经营;蒙东电网则隶属国家电网,与东北电网并联运行。由于国家电网覆盖了除南方电网五省以外的所有地区,蒙西电网身处塞北一隅,要想北电南送或者西电东送,都必须借道国家电网。 曾有消息说,国家电网曾多次与内蒙古电力公司接触,希望将蒙西电网纳入国网统一管理。但内蒙古方面并不愿意。外界猜测,蒙西电网既有的5条外送通道长期“压极限”运行,以及近6年来多个蒙西地区对外送电通道建设项目迟迟没有落实都与之有关。看来兄弟阋墙尚未结束,蒙西“窝电”还有时日。 形势诡异 西部“窝电”东部荒。一时间社会各界对此众说纷纭,热议不休,政府有关部门也在防通胀、保民生的齐压共振下,频频出手干预电力运行。 在各级政府强势而缜密、宏观与微观并举的行政调控之下,我国电荒局面虽然已经“高压止步”,但电力市场调节呈现“异化”倾向。 一是巨大的缺口并没有带动火电产能释放。上半年,我国火电装机容量72448万千瓦,设备可用小时4000小时,理论上可发电量28978亿千瓦时。1至6月,全国火电机组实际完成发电量18433亿千瓦时,机组利用小时完成2592小时,同比仅增加59小时。电力供应短缺之际,火电产能释放不足,说明现行市场存在发电企业难以逾越的刚性约束。 二是巨大的需求,没有提振电力投资信心。中国能源资源以煤为主,煤电发展事关我国电力供应安全。1至7月份,全国火电投资完成额同比减少64亿元,新增开工规模同比减少1231万千瓦,新机投产容量同比减少111万千瓦,期末在建规模同比减少1907万千瓦,延续了2007年以来火电投资持续萎缩的态势,根源在于火电行业全面亏损的预期深深打击了企业的投资热情。 三是巨大的市场,没有促进资源优化配置。中国幅员辽阔,且能源赋存与能源消费逆向分布,是世界上能源资源配置任务最重,难度最大的国家之一。今年上半年,我国社会用电量完成2.21万亿千瓦时,首次超越美国,成为世界上最大的单一国家电力市场。但由于存在煤电价格纵向“双轨”,且电价受政府严格管制,市场通过价格杠杆对资源进行优化配置的机制尚未形成,导致目前我国既有西部“窝电”东部荒的供需错位,又有限制电煤跨区流动的行政壁垒。 他山之石 与以往的改革争论不同,反思本次电荒,社会舆论普遍认为存在体制原因,是市场化改革不到位的结果,重启电力市场化改革的呼声响亮。 其实,电力市场化不是新鲜事。电力作为不可大规模、经济储存的特殊商品,其生产消费过程必须遵循发电、输电、用电瞬间同步完成的物理定律。也就是说,当你摁动开关的瞬间,就近或者远在千里之外的某个电厂就会发生一连串的反应,让电在毫秒之内就能达到你所在地方供你使用。因此,一直以来,世界各国电力工业开始都自然而然地选择了政府严格管制电力价格和市场准入、国家垂直一体化垄断经营的模式。直到上世纪90年代,各国电力工业高成本、低效率运行,导致电价一涨再涨,催生了以智利电力市场化改革为源头,以英美电力市场化改革为标志的世界电力改革大潮。 截至2010年底,全球已有100多个国家启动了电力市场化改革。虽然至今还没有形成一个公认的完美模式,但大都打破了垄断,建立了市场机制,达到了优化资源配置、提高产业效率的改革目的。即便个别国家或地区的改革遇到了挫折,也没有一个走回头路,回到改革前的政府垄断状态。而且,纵观这些国家的探索与实践,我们可以得出以下三点规律性的认识。 第一,打破垄断是前提。目前,世界各国的通行做法是“管住中间,放开两头”。 具体而言,就是对原来垂直一体化的电力部门按生产过程进行功能细分,大致包括发电、输(配)电、售电三个环节。在发电和售电环节打破垄断,建立电力批发市场和零售市场,实行市场自由准入,实现供需双方多边双向自由选择;在输电环节考虑到电网的自然垄断特性,仍然保留国家对输电价格的行政管制,但强制开放输电业务,平等地为电力交易主体提供电能中转服务。这样,过去国家垂直一体化垄断经营模式下的行业垄断、行政垄断均被打破,就连电网自然垄断的影响也在强制开放输电服务的机制安排下消弭于无形。 第二,政府立法是基础。大多数国家的电力体制改革都是先立法后改革。 目前,世界上电力市场化改革相对成熟的是英国和美国。其中,英国的电力市场化改革被称之为“一个早晨的事”。1990年3月31日,英国政府根据1989年颁布的《电力法》,将原来集发电、输电、售电于一身的中央电力局分解成3个发电公司、1个输电公司和12个售电公司,就此形成了后来被许多国家研究效仿的英国电力竞争市场格局。美国电力市场化改革以一系列法案的颁布和实施为标志。 1978年,美国出台《公共事业管制政策法案》,鼓励非电力公司投资发电厂,并授予发电资格,以此提高发电侧的竞争性。1992年,通过能源政策法案,强制所有电网公司开放电力转运服务,并有义务为独立发电商建设输电设备。1996年,颁布888和889号法令,规定发电和输电必须从功能上分离,所有发电商均享受平等的输电待遇。1999年,又颁布了2000号法令,提出建立区域输电组织。2002年7月,发布了酝酿已久的标准电力市场设计法案,旨在为美国各州提供相对标准化的市场规则。正是这一系列法案的实施,推动美国电力市场化改革不断深入。 另外,欧美等发达国家电力市场化改革的成功经验也实证了电力市场化的可行性和经济性。2007年1月,欧盟委员会向欧洲议会报告,自开展市场化改革以来,欧洲各国电力行业整体效率明显提高。特别是1997年到2006年的10年间,在一次能源价格全面大幅上涨(煤炭、天然气、原油价格分别上涨了19%、45%和158%),风电、太阳能发电等高价可再生能源比例大幅提升和电力企业环保投入大幅增加的条件下,欧洲电力销售价格不升反降。其中2002年电力销售价格比1997年降低了20%。 由此可见,电力工业在国家垄断经营模式下,“高成本、低效率、电价一涨再涨”的产业乱象并非中国独有,而是世界通病。但在发达国家通过电力市场化改革,把电力由过去高度垄断的特殊商品变成了现在高度市场化的普通商品之后,世界的通病就成了中国的“怪病”。 把脉未来 目前,我国电力工业规模已经跃居世界首位。截至2011年6月底,我国发电装机容量10.07亿千瓦,35千伏及以上输电线路回路135万公里,变电设备容量37亿千伏安。随着中国经济规模不断扩大和人民生活电气化程度不断提高,我国电力工业加速发展、社会用电需求快速上升将是历史的必然。电力改革事关国计民生,放松行政管制,实行市场组态,也许不符合“稳定压倒一切”的政治考量和“政府主导,有序推进”的改革习惯,但船越大,调头越难,继续拖延改革,放任电荒肆掠,积累的将不再是改革共识,而是民怨民怒。长此以往,“稳定压倒一切”就会异化为“压死一切”。 电力市场化改革有共识,无动力,与我们现行的改革推进方式有关。中国的改革是在社会物质极度匮乏、人民生活极度困苦的情况下,发轫于最贫穷的农村,一举解决了大家吃饭问题;紧随其后的是城市零售业,极大丰富了人们的物质生活。由此改革得到了社会的普遍支持,获得了强大的经济动力。 但时间一去数十载,现在政府没有了穷则思变的压力,却有了既得利益的制约。推进电力市场化改革一方面需要政府回归提供社会公共服务的本位上来,克服直接配置资源的权力诱惑,捍卫市场配置资源的基础作用与主导地位;另一方面还需要建立社会参与改革的制度性安排,让各利益相关方同台讨论、平等博弈、相互妥协,以此形成改革合力。 一直以来,我们把电力市场化改革,简单理解为电力行业的拆分重组。这实际上是一个认识误区。所谓竞争,不是说某一个行业要有多少个市场主体才算实现了市场竞争,关键是要打破垄断,实现市场准入自由,建立公平竞争机制,而企业的拆分重组只是打破行业垄断的一个格式化措施,并非改革的本质内容。比如法国,目前就只有一个国有性质的电力公司,但它的市场是开放的,所以竞争无处不在;反观中国,虽然厂网已经分开,发电主体也已多元化,但我们的市场是行政管制的,所以垄断随处可见。因此,中国电力市场化改革的重点不是“一拆了之”,而是消除行政垄断,实现市场自由准入,形成真正的市场竞争。 现代社会,电荒之下没有局外人。中国电力市场化改革,是果断“起而行”,还是继续“坐而论道”,系于改革者的一念之间;但“终结电荒”,还是“忍荒拒变”之于经济社会发展则有天壤之别。无论是居庙堂之高,亦或身处江湖之远,都当思之、慎之。 |
国际电力网 | 《能源》 | 魏远 | 2011-10-13 | 电荒 市场 |
263 | 2017-09-18 05:03:54 | 上游公司支付困难 部分中小光伏企业求救高利贷 | 2011-10-13 | 林京(化名)是一家小型光伏企业的负责人之一。这几天他为了“钱”一直在银行、高利贷及客户、供货商之间周旋。“我们不得不求助于高利贷了,资金方面出现了比较大的问题。” 这家小型光伏企业主要从事光伏系统产品的生产。其上游客户是国内一家知名的国有电力投资商。一开始,林京公司把所有光伏产品、支架等等都运到了西部一个省,而且安装到位。但就在谈费用结算时,对方客户突然提出,只能打20%左右的预付款,不能全部结清,“他们承诺会给我们一张为期6个月、数额达上百万元的承兑汇票。” 之所以对方没有现款支付,原因是国家在前不久推出了1元/千瓦时、1.15元/千瓦时等光伏发电价格政策。一些投资商正在全国各地(特别是西部地区)大规模地兴建光伏电站,以便能做成适合该电价政策的电站项目。此前有光伏行业人士认为,国家可能会在明年下调该电价,“所以,一些光伏投资商们希望快点、大面积建成电站项目、尽早获得盈利,以免随后享受不到这样的电价了。”某光伏行业券商研究员汪先生说道。 林京也表示,确实他们的这家西部电力企业客户手上有众多的光伏电站项目,一时之间没办法给所有下游供货商足够的资金。 但是,6个月的百万汇票让林京哭笑不得,现在公司正是缺钱的时候:一方面要采购原材料,继续供应其他的电站客户,另一方面还要拿出一大笔资金用于今年年底一家新生产基地的装修和设备采购。 这样一来,从高利贷那里拿到资金是不得不考虑的一条路。“高利贷那边的月息为5%,只要我们能够尽快地把产品卖给其他客户,那么至少我们还能通过从客户那里拿到的预付款去迅速还清高利贷。” 除了林京的公司之外,绵阳龙华薄膜有限公司(下称“龙华薄膜”)董事长刁锐鸣也告诉记者,公司从今年4、5月份也感到了资金有所紧张。“主要就表现在,下游客户支付货款的期限大大拖长了。” 该公司主要从事电子电气产品的薄膜供应,这种薄膜用于笔记本电脑、液晶产品、手机、电视等的制造。 “我们的上游供应商是一些原材料(聚碳酸酯)生产企业,而下游就是一些渠道商,渠道商们再把我们的产品进行组装及加工等等,卖给电脑、液晶产品等企业。上游供货比较正常,但下游企业往往是拿了我们的货才来付款。以前,有些下游企业给我们60天左右的付款周期,但现在很多公司能延长到90天之久。”刁锐鸣说,这对企业的资金周转带来了比较大的压力。 他表示,自己能理解一些下游行业的难处,“我们一共有几百家客户,其中部分企业是出口公司。因为人民币升值及欧美市场需求减弱,因而出口企业在资金快速回笼上也有难处。” 目前,龙华薄膜解决回笼资金难的做法有几种:尽量去做一些高端、附加值比较高的产品;开发一些新的、信赖度高的客户。 “我们也在寻找一些新的企业合作模式。比如为日本帝人这样的化工巨头代加工PC树脂产品。我们只负责生产,而销售仍是日本帝人自己的渠道。”这样做的好处在于,小企业的资金风险被降低了,同时又增加了公司的销售额。 |
国际电力网 | 第一财经日报 | 第一财经日报 | 2011-10-13 | 光伏企业 高利贷 |
264 | 2017-09-18 05:03:58 | 我国风机行业新增装机量增幅或下降 | 2011-10-10 | 国家能源局新能源和可再生能源司副司长梁志鹏近日公开称,未来每年风机新增装机确保1500万千瓦以上,而新开工装机规模则确保为2000万千瓦左右。这一说法暗示我国的风机增速未来可能会明显下降。 事实上,今年上半年金风科技、华锐风电等大牌风机制造企业业绩下滑的现实,已使市场感到风机制造业的寒潮正在袭来。业内人士预计,今年新增装机将比去年的1892万千瓦有所减少。自2007年以来,我国风机装机容量一直保持大幅度增长,2011年可能首次出现拐点。 梁志鹏表示,已经确定在今年年底之前核准2883万千瓦的风电项目,而这些项目是从申报的4000万~5000万千瓦项目中遴选出来的。 统计数据显示:2007~2010年,我国风机新增装机容量分别是331万千瓦、615万千瓦、1380万千瓦和1892万千瓦。2010年和2009年相比增幅为38%左右,该增幅比往年100%的增幅,已有所下降。 业内人士指出,由于地方政府以前可以审批5万千瓦以下的项目,所以大批4.95万千瓦风电项目很快上马,再加上市场需求确实比较猛,使得我国过去几年的风电装机容量很高。 由于电网和风电项目审批脱节(先批风电后批电网),风电开发没有规划,大量的风电不能上网,2011年上半年又发生多起风机脱网、起火、倒塌事故,风电“大跃进”必须终止的呼声十分强烈。 前不久国家能源局明确,5万千瓦以下的风电项目也需由国家能源局核准,不再由地方政府核准,导致今年第二季度的一部分风电场建设不能开工,必须延期或者暂停。今年5月,国家电网暂停了风电场设计评审计划、接入电网意见函的办理,并针对风电上网的严格准入,提出了包括风电场设计、检测认证18项并网技术规范。国家能源局和国家电网的上述措施,必将对风电产业理性发展产生决定性作用。 |
国际电力网 | 国际能源网 | 本站整理 | 2011-10-10 | 风机 装机量 |
265 | 2017-09-18 05:04:06 | 风电巨头转身:从拼价格到比质量 | 2011-10-10 | “千淘万漉虽辛苦,吹尽狂沙始到金。”用这句话形容中国风电装备业似乎恰如其分。 记者近日调查发现,曾历经“大跃进”式迅猛发展的中国风电装备业,在历经“大浪淘沙”式的行业洗牌后,正在迎来一个新的时代:一批小企业为自己的盲目投资和无序扩张付出代价而渐次倒下,以金风科技、华锐风电等为代表的几家大企业则在价格战的拼杀中擦拭着伤口艰难地站起来,开始了从“拼价格”到“比质量”的转型。 有专家就此评论:风电装备业在激烈的市场竞争中正在回归理性,并开始了从“中国制造”向“中国创造”的转变,而这正是中国由“风电大国”走向“风电强国”所必须经历的过程。 小型风电制造企业渐次倒下 “嘟嘟……”记者近日拨通总部位于上海的一家中德合资风电设备公司的电话。但接电话的一位先生告知,这里早已不是风电设备企业。随后,记者从一份来自中国农机工业协会风能设备分会的材料中看到,这家风电企业早于去年已宣告停产。 无独有偶,这份由中国农机工业协会风能设备分会公布的材料还显示,江苏南通X X风电设备有限公司、北京X X电气制造有限公司等多家风电设备制造企业,均于数月前宣告风机项目停产,有的企业甚至刚刚生产出“样机”便相继倒下了。 这就是市场竞争。几年前,当以风电为代表的新能源热席卷神州时,当中国风电产业迅猛发展时,风电装备业疯狂扩张。据统计,仅风电整机制造企业便达到80余家。国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山率先通过《经济参考报》发出“警惕风电装备业投资过热”的呼吁;随后国家有关部门发文指出,要严格控制风电装备产能盲目扩张。 盲目扩张导致产能过剩,产能过剩导致价格战,价格战的加剧则让一些企业为降低成本而忽视产品质量,结果是在短短的一年多时间发生了多起恶性风机倒塌事故。这一切引起国家行业主管部门的高度关注。 进入“十二五”,国家能源局公开表示,跻身世界第一风电大国的中国开始从控制风电发展的“节奏”入手,实施风电行业从“速度”向“质量”的转型。这一表态意味着中国风电装备制造业市场竞争的升级,一些不具备竞争力的中小企业的在竞争倒下便难以避免。 “价格战是市场竞争的必然结果。”史立山告诉记者,一方面,它使风电开发成本大大降低,而这正是近年来中国风电快速发展并成为“全球第一风电大国”的重要原因;另一方面,也使风电装备制造业自身加速洗牌,并由此诞生了华锐、金风等位居全球前列的中国风电整机制造巨头。 风电巨头利润整体下滑 虽然风电制造业巨头更具抗击市场风浪的能力,但在激烈的价格战中也“很受伤”。 来自上市公司半年业绩报告显示,今年上半年我国主要风电设备制造商利润普遍下滑。其中华锐风电、金风科技、湘电股份等风电企业净利润同比分别下降了48 .3%、45 .0%和43%;风电配件商泰胜风能的净利润则下降了61.5%。 中金公司的报告认为,金风科技中报的单价、成本、毛利率变化“主要反映了过去一年风机价格战带来的影响”。分析称,过去一年金风科技虽然加大成本控制,单位千瓦同比下降了12%,但销售价格却下降更多,今年上半年风机收入46.8亿元,销量1.25G W,平均售价约3750元/千瓦,同比下降18%。 湘电股份把“市场竞争异常激烈”作为业绩下滑的一个重要理由。而泰胜风能则把“市场竞争激烈,产品价格下降”列为业绩缩减首要原因。 甚至亚洲第一、全球第二大风机制造商华锐风电也明显感受到价格战带来的压力。华锐风电高级副总裁陶刚在谈及上半年净利润同比下降的原因时说,“2011年上半年激烈的市场竞争导致产品销售价格下降、销售收入减少,毛利率也有所下滑。” “无序的价格战所带来的不只是风电装备行业利润的整体下滑,最终可能会伤及整个风电产业,因为投资商的收益是要依靠20-25年才能收回,其中由于设备质量造成的大修理费、耗材及维护费用占到总投资的40-70%,这在招投标时往往只注重价格而忽略了质量带来的高额维护费用。”金风科技董事长武钢说,因为利润下降迫使制造商不断压缩成本,当有效成本已无法精简的时候,一些制造商为了生存会铤而走险,偷工减料,致使产品质量下降,近年来风电场发生的多起恶性质量事故已经证明了这一点。 武钢的观点得到风电开发商的认同。“由设备质量引起的运行故障等问题成为开发商投资收益的最大威胁。”龙源电力集团股份公司总工程师杨校生表示,从长远来看,中国风电开发商必须由过去的“一味追求每千瓦造价”转变为“更加重视产品质量”。 风电装备业在竞争中转型升级 “市场竞争有其自身规律,价格战不可能是市场常态。”史立山在接受《经济参考报》记者采访时表示,“以华锐、金风等为代表的中国风电装备业正在激烈的市场竞争中悄然转型由过去的‘拼价格’转向‘比质量’。” 金风科技战略部总监周彤坦言,价格超常下降给企业带来的利润滑坡,是让所有风电制造企业都非常纠结的事情。她说,加强精细化管理,追求产品质量,已成为风电装备业竞争的重点,而这将带动中国风电产业的全面升级。 据了解,风电产业有其自身的发展规律,首先技术变化和更新很快,因此制造商常常在5-6年前,就已经开始投巨额资金开发下一代的产品了,由于风机全天候的运营环境,因此对零部件的质量要求非常高,质量管理成本投入大,同时还要保持持续的改进和风险的防范,因此制造企业的隐性成本非常的高。 从产品质量角度出发,金风科技董事长武钢提出了“风电长跑”的概念。他说:“风电是一个长跑项目。它的投资回报期长达20年到25年,所以金风的理念是要创造高质量、高效率和少维护的风机,尽管价格可能会略高一些,但在机舱里,从设计上就尽量减少零部件的数量和避免高,来减少维护。正是由于这种务实的设计理念,使金风获得了美国麻省理工2011年全球企业技术创新50强的大奖。” 据武钢介绍,正是由于近年来始终“以质量和创新为核心竞争力”并建立了“覆盖产品全生命周期(20年至25年)的质量保障体系”,金风科技于今年9月获得了由国家质检总局授予的“2009-2010年度全国质量工作先进单位”的称号。 曾以成本和规模优势快速成长为排名中国第一、世界第二的风机制造商华锐风电,近年来也开始高度重视风机的质量问题。华锐风电高级副总裁陶刚说“我们要用技术、服务,特别是质量和成本的竞争优势来引领中国风电装备业的发展。” 华锐风电董事长、总裁韩俊良则明确表示,华锐风电在注重产品的技术研发和自主创新的同时,将更加注重提升风机质量,以稳健步伐实现“世界第一”的目标。 史立山认为,以华锐风电、金风科技等风机制造巨头为代表的中国风电装备业的悄然转型意义重大。因为,中国不仅是世界第一风电开发大国,而且也是世界第一风电装备制造大国,随着风电巨头“走出去”步伐有加快,将对中国乃至全球风电产业发展产生重大而深远的影响。 |
国际电力网 | 经济参考报 | 李新民 | 2011-10-10 | 风电 |
266 | 2017-09-18 05:04:07 | 大秦铁路运力恢复 内陆电厂仍缺煤 | 2011-10-10 | 记者日前从太原铁路局了解到,西煤东送大动脉——大秦铁路已于10月8日完成历时12天的集中检修,恢复满负荷运转。沿海电厂库存由此快速上升,进口煤炭也不再吃香。与此同时,内陆电厂缺煤状况有增无减,迎峰度冬用煤仍难保障。 沿海电厂库存有望回升 秦皇岛煤炭交易市场分析师安志远表示,秦皇岛港煤炭库存在检修期间的确大幅降低。数据显示,该港口库存由检修前的687.3万吨,降至10月2日的410.5万吨,12天内减少了276.8万吨,跌幅高达40.28%。同时,自检修开始至今,该港口日均运煤95万吨,比检修前减少约30万吨,下降24%。 但他表示,随着大秦线检修结束,港口煤炭调入量有所上升,煤炭库存也有小幅上升。根据海运煤炭网统计数据,截至10月8日,秦皇岛港煤炭库存已经由之前的395万吨回升至410.6万吨。对于下游的燃煤电厂而言,位于东南沿海的电厂能够更加直接迅速地提升库存。 进口煤炭不吃香 有航运贸易商告诉本报,尽管近期波罗的海干散货运价指数(BDI)连跌六日后自10月4日开始大幅反弹,但船运业务放缓,对进口煤炭的需求仍然疲软。 他认为,大秦线检修结束后,广东、福建等东南沿海地区本已不低的电厂库存迅速上升,因此对进口煤炭的需求更加减弱。 另据了解,由于中国煤炭需求的疲软,国际煤炭价格继续处于下滑通道,跌幅有所加大。 环球煤炭交易平台数据显示,截至10月7日,澳大利亚纽卡斯尔港动力煤价格指数连续第四周下跌。该指数在上周122.54美元/吨的基础上下跌1.4美元/吨至121.14美元/吨,跌幅为1.14%。 同时,南非理查德港动力煤价格指数在上周114.39美元/吨的基础上下跌2.05美元/吨至112.34美元/吨,四周内整体下滑了7.22美元/吨;欧洲三港ARA动力煤价格每吨也仅微涨0.13美元。 内陆电厂仍缺煤 在东南沿海电厂库存无忧的同时,华中地区电厂煤炭短缺状况却有增无减。五大发电集团位于湖北的一家电厂负责人告诉本报,该电厂目前的存煤水平已不足7天,4台燃煤机组中也只有2台运转,日均耗煤2万吨。另外,由于山西等主要煤炭产区的煤实在供应不足,电厂也加大向贵州等地购煤;但贵州等地煤炭质量较低,由此导致电厂库存不足的同时,煤质也不如从前。 上述发电集团位于湖南的一家电厂高管称,目前整个湖南省的燃煤电厂库存之和不足140万吨,较去年同期减少近200万吨,因此今年12月到明年3月的日子会很难熬。该人士表示,华中地区迎峰度冬期间的用电恐难保障。 国家电网公司能源研究院副总经济师白建华也向本报预测,2011年迎峰度冬期间,整个华中地区的电力缺口将达1300万千瓦。 |
国际电力网 | 第一财经日报 | 第一财经日报 | 2011-10-10 | 电厂 煤炭 |
267 | 2017-09-18 05:04:13 | 太阳能光伏发电规模化发展可期 | 2011-10-09 | 根据正在制定的“十二五”新能源专项规划,2015年我国太阳能发电累计容量将达到1000万千瓦,太阳能发电价格降到0.8元/千瓦时后,将进入规模化发展阶段。在6月9日举行的太阳能发电规模化发展研讨会上,国家能源局新能源和可再生能源司副司长梁志鹏介绍到,太阳能发电的大规模发展有赖于技术进步和成本降低。 光伏接力风电 相比连续5年翻番的中国风电发展速度,太阳能发电在中国始终处于“不温不火”的状态。 尽管我国的太阳能电池产量达到了800万千瓦,已占据全球的60%左右,但95%都出口以欧洲为主的海外市场,国内太阳能发电市场的规模依然较小。截至2010年底,我国光伏发电装机只占全国9.6亿千瓦发电装机的0.08%。 2009年,我国启动了国内太阳能发电市场的建设,通过特许权招标和“金太阳”工程等方式加快市场发展,但国内太阳能发电市场尚处于起步阶段。 根据能源局公布的最新数据,截至2010年底,全球太阳能发电累计容量超过4000万千瓦,2010年新增1500万千瓦以上。2010年,我国组织了13个光伏电站特许权项目,在建的太阳能发电项目总规模已达100万千瓦左右。此前发布的“十二五”规划确定,中国到2015年将形成500万千瓦的并网太阳能发电能力。 而据国家能源局可再生能源处处长董秀芬透露,国家能源局负责编制的《光伏发电“十二五”规划》已明确将“十二五”装机目标上调为1000万千瓦,到2020年的光伏装机目标可能大幅上调至50吉瓦。相对于此前公布的“2015年我国光伏装机将达5吉瓦以上”的目标翻番。 此举被业内解读为,适时提高装机目标,有望促使国内光伏市场大规模启动。 据介绍,这1000万千瓦将大致由三部分构成:第一,“十二五”期间在青海、新疆、甘肃等省区启动太阳能发电基地,在内蒙古、宁夏、山西、西藏等推动重点大型发电项目,此部分约占650万千瓦;第二,约300万千瓦的分布式光伏项目,主要以中东部用能集中地区为主,按照用电量指标安排项目;第三,约50万千瓦左右的离网太阳能系统,主要在边远缺电地区应用。 “1000万千瓦这一数字还仅仅是预测。”梁志鹏同时指出,“预计光伏产业到‘十二五’末时的发展超越规划目标的可能性很大。” 突破成本瓶颈 “现在,我国光伏发电的成本比3年前降低了一半,如果太阳能发电能够达到每千瓦时8毛钱以内,那太阳能发电可以取得大规模的发展,像现在的风电一样。”梁志鹏说。 梁志鹏表示,未来中国太阳能发电产业的发展思路非常明确,就是要加速技术进步,逐步扩大产业规模,推动太阳能发电经济竞争力的提高。 梁志鹏预计到2015年,并网光伏发电装机为500万千瓦,加上分散光伏发电项目,光伏发电累计容量将达到1000万千瓦。同时光伏发电成本将可降至每千瓦时0.8元以下。 目前,在不考虑土地成本的情况下,我国太阳能发电成本已经降到1元/千瓦时,与每千瓦时8毛钱的规模化生产成本目标还有“最后一公里”的距离。 梁志鹏认为,现在太阳能发电的主要困难还在于经济性。“目前太阳能发电成本比较高,造成价格高企,倘若现在就要承担特别大规模的太阳能应用,经济上来讲还不太划算。”梁志鹏说。 而针对价格瓶颈,中国政府采取了两种政策措施支持太阳能发电应用:一是对大型并网太阳能电站建设,采用电价补贴的方式给予支持;二是对工程初投资给予50%左右的财政资金补助,来支持屋顶光伏等分散应用。 亚洲银行能源处处长Ashok Bhargava对此建议,大规模的投资也将带动太阳能发电成本的下降。他指出:“太阳能发电项目前期成本很高,融资成本的高低决定了太阳能发电成本的下降与否,接下来的三年当中,我们希望用22.5亿美元,带动90亿美元总投资,推动亚洲3000兆瓦太阳能规模化应用的目标。目标是降低太阳能发电的成本。希望到2020年时,每千瓦时会达到5欧分。” 关注亚洲市场 相对于风电,梁志鹏认为太阳能光伏发电的优点在于灵活性,受地形影响不大。 “对于太阳能,我们不太赞成集中在一个区域搞很大的成片开发,我们主张多点、分散接入电网,这样可以在配电网就把它消纳。”梁志鹏说。 梁志鹏同时表示,中国的太阳能企业应更关注亚洲市场。他透露,包括印度、泰国等在内的多个亚洲国家都制定了积极的推动太阳能的行动计划,将极大拓展亚洲的太阳能应用市场。 中国是世界最大的太阳能电池制造国,年产量超过全球产量的50%。但中国的太阳能产品高度依赖海外市场,年产量的95%用于出口;其中绝大部分出口到欧洲,欧洲光伏政策的变动对国内光伏企业的影响较大。 梁志鹏提醒中国太阳能企业不能总是盯着美国、欧洲,应该更多关注亚洲市场,加强建筑一体化、智能电网融合等方面的技术。亚行去年5月宣布,发起支持太阳能开发利用活动,到2012年,在亚洲地区支持300万千瓦太阳能发电应用,包括大型太阳能电站、屋顶光伏系统和偏远地区的独立光伏系统。 亚行的支持计划还包括:中国的4个50兆瓦热发电示范项目,印度500兆瓦太阳能电站的电网接入工程,孟加拉国5兆瓦并网太阳能光伏发电项目和两个离网风光互补项目,以及对中国五个省的特许权招标光伏和热发电项目给予技术援助支持。 梁志鹏同时呼吁,亚洲国家质检要做好区域政策协同。他说,一个国家纵然有再好的政策,提供的市场仍然有限。如果各国都能出台方向大致相同、规模适度的政策,将可以形成总量相当可观的太阳能市场。 |
国际电力网 | 国际能源网 | 本站整理 | 2011-10-09 | 太阳能光伏发电 |
268 | 2017-09-18 05:04:23 | 电煤价格持续上涨 冬季“电荒”或将再现 | 2011-10-09 | 据报道,今秋煤炭市场淡季不淡,电煤价格持续上涨,冬季“电荒”或将再现。 近期北方主要中转交易港口的煤炭交易价格持续上涨,截止到10月5日秦皇岛港动力煤现货交易价格指数为每吨845元左右,比上月同期每吨上涨了15元。 中国煤炭运销协会市场观察员李朝林:煤炭产量满足不了经济发展煤炭需求的增加,供不应求是最根本的原因。还有今年的水量不是太充足,造成南方水电发电量有限,也带动了电煤需求的增加。 李朝林表示,受近期发生的中煤山西元宝山煤矿及贵州荔波矿难的影响,部分中小煤矿因安全检查停产,也造成煤炭产量有所减少。 李朝林:由于事故要加强安全管理,不仅是对山西对中煤的产量有所影响,在煤炭供不应求的情况下相当于雪上加霜。 由于价格的不断上涨,环渤海四大主要煤炭中转交易港口10月煤炭库存量一周内减少300多万吨。李朝林不无忧虑地指出,冬季将至,火电企业进入电煤集中储备期,势必将进一步抬升煤炭价格。 李朝林:煤炭价格上涨,发电企业生产积极性不高,就会造成用电紧张局面更加剧。 国家发改委电力司副司长郝卫平表示,如果近期这种局面得不到有效遏制,冬季用电高峰期,“电荒”有可能再次重现。 郝卫平:特别是南方、华中等水电比重较大的区域,以及一些火电上网电价偏低的产煤省区,可能出现持续性缺电,供需矛盾比较突出。 |
国际电力网 | 中国广播网 | 费磊 | 2011-10-09 | 电荒 电煤 煤炭 |
269 | 2017-09-18 05:04:36 | 铅蓄电池整顿效应渐显 锂电池材料价格9月再涨价 | 2011-09-30 | 前两月报价平稳的电池级碳酸锂价格本月后又重新上涨。9月29日,记者从多家上市公司处获得证实,近期国内锂电池上游材料价格出现不同程度上涨,国内部分地区的碳酸锂价格本月约有5%的平均涨幅。 电池级碳酸锂涨价 29日,业内传出消息,9月不少碳酸锂厂家上调了产品出厂价,带动国内碳酸锂报价在平静约1个半月后重现上涨。据记者获得的报价信息显示,8月末市售价平均在每吨4万元~4.2万元的电池级碳酸锂,本月价格已上升至4.1万元~4.3万元左右。 天齐锂业(002466,收盘价34.03元)对记者表示,近日国内锂产品确实出现不同程度的上涨,但公司旗下产品种类众多,且对不同客户的销售和定价策略不一,难以明确告知价格具体变动。而另一家碳酸锂行业上市公司赣锋锂业(002460,收盘价25.69元)董秘周志承29日表示,公司目前不方便对外透露这类信息,相关内容可参见下月公布的三季报。 此外记者还以客户身份联系上了行业里数家非上市公司如四川国锂,销售部门表示上周其产品价格每吨又上涨了1000元左右。而成品电池厂商亿纬锂能(300014,收盘价23.48元)证券事务代表冯涛向记者证实,公司生产所需原料近期价格确实出现了上涨。 锂电池替代价值显现 对本月这次涨价,背后原因不如上次那般单一。某业内研究员表示,今年以来各地血铅事故频发,国家环保部自今年5月起展开对国内铅蓄电池企业的整顿,而环保部在本月通报的情况显示,1930家被排查企业中,已有八成即近1600家被取缔和停产整顿。 29日,赣锋锂业董秘周志承对记者表示,这次整顿一方面令市场集中度更高,有利于铅蓄电池龙头公司;另一方面也令在电动自行车市场上锂电池取代铅蓄电池成为确定趋势。亿纬锂能证代冯涛则认为,铅蓄电池价格经本次事件后上涨,锂电池替代价值显现。 业内看好锂电池行业景气度,不过本月涨价对上市公司业绩影响还不好衡量。天齐锂业就表示考虑到公司人工成本、原辅料上涨等因素,目前价格涨幅对公司业绩影响有限。 |
国际电力网 | 每日经济新闻 | 每日经济新闻 | 2011-09-30 | 铅蓄电池 锂电池 |
270 | 2017-09-18 05:04:43 | 电力市场积弊需市场化手段根治 | 2011-09-21 | 新一轮“电荒”再度来袭。据报道,进入9月份后,山西、浙江等11个省市相继出现电力紧缺。一时间,刚刚通过上调上网电价“调停”的煤电顶牛局面再次形成。对此,中电联曾呼吁上调上网电价与销售电价3分/度,以弥补价差缺口。事实上,导致当下电力紧张频发的根本症结,仍是“市场煤”与“计划电”间的矛盾。 以此而论,简单地上调终端电价或许可以让“电荒”现象稍有延后,但却未能触动电力市场的问题肌理,而且在高通胀语境下还会引发民意反弹。 放眼长远,只有在煤电市场全方位引入市场竞争机制,才可能畅通价格传导渠道,减少不必要的资源内耗现象发生。 其实,“电荒”并非真“缺电”。虽然供电方所称的今年水利情况不佳、用电量增加等现象属实,但却并不足以引发当下全国近15%的电力缺口。从供电结构看,稳定的火力发电仍在市场中占据主导地位,在水电受影响的情况下,以火电补缺并非难事。而且,今年全部用电负荷到目前为止还没有突破6.5亿,而发电企业的装机容量已有9.6亿瓦。即便考虑到正常的设备检修停工,也不会引发电力供不应求的局面。那么,又是什么导演了这场“电荒”闹剧呢?问题的真相还在于电企因成本价格倒挂而怠于发电。如今,电煤价格已走向市场化,而电价则一直停留在了政府指导层面。由于终端电价关乎民生,尤其在高物价背景下不可轻易上调,而煤炭近期却受国际市场影响价格节节攀升。尽管为了保障煤电供应,行政部门仍在努力撮合煤电企业互签重点合同,尽可能压低发电用煤成本,但仍无法改观电企亏损局面。部分电企干脆扩大停工面积,将重点合同煤以市场价格倒卖出去,赚取差价。而各产煤地虽然产量保持了平稳增长,但煤矿也自然不愿以低价向电企大量输煤。数据显示,2010年部分地区重点电煤合同履约率低于50%。 可见,本为稳定电价而来的行政干预,却在实际上扰乱了市场运作的正常节奏。从此前的解决方法看,最终往往是以小幅提高电价来暂时安抚煤电企业间的抵触情绪。但是,诸如“电网抄表员工年薪10万”的传闻,已让民意对电价的合理性多有质疑,频频提高电价之举必然会面临坊间诟病的风险,并可能让电力市场资源配置问题积重难返。由此,行政对电力市场的调控愈显尴尬。 应当看到的是,只有理顺煤电体制,才可能改观“有煤不卖、有电不发”的怪现象。其中的关键就在于,让资源品价格尽早走上市场化道路,行政部门回归运作秩序监管职责。一旦市场调控在电力等资源品领域里发挥主导作用,那么包括竞争博弈、价格发现等机制将会发挥积极作用。届时,主管部门将不必再为探寻合理电价而烦忧,广大消费者也会因供给方的竞争而多方受益,或许新能源发电的瓶颈也能就此被快速破解。 当然,在电力价格回归的过程中,经济必然会面临阵痛,这也是主管部门苦苦等待资源价格改革良机的原因所在。显然,物价高位运行的当下并非理想的时间窗口,但这并不意味着只有“涨电价”一种解决方案。包括取消煤炭行业不合理税费、提供电煤专项补贴等,均可以降低发电成本。而在电力市场内部,电企与电网间的经济利益也应被适时理顺。自2002年“电网分离”改革以来,电网企业稳赚上网电价与终端售价之间的垄断厚利,市场经营风险则全部由发电企业承担。人为因素对电力市场盈利格局的划定现象理应得到改革。 客观而言,我国电力等资源品价格长期在均衡价位下方徘徊,这在事实上对高耗能大户形成了补贴,不利于节能减排事业的推进。当下存在于电力市场的种种非理性行为,还需要依靠市场“无形之手”给与彻底厘清。 |
国际电力网 | 京华时报 | 马红漫 | 2011-09-21 | 电力市场 |
271 | 2017-09-18 05:04:47 | 全国多省市迎来二轮“电荒” 或成电价上涨砝码 | 2011-09-19 | 沉寂了三个月的缺电声浪再次从各地传来。进入9月份后,山西、浙江等11个省市相继出现电力紧缺。一时间,刚刚通过上调上网电价“调停”的煤电顶牛局面再次快速地形成,第二轮“电荒”到来。 与此同时,鲜有声音发出的煤炭阵营本次也打破了以往的沉默,加入电荒的讨论,对电企直接将亏损矛头指向煤价上涨进行了回击,称“即使煤价不上涨,电企也会因财务问题而亏损”。 围绕着缺电与亏损,各方各执一词。不过其背后彰显的煤价上涨与电企亏损的矛盾让业界再次审视:“电荒”或已成为电力企业寻求涨价的砝码。 二次电荒 本次电荒的第一波声音来自8月初。8月6日,南方电网发布消息称,进入7月以来,全网统调负荷迅速攀升,预计进入第三季度全网将面临电力电量双缺,总体缺电将超8%,个别地区缺电20%以上。不过这一预测在8月底再次被刷新,南方电网8月31日通报称,全网电力缺口已近15%,而南方五省正遭遇5年来最严重的缺电情况。而对于缺电的原因,南网认为“存煤、来水情况低于预期是主要原因”。 这只是电荒声浪的开始,随后,四川、浙江等省也纷纷加入缺电大军。针对中电联8月中下旬发布的“电企经济效益情况”报告,煤炭相关方面表示,报告提出的“今年前7个月五大发电集团火电业务亏损180.9亿元,同比增亏113亿元,原因为煤价上涨和财务费用增加。”并不准确。 煤炭方认为,财务成本已成为亏损的重要原因,煤价并不是影响火电企业利润的惟一因素,“事实上,由于财务费用的增速远超发电量及主营业务收入的增速,即使排除煤价因素,火电企业经营依然越来越困难”。 对于煤炭方鲜有的“破音”,电企方随后撰文回应,称煤炭企业利润过高,应征收暴利税。其实,本次电荒的焦点已经比较明显,主要为电企亏损和煤价上涨的矛盾,而这也与几个月前电荒的前奏如出一辙。 “亏损”真相 目前,针对火电亏损的数据主要来源于中电联的调研统计和国家统计局的部分数据,前者的争议较大,后者的数据构成较为简单,记者以五大电企披露半年报公告分析发现,燃料成本由于电价的上调,缓冲了较大的成本压力,而且财务费用也非想象的高昂,不过增速较快,确应引起注意。 以大唐发电为例,上半年公司经营成本总额约278.06亿元,同比增幅15.33%。其中,电力燃料成本为188.71亿元,较去年同期140.57亿元升高了48.14亿元,同比增长34.2%。 对燃料费成本上涨的原因,大唐发电认为主要原因是火电上网电量较去年同期增加了129.63亿度,同时由于燃煤价格持续上涨及高位运行,使单位燃料成本比去年同期升高26.83元/兆瓦时。 所以,经过记者粗算,在增加的48.14亿元电力燃料费成本中,有27.75亿元为电量增加带来,另外20.39亿元为单位燃料成本增加直接导致,后者占比为42.4%。也就是说,煤价上涨对大唐发电的上半年的成本和利润影响为四成。此外,公告称公司平均上网电价比上年同期增加约22.80元/兆瓦时,单位燃料成本比去年同期升高26.83元/兆瓦时,冲抵后的煤价上涨影响只有4厘钱/度。 同时,记者通过对营业收入和成本的对比发现,发电业务的亏损并非如传言的严重。从大唐发电的发电业务数据看,其仍有盈利空间。 涨价砝码? 虽然上述只是一家公司的情况,不足以反映整个行业的全貌,但其作为五大电企之一,具有标杆的作用。 但是,面对电荒周期突然缩短,仅仅三个月后就再次出现,而且来势汹汹,刚刚调整的上网电价窗口会否再次开启都将成为疑问。 按照今年2月份中电联的数据显示,自2003年以来,煤炭价格持续上涨,秦皇岛5500大卡煤炭价格累计上涨超过150%,但销售电价涨幅仅有32%。 对此,中电联曾呼吁上调上网电价与销售电价3分/度,以弥补价差缺口。 “电价的涨幅远远低于煤价的涨幅,即使现在有相关贴息的国家补偿政策,也调动不起火电企业的积极性。”国内某著名能源专家表示,“问题在于多年积累的矛盾在这一时点达到了临界,之前2004年的缺电是装机不够,所以加强装机就可以解决,但现在煤炭价格上涨过快,电企的盈利被吞噬甚至亏损,这时电力企业肯定就会寻求转变。” 业内人士表示,出现这样的情况应尽快重启煤电联动。而林伯强认为,煤电联动进行多年始终不前说明依靠其解决当下的电荒困局不如另想他法,寻找过渡的方案。 |
国际电力网 | 国际金融报 | 国际金融报 | 2011-09-19 | 电荒 电价 |
272 | 2017-09-18 05:04:55 | 业绩集体下滑 风电企业寻新增长点 | 2011-09-13 | 日中则移,月满则亏。在连续数年保持100%的亢奋增长速度后,风电行业开始回调。 近期,风电领域的上市公司纷纷公布了自己的上半年财报,华锐风电、金风科技、湘电股份、泰胜风能等各家企业都出现了业绩大幅下挫。这都是上半年原材料价格上涨、行业价格战等因素造成的。对此,行业内龙头企业计划开拓大功率风机市场,开创新的利润增长点。 下滑的业绩 今年上半年,国内风电企业的财报并不理想。 金风科技今年上半年营业收入51.94亿元,同比下降17.61%;营业利润5.26亿元,同比下降45.6%;归属上市公司股东净利润4.25亿元,同比下降45.05%;基本每股收益0.1576元。报告期公司综合毛利率21.24%,同比下降约3.4%。 华锐风电今年也未能延续高增长势头。该公司8月29日披露的中报显示,今年上半年实现营业收入53.25亿元,较上年同期下滑29.45%;实现净利润6.59亿元,同比降幅为48.30%;净利润为4.91亿元,同比下降幅度超过60%。 不仅风机企业遭遇困境,上游的风电配件企业日子同样不好过。 风机塔架生产商泰胜风能7月9日发布业绩预告,预计公司中期业绩将出现60%的同比下滑。这意味着,该公司在第一季度净利润同比下降34%的基础上,第二季度业绩继续环比大降43%。 “变脸”原因 事实上,业内人士早已预计到目前的境况。在一次媒体见面会上,金风科技的相关负责人就向记者表示,风电产业即将结束这一轮高速增长期,未来一段时间将进入平稳发展阶段。 去年以及今年上半年,国内风机价格战极其激烈。金风科技1.5MW机组价格在2010年10月首度跌破每千瓦4000元,到今年一季报时报价已降至3200元。 “影响金风科技中报业绩下滑的主要是两个因素:一是风电产业增速放缓;二是市场竞争加剧,风电机组价格下降。”金风科技相关负责人表示,目前的风电产业存在“非理性低价竞争”,不重产品质量的价格战,必将影响风电产业健康可持续发展,也将影响客户的长期收益。 而华锐风电对自己中报业绩“变脸”给出的原因是,上半年市场竞争激烈以及宏观经济周期性波动,导致风电产业整体盈利能力受到影响,尤其是宏观调控持续收紧,给下游风电场开发商的开发速度和现金流均带来了不利影响。对华锐风电自身来说,原定于第二季度执行的甘肃、黑龙江3MW风电项目因审批原因延后到2011年下半年吊装,成为公司半年报业绩同比大降的主要因素之一。 中投顾问新能源行业研究员萧函认为,目前风机企业业绩下滑是由多方面原因造成的。政府为进一步规范风电行业的发展,收紧了风电项目的审批权,并提出了更加严格的风电并网标准,这些举措进一步提高了风电产业的技术门槛,也增加了风机制造企业的成本。另外,宏观经济环境带来的原材料价格上升以及资金压力削弱了风机制造企业的盈利能力。例如稀土价格的大幅上涨增加了永磁直驱风机的制造成本。 大功率化规避价格战 在传统机型遭遇价格战,利润快速下滑之时,国内的风机制造企业打起了高端牌和大功率牌。 由于主流的1.5兆瓦风机已经深陷价格战的泥潭,金风科技依靠自主研发推出了大型风电机组2.5兆瓦直驱永磁风机。该机型已于今年年初投入批量生产,并以其天然的“并网友好”特性,受到市场瞩目。 “与传统技术相比,直驱永磁技术结构简单、可靠性高、发电效率高、维护成本低,尤其具备天然的并网友好特性,代表了全球新一代风力发电技术趋势,越来越受到国内外市场的广泛认可。”金风科技相关负责人表示,继已成功批量运行了3年多的1.5兆瓦直驱永磁风机之后,金风科技推出的拥有完全自主知识产权的2.5兆瓦直驱永磁大型风机,将成为全球风电市场新生力量。 华锐风电高级副总裁陶刚表示,面对激烈的市场竞争,华锐风电采取多种措施降低生产成本,严控费用开支,同时加强市场开拓力度,重点发展3兆瓦及以上大型风电机组,维持和扩大国内市场占有率。此外,华锐风电还将进一步加快“走出去”步伐,持续开拓国际市场。 “风电机组大功率化趋势是技术工艺进步的结果。”陶刚表示,从全球风电装备业发展的趋势来看,高质量大功率的风电机组日渐受到市场青睐。而华锐风电近年来在大型风电机组技术研发领域取得多项重大突破,2008年推出的国内首台具有自主知识产权的3兆瓦风电机组如今已实现批量生产,2010年又推出国内首台具有自主知识产权的5兆瓦风机,今年国内首台6兆瓦海上风机又在华锐顺利下线,更大功率的风电机组研发工作也已开展。 依托兆瓦级大型风电机组,华锐风电在国内外市场拓展中取得先机。据陶刚介绍,目前公司在手订单及中标未签约项目合计13801.50兆瓦,其中3兆瓦风机738兆瓦、5兆瓦风机10兆瓦;中标未签约项目中3兆瓦风机达4623兆瓦、5兆瓦风机905兆瓦,还有6兆瓦风机48兆瓦。上述订单及中标未签约项目中,国际项目共计826.5兆瓦。 |
国际电力网 | 中国高新技术产业导报 | 陆晓辉 | 2011-09-13 | 风电 |
273 | 2017-09-18 05:04:59 | 8月电力行业有为有序 | 2011-09-10 | 在迎峰度夏关键阶段,面对高温炙烤、水煤双缺的考验,电力企业积极作为,鏖战保电一线;在风电成长重要节点,剑指标准缺失、并网消纳难题,主管部门频频动作,力促有序发展。8月,电力行业有为、有序。 8月份,华北等4个区域电网及京津唐等13个省级电网用电负荷屡创新高,南网全月有14天错峰负荷超过千万千瓦,最大错峰负荷达1479万千瓦,电力缺口近15%,广西、贵州进入电力供应红色预警状态。 持续高温促使空调负荷激增、水煤双缺导致机组出力锐减、工业用电需求较快增长都是8月份电力供应紧张的原因,但除此之外还有两项数据值得关注:根据中国电力企业联合会行业统计调查,1~7月份,五大发电集团火电业务亏损180.9亿元,同比增亏113亿元;上半年,8个地区单位GDP能耗预警等级为一级。不可小觑的是,煤电联动长期休眠,火电业务持续严重亏损,短期消减火电企业生产积极性,长此以往将导致火电建设严重不足进而缩减电力供应裕度,危及电力供应安全。高耗能行业上半年的快速发展无疑是导致电力供应形势异常严峻的重要原因,实施能源消费总量控制、倒逼高耗能行业转型升级已刻不容缓。 迎峰度夏关键时刻,电力行业不辱使命、积极作为,全力确保电力安全万无一失:加强设备特巡、挖潜增效多发电、完善预防和应急措施、加大省际余缺调剂……国家电网公司8月26日举行近年来最大规模的实战应急演练,检验各单位应对和处置突发事件的能力;南方电网公司加强电力供需预警,落实有序用电方案,按照“保安全、保居民、保民生”原则,最大限度地为五省区经济社会发展提供电力保障。 关于电力安全,8月还有一件大事。10日,国家电监会召开宣传贯彻《电力安全事故应急处置和调查处理条例》电视电话会议,就贯彻执行《条例》,把握《条例》精神实质,切实增强理解力、执行力、操作力作出部署。自9月1日起施行的《条例》,是我国第一部专门规范电力安全事故应急处置和调查处理的行政法规。当前,全国电力系统正掀起学习贯彻执行《条例》的热潮,我国电力安全生产工作进入依法治理新阶段。 8月,能源主管部门为风电产业划定规矩准绳,连续5年装机规模翻番的狂飙突进模式将被把握节奏质量、实现有序发展模式所替代。 当月,国家电监会启动全国风电安全检查,摸底国内已投运风电场并网运行情况、机组低电压穿越能力检测及改造情况,以及风电场接入系统后对当地电网的影响;5日,能源行业风电标准化技术委员会一届二次会议暨能源行业风电标准化工作会议,审定并发布了“大型风电场并网设计技术规范”等18项重要标准,风电标准化体系建设由此提速;国家能源局下达关于“十二五”第一批拟核准风电项目计划安排的通知,安排全国拟核准风电项目总计2583万千瓦,并明确要求“未列入表中的项目不得核准”。 “有序”是当前风电产业发展的主题词,从完善标准体系、加强项目核准管理入手,能源主管部门正力求通过解决消纳问题鼓励风电发展,弥补电源和电网、电源与市场的统一规划不足以及大范围内能源匹配和调度缺失,最终有效发挥风电的发电效益。 光伏发电的 “有序”体现在发展思路上。8月1日,国家发展改革委发布通知,明确了全国光伏发电的上网电价。与“金太阳”工程在项目建设所需设备和投资阶段进行补贴不同,此次明确的标杆电价是对发电项目所发上网电量进行补贴。业内专家指出,早期通过“金太阳”等示范工程促进企业降低成本以启动市场,中期通过标杆电价推动市场快速成长,最终实现光伏平价上网,这是国内光伏市场发展的思路。 有为有序,电力行业收拾起8月份的行囊,装载着葛洲坝水利枢纽安全运行30周年及大亚湾核电站建设的经验积淀、甘肃县城最坚强电网——舟曲电网的重建片段、深圳大运会的流光溢彩,在科学发展之路上继续前行。 |
国际电力网 | 中电新闻 | 陈学婧 | 2011-09-10 | 电力行业 水煤 电力企业 |
274 | 2017-09-18 05:05:00 | 2013-2014年光伏发电市场或将呈爆炸性增长 | 2011-09-07 | 台湾第二大太阳能硅片供应商,中美硅生产公司主席吕民光表示:“全球太阳能能源市场今年将面临零增长甚至负增长,在未来三年面临供过于求的局面,进行市场洗牌,进行收购与兼并。” 吕指出,新光伏发电设备的全球生产能力今年可能不会达到去年20GW的水平,甚至不及全球金融危机期间的形势。 因此,吕表示,全球对太阳能电池的总需求可能低于20GW,远低于50GW的总产量,促使供应商诉诸价格战,以争夺订单。 据吕介绍,市场低迷的一个主要原因是欧美光伏发电项目无法获得政府补贴或者银行贷款。 另一个主要原因是中国大陆光伏发电公司在政府支持下的产能过剩,导致市场供过于求。为刺激需求,中国大陆公司降低它们的价格,导致市场竞争激烈。 在市场低迷条件下,区域一体化将会不可避免,台湾公司合并也在所难免。然而,吕相信由于技术和成本优势,以及资金支持,台湾公司生存能力较大。 尽管目前形势艰难,吕对光伏市场的前景持乐观态度。他预测到2013-2014年,光伏发电的价格将会与传统形式发电价持平,引起光伏发电市场的爆炸性增长。 |
国际电力网 | 中国传动网 | 中国传动网 | 2011-09-07 | 光伏发电 |
275 | 2017-09-18 05:05:09 | 远东买卖宝网络科技有限公司昨揭牌 | 2011-09-06 | 昨天,远东买卖宝网络科技有限公司揭牌暨电缆网、电缆买卖宝、中国电缆材料交易所开业庆典活动隆重举行。省人民政府副秘书长、金融办主任汪泉,无锡市委副书记、代市长朱克江,无锡市委常委、宜兴市委书记蒋洪亮,国家工信部、国家电监会等有关部委,电缆及电缆材料企业和相关科研院所代表,以及我市领导吴国成、邵亚群、董平、华学文出席揭牌仪式。 为在更宽领域、更高层次上实现新一轮发展,远东控股集团努力投身电子商务、拓展经营业态,于今年3月31日注册成立了远东买卖宝网络科技有限公司。作为三普药业股份有限公司全资子公司,远东买卖宝网络科技有限公司以“整合相关资源,服务全球客户”为宗旨,主营三大业务:一是全球电缆行业门户网站——“电缆网”,该网站将为用户提供业内最全面、最及时、最专业的信息资讯;二是全球首个电缆交易平台——电缆买卖宝,为电缆买卖双方提供专业的电子商务服务平台;三是全球首个电缆材料交易平台——中国电缆材料交易所,以全面构建铜、铝、塑料、橡胶等商品连续现货交易平台。新公司将通过“一个门户网站两个交易平台”的建设,打造电缆行业电子商务的全产业链,整合行业上下游资源,有效推进电缆行业经济增长方式的转变,促进信息产业、物流产业、金融产业和经济社会的健康可持续发展。 汪泉对远东控股集团成立买卖宝网络科技有限公司表示祝贺。他说,远东控股集团作为我国电缆行业的领军企业,敢为天下先,创立全球首个电缆交易平台及首个电缆材料交易所,这一极具战略眼光的行动对推动我省传统产业电子商务模式的升级,促进经济转型升级,创新经济发展模式都具有十分重要的意义。他希望远东买卖宝网络科技有限公司通过自身努力,结合行业特点,整合优势资源,做到传统电缆行业与电子商务的完美结合。社会各界也要努力创造环境,促进其健康快速成长,使远东买卖宝网络科技有限公司形成特色与亮点,成为我国电缆材料现货交易的集散地,国际化的电缆产品与服务交易平台,为促进全省经济发展的转型升级贡献力量。 朱克江与蒋洪亮为远东买卖宝网络科技有限公司成立揭牌。参加活动的领导还参加了“电缆网”上线仪式、电缆买卖宝开业剪彩仪式及中国电缆材料交易所开市仪式。 |
国际电力网 | 新华网 | 娜姿 | 2011-09-06 | 电缆 科技 产业 |
276 | 2017-09-18 05:05:09 | 2015年我国并网风电装机容量达1亿千瓦 | 2011-09-05 | 政策对风能发电的“十二五”定调是“求稳提质”式发展,提出到2015年末并网风电装机容量达1亿千瓦,同时分布式风电装机规模达2500万千瓦。市场分析普遍认为,政策导向为未来五年风电产业指明了一系列可以挖潜的新空间,相关企业也可从中寻得新的利润增长点。 政策指明行业增长潜力 与过去五年产业只追求装机规模数字不同,“十二五”在政策上更着眼于并网装机容量。1亿千瓦的目标数字,如果以2010年并网装机量为3100万千瓦左右来核算,意味着5年内国内风电并网规模将实现200%的增长。 政策上还提出,到2015年年发电量要达到1900亿千瓦时。若以目前国内风电0.5-0.6元/千瓦时区间的风电上网电价水平测算,每年风电场开发运行意味着将新增千亿元的收入。这对于众多已进入或将进入风电开发领域的企业来说,无疑是利好消息。 事实上,风电并网正受到政策上前所未有的关注。除根据并网规划制定风电项目开发计划外,国家能源局还制定了一系列并网技术标准。由于政策上要求所有新建和在役机组须加装符合标准的并网技术设施,众多风电场业主和设备制造商均表示标准的发布给本已业绩下滑的企业增加了一笔不小的成本负担。但硬币的另一面或许是,技术标准倒逼下,对于众多企业尤其是设备制造领域的龙头企业来说,意味着一个新的市场空间的开启。“并网友好型”风机是目前符合并网技术规范的机组的代称,据权威专家表示,“并网友好型”机组相对于普通机组造价一般提高600到1000万元。这意味着,“并网友好型”机组未来的大规模研发,将为企业在每台机组上提高近千万元的附加收入。 更为重要的是,在低价竞争成为目前设备制造企业之殇的当下,研发技术含量更高的“并网友好型”机组将促使龙头企业率先走出产业泥沼,持续加快提升企业盈利能力。 政策上还提出2500万千瓦的分布式风电和500万千瓦海上风电的规模目标。经测算,开发分布式风电场,其在设备上的投入约为8000元/千瓦,2500万千瓦的装机数字,意味着未来五年这一领域单设备投资将高达2000亿元以上。另外,海上风电场总投资规模一般在10000到15000元/千瓦之间,500万千瓦的装机意味着海上风电未来五年将开启500亿以上的市场蛋糕。而且,由于海上风电厂在技术和投资门槛上均大大高出陆地风电场,因此有助于具有技术和投资优势的企业率先进入此领域受益。 龙头公司或率先突破受益 近期,国内众多发电集团和风电设备制造商纷纷公布了各自的中报业绩,其中透露出的基本信息是,包括风电场开发和设备制造在内的风电全行业企业盈利能力均呈下降态势。 据中电联统计,今年前7个月,五大发电集团电力业务亏损达74.6亿元。而金风科技、华锐风电等风电设备制造龙头上半年净利润同比下降也达近五成。 尽管目前风电并网、海上风电和分布式风电均存在一系列技术瓶颈待克服,但对于已经出现行业发展向下拐点苗头的风电产业来说,它们正是实现产业升级和市场再度爆发的希望所在。 值得欣慰的是,包括龙源电力、大唐新能源和华锐风电、金风科技等在内的众多开发商和设备制造商已开始深入这些领域深挖潜力,这些龙头企业无疑将成为其中的主要受益者。 |
国际电力网 | 国际能源网 | 本站整理 | 2011-09-05 | 风电装机容量 |
277 | 2017-09-18 05:05:14 | 专家曝煤电国企争利 人为造成南方电荒 | 2011-09-05 | 电荒年年有,今年格外重。面对这个夏天日益加剧的南方电荒情况,国内能源专家直揭造成电荒的根本原因:不是发电能力不足,而是煤电国企争利导致有效产量不足。 其实从今年4月开始,我国部分省市就已经提前出现“淡季电荒”,直到七八月迎峰度夏期间,部分省市的缺电形势依然严峻,而且有愈演愈烈之势。根据南方电网预测,西部旱情短期内仍将进一步加重,全网电力供需形势将更加严峻。有专家预计,今年有可能是自2004年大缺电以来最困难的一年。 对于不断加剧的电荒,南方电网称缺煤少水是主要原因。8月至今,红水河、乌江流域来水偏枯分别将近八九成,目前两大流域蓄能值25亿千瓦时,同比减少85%,全网水电装机5627万千瓦,平均出力仅2000万千瓦。同时,受缺煤、煤质差、机组检修等因素影响,南方电网区域范围内的火电机组停运及出力受限严重。 虽然不能否认自然因素对发电量的影响,但是专家称电荒的根本原因还是在体制问题。国家发改委经济体制与管理研究所主任史炜认为,南方五省电荒局面愈演愈烈不是发电能力不足的问题,而是体制问题。他指出,发电企业拿国家利益做筹码,为了与煤炭企业争利益,宁肯让机组提前大修、闲置,而不顾市场电力紧缺的现状。另外,煤炭行业大规模关闭小煤窑,为了少出事故,宁肯不干事,也不着力寻求产量的有效增加,这是煤炭国企在破坏国家能源的平衡。因此,“中国不存在电荒,存在的是电力企业无耻的不发电行为和煤炭行业歇斯底里地挣黑心钱行为”。史炜直言,如果不在体制上做大动作,不削掉地方政府和大国企手里的“尚方宝剑”,它们就会无休止地向中央讨价还价,并拿人民的利益做筹码。 此外,一位不愿透露姓名的煤炭专家也向记者表示,缺乏竞争造成的有效产能不足是出现电荒、煤荒的根本原因。他进一步指出,在市场经济条件下,无论是煤炭企业还是电力企业应该出现的问题是产量过剩,但是现在却出现产量不足,主要原因还是国有煤炭企业和电力企业为了维护自己的既得利益,用行政手段搞没有竞争的市场经济,才造成了电荒。 单从煤炭方面来看,由于国内有效产能不足,2010年我国已经从煤炭净出口国变为净进口国,花旗集团更是预计2011年中国煤炭净进口量将增长63%至逾2亿吨,因为国内产出难以满足旺盛的需求。对此,上述专家认为,如果我国煤炭企业在相对垄断的环境下不加强管理,增强自己的竞争实力,在煤炭进口量不断增大的情况下,国内企业的竞争实力不是增强而是有可能进一步弱化。 |
国际电力网 | 北京商报 | 高立萍 | 2011-09-05 | 电荒 南方电网 煤炭 |
278 | 2017-09-18 05:05:18 | 屋顶电站将遍布神州 薄膜电池崛起千亿市场 | 2011-09-01 | 即将出台的《可再生能源发展“十二五”规划》提出,未来5年内屋顶太阳能装机规模目标为300万千瓦,到2020年规模可达2500万千瓦,在目前30万千瓦基础上增长80多倍,占太阳能发电中长期目标的半壁江山。 业内分析认为,随着未来屋顶光伏电站的大规模开建,相对更适用于屋顶电站的薄膜太阳能组件市场有望迎来发展良机,而这一市场未来10年的规模或可达1000亿元以上。此前普遍不被看好的薄膜太阳能电池组件商有望进入业绩大幅增长通道。 或迎发展良机 据统计,截至2010年底,国内光伏发电装机达50万千瓦。其中应用晶硅电池组件的电站占比95%,薄膜太阳能电池仅占5%。在近两次光伏特许权招标中,薄膜太阳能电池组件商中标比例偏低。薄膜太阳能电池在光转换效率等技术指标上的劣势使得其在国内应用的市场一直偏小。 对此,中投顾问新能源行业首席研究员李胜茂对记者表示,这一现状有望因为屋顶光伏电站的大规模开建而改变。他表示,建设屋顶电站需要设备组件能更好地与建筑物结合,而薄膜太阳能由于自身的柔性和可塑性等特点能更好满足这一需求。并且,屋顶电站一般单体规模小,且偏向用户自发自用,因此对于光电转换效率的要求没有地面电站那么高。因此,薄膜太阳能电池技术更适合在屋顶电站大面积推广应用。 不过,也有业内专家指出,尽管从长远来看,薄膜电池有望全面替代晶硅电池,成为太阳能电池技术领域未来的发展方向,但晶硅电池由于在转换效率和使用寿命等核心技术指标上的优势,将在很长一段时间内仍占据市场主流。但李胜茂认为,除上述自然属性优势外,薄膜电池平均造价比晶硅电池低,且由于不同于晶硅电池会因为硅片材料的市场波动而引起投资收益的不确定性,薄膜电池产业链短,且上游原材料市场稳定,项目投资收益比较稳定。 千亿级市场启动 李胜茂表示,从目前来看,新能源分布式发电已渐渐成为未来政策上的鼓励重点。因此,屋顶光伏规模的大幅扩容将有望享受长期的政策优惠。经中投顾问测算,如果以5元/瓦的薄膜电池基础成本测算,2500万屋顶电站装机规模,将有望带动1000-1300亿元的薄膜电池市场崛起。这一数字比业界此前预期的800亿元进一步提高。 而市场的规模化启动也有望带动薄膜电池度电成本的快速降低。中证证券研究中心研究员季巍认为,薄膜电池发电的成本理论极限在0.6元/度,而晶硅电池发电成本极限在0.9元/度左右。一旦光伏屋顶计划在“十二五”期间大规模启动,将使得薄膜电池厂家投入更多的研发以改善生产工艺,度电成本也将由此快速下降,进而形成超过晶硅电池的电价竞争力。 目前,国内众多厂商已看准市场趋势,在发展薄膜太阳能技术上跃跃欲试。综合各券商分析报告,工业电池龙头企业风帆股份此前募资1亿元投建的5MW非晶硅薄膜电池项目已逐步达产,未来产能有望达7MW。综艺股份也称,公司与韩国合资生产薄膜电池转换率有望由6%提高至10%以上,综艺股份在光伏系统集成方面也逐渐异军突起。此外,金晶科技和南玻A依靠自身技术优势开始广泛涉足薄膜电池的白玻璃材料,东材科技的聚酯薄膜已投入量产,有望填补国产光伏级薄膜的市场空白。 李胜茂表示,市场大规模开启下,这些“先尝螃蟹”者有望率先受益。 |
国际电力网 | 中国证券报 | 郭力方 | 2011-09-01 | 电站 薄膜电池 |
279 | 2017-09-18 05:05:21 | 日本地震及核辐射事故催热全球天然气市场 | 2011-08-30 | 日本地震及核辐射事故直接影响了日本的供电能力,预计2011年日本将增加1000万吨液化天然气(LNG)的现货采购来弥补电力需求缺口。受此影响,亚太地区LNG现货市场价格明显上升。未来日本将调整核电政策,提高天然气在一次能源中的比例,从而将签订更多的LNG长期合同。中海油气电集团国际贸易有限公司国际商务师谢治国在记者专访时表示,核泄漏对国际LNG市场长期资源合同将产生以下几个方面的影响: 一是国际LNG长期需求增加。日本是京都协议书的发起国之一,根据其原先的能源政策,为降低温室气体排放,日本政府计划将核电发电量的比重从目前的30%提高到2030年的50%。日本电力企业都据此调整了资源采购政策,在LNG市场上退居二线,频频出手LNG长期合同的公司大多来自中国和韩国。此外,经济衰退也导致日本在2009年的天然气需求下降了6%,尽管2010年日本进口了约7000万吨LNG,恢复到了经济危机前的水平,但这部分增长归因于2010年酷暑对LNG需求的贡献。从长期供应来看,在萧条的经济状况下,目前签署的LNG的量已经足够,因此,日本公司并不愿意再签署新的合同。例如,东京电力与文莱的400万吨/年的LNG合同将于2013年到期,东京电力表示将只续签200万吨,另200万吨作为买方的选择权。经过此次核电危机,东京电力恐怕不但要全数购买400万吨,还将买下文莱的剩余产能。 福岛第一核电站事故发生后两个月,日本政府终于明确表示将停止核电的发展,废除政府制定的以核电为主的能源发展计划。虽然日本政府将重点研究太阳能和风能等新能源的发展,让“自然能”成为日本电力的根本,但这些新能源的发展尚需时日,LNG仍将成为日本满足电力需求增长的主要来源。日本能源经济研究所(IEEJ)预测,2012年日本LNG进口将比以往增加约10%,最高可达到9800万吨。除日本以外,韩国以及德国、法国等国家也面临着能源政策的调整,天然气发电比例有望提高。 二是长期资源合同价格坚挺。亚太市场的LNG供需趋紧后,长期LNG合同价格难以下跌。日本地震之前的一段时间,LNG长期合同价格持续走低,特别是在澳洲的煤层气供应合同中,买家已经成功获得低于0.1485的斜率,并且重新引入“S”曲线价格形式。亚洲进口商对市场形势普遍持乐观态度,认为买方市场已经到来,并且铆足了劲,准备继续打压长期合同价格。特别是韩国前往澳大利亚与雪佛龙谈判,要求在以常规天然气为气源的高庚和麦石项目中也获得“S”曲线。事实上,在日本地震之前,市场上普遍认为昆士兰州合同中出现低斜率和“S”曲线只是因为煤层气项目以贫气为主。而西澳州的传统天然气供应商,例如高庚项目和麦石项目,也包括壳牌的Prelude浮式项目都坚决抵制价格让步。如今,他们的态度只会更加坚决。 三是LNG市场格局持续调整。继北美市场被抛弃后,目前亚太相对于欧洲市场高出一截的LNG价格将使更多的LNG从欧洲市场流入亚太市场。今年4~6月,虽然欧洲NBP天然气期货价格也有所上涨,但未超过10美元/百万英热单位,而同期卡塔尔天然气销往日本的20船“救灾气”卖到了11.512美元/百万英热单位的高价。无论是从量的灵活性,还是合同灵活性的角度上,卡塔尔都是拥有向欧洲或亚太销售LNG选择权利最大的国家,目前其仍有约1/4的产量以英国为市场,未来欧洲市场(尤其是英国的NBP价格)与亚太市场的价格差将在很大程度上影响卡塔尔的销售及转运策略。除非欧洲市场的买家们大规模地在高价位上签署长期LNG购销合同(例如波兰),欧洲市场才能保持住目前的占世界LNG进口量的比例,但这样的可能性并不大。 日本地震及核事故改变了国际LNG市场2010~2011年初短暂的有利于LNG买方的市场形势,使未来几年的市场主动权重新回到卖方手中。而在资源进口国中,日本、韩国等较富有的国家引进LNG以替代燃油、核电为主,价格承受能力较高,并对潜在资源抱着势在必得的心态,这无疑会进一步加快向卖方市场转变的趋势。 谢治国认为,在LNG需求增加的推动下,一些规划中的LNG项目将进入快车道,尤其是那些日本公司参与运作的项目。在资源国中,澳大利亚因有众多规划中的LNG项目,成为最大的受益者。澳大利亚年产840万吨LNG的依系(Ichthys)项目、年产860万吨的麦石项目和年产360万吨的先驱者(Prelude)项目等都将加速项目进展的步伐。其中先驱者第一个浮式液化项目,在5月份进行了最终投资决策,成为今年进行最终投资决策的第3个项目。印尼年产450万吨的Abadi项目也因有日本公司的参与而被看好,有望在今年进行最终投资决策。新建项目的投产除了将弥补原有一些老项目产量的下降外,还将进一步扩大全球LNG贸易规模。 |
国际电力网 | 国际商报 | 陈妍 | 2011-08-30 | 日本 地震 核辐射 核事故 天然气 |
280 | 2017-09-18 05:05:27 | 铅酸电池停产致涨价 锂电池乘虚而入 | 2011-08-30 | 借助铅酸电池停产和涨价,原本在电动自行车市场只有4%占有率的锂电池,开始向电动自行车市场全面发力。 “七、八月份全国电池市场变化很大。”天津电动自行车协会理事长龚孝燕告诉记者,全国总共拥有1700~2000家铅酸电池生产企业,但是目前只有241家还在生产,其他都已经停产。 “现在铅酸被锂电取代的趋势已经不可逆转了。”龚孝燕说。 铅酸电池停产致涨价 自九部委大规模整顿铅酸电池行业以来,截至8月初,全国近87%的铅酸蓄电池企业被关停或转产。 受此影响,一些生产铅酸电池的上市公司业绩开始大幅下滑。今年上半年,南都电源上半年归属于上市公司股东的净利润同比下降48.52%。 南都电源称,由于上半年铅酸蓄电池行业停产整治,公司全资子公司杭州南都电池有限公司、杭州南都能源科技有限公司5、6月份停产时间超过40天。 “受铅酸电池生产企业大面积停产的影响,铅酸电池价格已经开始上涨。”龚孝燕表示。 进入7月份,天能、超威、永达、双登等多个品牌价格均出现上涨。5月份以来,电池价格已经上涨10%~30%。 受铅酸电池价格上涨影响,电动车价格也开始大幅上涨。全国多个地区电动自行车电池普遍涨价,多数在200~300元,有的品牌涨幅达到80%。国元证券分析师周海鸥表示,由于企业数量骤减,在最近两三年里,电池产能很难恢复到今年3月份之前,因此电动车电池紧缺状况很难缓解。 “关键是现在市场严重供不应求,目前电动自行车市场空配率达到了50%~60%,许多厂家都是有车没有电池。”龚孝燕说。 锂电池乘虚而入 铅酸电池生产企业大面积停产,给锂电池提供了机会。 “我们的订单已经排到了10月份,可以说锂电池供不应求。”安泰科技参股的锂电池生产企业北京贝玛特科技有限公司一位营销人员告诉本报。 在电动自行车市场,由于技术成熟,铅酸电池一直占据主流。今年年初,锂电池在这个市场的占有率只有4%左右。目前,锂电池主要应用领域还是在笔记本电脑和手机两大领域,约占到整个市场份额的70%。 “之前,许多锂电池生产企业对电动自行车市场并不重视。”龚孝燕说。据行业人士介绍,锂电池因为成本较高,电动车市场竞争激烈,所以在这个领域难以与铅酸电池抗衡。 铅酸电池和锂电池各有优劣。铅酸电池技术成熟、价格低,但是不适合快速充放电、体积大且寿命短;而锂电池可快速充电、可高功率放电、体积小、循环寿命长,但是价格高、安全性能较差。 华宝证券分析师陈亮表示,锂电池目前成本高于铅酸蓄电池,同型号电动自行车锂电池的成本约为铅酸电池的2~3倍。 陈亮认为,虽然锂电池暂时无法取代铅酸蓄电池在电动自行车中的绝对地位,但电动自行车对锂电池的需求必然将出现明显增长,替代机会出现,而且目前仅仅不到5%的电动车使用锂电池,市场容量非常小,未来假设使用锂电池的电动自行车翻倍,将增加约70亿元锂电池需求市场容量。 |
国际电力网 | 第一财经日报 | 曹开虎 | 2011-08-30 | 铅酸电池 锂电池 |
281 | 2017-09-18 05:05:28 | 身处煤炭大省 漳泽电力仍难逃亏损命运 | 2011-08-30 | 对于漳泽电力来说,虽然身处山西,占有燃料充足以及运距短这两方得天独厚的地理位置优势,但丝毫没有因近水楼台而先得月,仍然逃脱不了火电企业亏损的现状。 2011年上半年,报告期内公司净利润为亏损3.15亿元,较上年同期增加亏损117.65%。公司指出,亏损的主要原因是因为煤炭价格同比大幅上升,主营业务成本增加,且上半年公司收到的政府补助资金较上年同期大幅减少。 行业分析师指出,正是由于处于煤炭大省,所以山西的电价相对偏低,也给公司带来了增亏的压力。 上半年同比增亏117.65% 火电企业的日子今年普遍不好过,漳泽电力如是。 上半年,公司完成发电量74.01亿千瓦时,销售电量67.43亿千瓦时,分别较上年同期降低17.15%和16.96%。营业收入实现21.3亿元,较上年同期减少6.98%,营业成本完成22.7亿元,较上年同期减少3.74%。报告期内公司净利润为亏损3.15亿元,较上年同期增加亏损117.65%。 发电量下降的原因主要是电煤市场供应紧张,煤质、煤量大幅下降,同时煤价持续上涨。尤其是煤炭价格同比的大幅上升,导致主营业务火电的成本大量增加。并且,上半年公司收到的政府补助资金较上年同期大幅减少,营业外收支净额减少。多种原因导致上半年的漳泽电力日子仍然过的比较艰难。 并且,公司指出,根据目前公司面临的外部经营环境预测,2011年第三季度仍会出现亏损,预计累计归属母公司净利润为亏损约5.5亿元。亏损的主要原因是预计煤价将持续高位运行,发电量将有不同程度下降存在一定的不确定性。 标煤单价同比上涨90元/吨 利润减少2.21亿元 煤价到底上涨了多少?漳泽电力自己也算了一笔账。截至6月底,公司入厂标煤单价同比上涨90元/吨,涨幅高达14.2%,与此相对应的是,燃料成本占到了发电成本的80%以上。公司因标煤单价上涨影响利润同比减少2.21 亿元。 虽然紧邻西山煤电,但丝毫没有减轻漳泽电力的燃料压力。“火电机组对燃煤指标都有严格的标准,不见得离得煤矿近,就能获得符合标准的电煤。”相关煤炭行业分析师指出,“并且,就是因为离得原料产地近,山西的电价要低于其他地区。这对火电企业来说都是不利的。” 虽然2011年山西电价微幅上调,但远远赶不上煤碳价格的持续上涨幅度,影响非常有限,火电企业的亏损局面还在继续扩大,没有止亏减缓的迹象和趋势。下半年经营形势仍不容乐观,控亏减亏仍然是影响全局效益的主要方面。 燃料费用的增加,也使得公司极力控制其他方面的支出,强化成本对标管理,减少非生产性、非经营性支出,通过把材料费、修理费、管理费等关键性的指标费用降下来来弥补燃料上涨给企业带来的压力。 |
国际电力网 | 证券日报 | 胡仁芳 | 2011-08-30 | 煤炭 漳泽电力 |
282 | 2017-09-18 05:05:36 | 煤炭价格持续上涨 电力热力企业长期亏损 | 2011-08-30 | 2008年以来,煤炭价格持续上涨,今年1-7月份无烟煤价格同比涨幅达到7.7%。由煤炭价格高涨导致的火力发电企业经营困难问题,亟待相关部门给予更多关注。这是记者从统计部门了解到的。 统计资料显示,近年来,全国煤炭销售的市场化程度越来越高。从2008年开始,石家庄市企业购入煤炭价格一直处于上涨趋势。其中,2008年-2010年无烟煤同比上涨幅度分别为35.23% 、10.27%、7.26%,今年1-7月份同比上涨7.7%。 “煤炭价格持续上涨,且上涨幅度较大。但是,电力企业上网电价和供热价格则由国家制定,其价格虽有上涨,涨幅却远低于煤炭购进价格。”统计部门有关负责人告诉记者,目前,石家庄市很多火力发电和供热企业已经难以承担煤炭价格上涨导致的成本压力,企业经营的困难程度不断加重,部分火力发电企业甚至长期处于亏损状态。据了解,2008-2010年,石家庄市电力、热力的生产和供应业利润总额分别为-11.18亿元、-15.56亿元、-3.49亿元,今年1-7月份为-0.29亿元。 “电力、热力企业长期亏损,有的小型热电企业甚至面临资金链断裂和倒闭的危险,政府及相关部门应该对这些问题引起重视,并积极采取措施予以解决。”这位负责人表示,电力是全市经济发展的支柱,供热与工业生产和人民生活密切相关。其产业的特殊性,决定了供热价格和电力价格不可能完全走向市场。因此,要解决火力发电供热企业的困境,有关部门在制定电力和热力价格时,应考虑煤炭价格上涨对电力热力企业生产成本提高的影响,在价格政策上适度向电力企业给予倾斜。 专家分析认为,积极推动煤电兼并重组、实施煤电一体化经营,才是电力企业脱困扭亏的现实选择。因此,石家庄市在电力行业发展过程中,也应该注意坚持“上大压小”,积极开展小火电机组关停工作。另外,在政府及相关部门加大扶持力度的同时,电力和供热企业也应进一步加强科技创新,积极应用大容量、高参数、高效率的洁净煤发电技术,对现有设备进行技术改造、加强管理,以提升机组效益,实现节能降耗。同时提高电厂的生产自动化水平和管理现代化水平,推广机、电、炉一体化控制技术和厂级自动化系统。通过风粉监测、完善吹灰及在线经济分析系统,做到及时调整运行。严把企业用煤进厂关,保证用煤质量,准确判断煤价走势,在有利时机以较低价格购进优质煤炭。 |
国际电力网 | 石家庄日报 | 王巍 齐慧甫 | 2011-08-30 | 煤炭价格 电力 热力 |
283 | 2017-09-18 05:05:39 | 排放新政可望为电力环保产业带来历史性机遇 | 2011-08-26 | 投资要点: 我国大气污染依然严峻的现状,决定了必须对污染源采取严格的规范限制措施,而火电在我国能源结构中所处的地位决定了对燃煤电厂的污染物排放进行严格的控制已成为必然之选。 年初出台的《火电厂污染排放标准(二次征求意见稿)》经过广泛的意见征询已临近正式发布,污染物排放限值标准有望继续从严,将为电力环保产业带来历史性机遇。 二次征求意见稿明确规定新建、已建脱硝装置和预留脱硝场地的燃煤电厂氮氧化物的排放限值调整为100mg/m3,表明了氮氧化物排放的治理已成为新一轮电力环保的重点。按照新标准测算,到2015年,需要新增烟气脱硝容量8.17亿千瓦,若都以安装高效低氮燃烧器和SCR,以老机组改造每千瓦脱硝装置投资为280元,新机组加装每千瓦脱硝装置投资为150元计算,共需脱硝投资1950亿元,未来五年脱硝产业每年将新增400~500亿的市场份额。 大气污染在线监测有望成为新的亮点,标准的从严,在重金投资污染物治理的同时,也必然会加大对治理效果的考察,根据测算,若将所有燃煤机组都安装烟尘及二氧化硫在线监测装置,其中涉及火力发电、供热中心及20吨以上的锅炉等上万个污染点源,烟气在线自动监测系统预计市场总体规模在13000套左右,有望保持30%的福和增长率,空间巨大。 风险提示:作为最为严厉的排放限制标准,进一步采取脱硝和脱硫等减排手段,将大大提升电力企业的经营压力,因此,电价的补贴政策对此次环保改革至关重要。 |
国际电力网 | 中国证券网 | 英大证券 | 2011-08-26 | 电力 环保 |
284 | 2017-09-18 05:05:45 | 全国六大电厂存煤只够烧15天 煤价有望出现拐点 | 2011-08-25 | 近期由于受到经济增幅放缓等因素打击,煤炭股持续疲弱。不过,最新数据显示,煤炭需求旺季可能提前到来,全国直供电厂存煤量仅够烧15天。经过前期深度调整的煤炭股在需求猛增下,有望提前上演反攻走势。 记者从秦皇岛煤炭网获悉,受需求旺盛刺激,主要港口煤炭调出量大增,而且电厂库存同时大幅下降。 从电煤需求方面来看,下游电厂的库存量开始快速下降,煤炭日耗量也开始提升,电厂可用天数较前期减少。来自六大电厂的数据显示,8月22日,全国六大电厂总库存量为1062.19万吨,可用天数为15.98天。对比8月15日的数据,库存总量减少了12.53万吨,但日耗量却增加了0.66万吨。 申银万国数据表明,截至8月10日,全国直供电厂煤炭库存下降188万吨至6184万吨,够烧天数也持续下降至15天。 市场分析认为,由于天气持续高温,电力需求增大,以及旱情带来的水电供应偏紧等因素影响,下游电厂的高位库存预计会加快回落,煤价将出现拐点。 来自中国煤炭资源网的价格数据也印证了这一点,主产煤区价格已经企稳回升,长治地区动力煤价格小幅上涨。 下游需求有望提前回升 多位分析人士表示,今年煤炭下游需求提前回升,煤价拐点已经出现,有望刺激煤炭股走出一波“秋冬行情”。 去年北方严寒就曾刺激煤炭股一路狂奔。 分析师表示,煤炭股有望提前迎来“秋冬行情”。申万分析师詹凌燕认为,经过近一段时间的调整,目前煤炭股板块的平均估值为18倍左右,低于历史平均水平。 中金公司表示,中期来看,随着保障房建设加速,大秦线秋季检修和下游再库存等利好因素逐步兑现,煤炭股季节性行情有望出现。招商证券卢平也指出,长期看,煤炭价格将延续上涨趋势。 |
国际电力网 | 广州日报 | 张忠安 | 2011-08-25 | 电厂 煤价 电煤 |
285 | 2017-09-18 05:05:52 | 太阳能电动汽车充电站渐走渐近 | 2011-08-24 | 世界首个高速公路太阳能电动汽车充电站网络在英国的投入使用,向人们表明:新兴产业间的跨界合作,将不断刷新人们观察经济的角度与思维方式。 最近,世界第一个太阳能高速公路电动汽车充电站网络在英国正式投入使用。人们开始发现,同为未来世界经济主角的新兴产业之间,在低碳大潮的催生下,正逐渐发生交叉与合作。而随着技术的成熟与进步,它们将与我们普通人的社会生活,愈走愈近。 忽如一夜春风至 在高油价和低碳经济的双重推动下,新能源汽车尤其是电动汽车早已被各国提上重要议程,随之而来的与充电方式相关的研发也成为各国竞争的焦点领域。 从这个意义上说,同为新兴产业新贵的可再生能源“握手”新能源汽车,让这场争夺未来的竞争,愈加激烈起来。针对太阳能等新能源在电动汽车领域的应用研究,如一夜春风般忽至。 作为汽车与光伏领域的双重领先者,日本此前已经修建了太阳能电动自行车充电站,而现在正积极向电动汽车方向扩展。据悉,汽车巨头之一的日产公司,目前正在美国田纳西州制造一个未来的电动车充电站。该充电站由一个巨大的太阳能面板和24kWh锂电池组成,支持30辆电动车充电。日产表示,未来将在田纳西州总共设置125个太阳能充电站。 与日本的积极态度相比,美国也不甘示弱。8月初,电动汽车充电器开发制造商ClipperCreek公司与家用光伏发电商SolarCity公司宣布,将合作开展大面积太阳能充电桩的建设。据介绍,ClipperCreek生产的太阳能充电桩,将以家庭与办公地点为主,使用240V电压,每个充电桩的价格订在1500美元(人民币9666元)。目前,ClipperCreek已设计出专为雪佛兰沃蓝达、日产聆风、特斯拉等量产车的充电桩。 相比为传统汽车的油耗费用,使用电动汽车通过太阳能充电桩充电可降低77%。SolarCity公司CEO林顿·里维表示,该公司全美24个分部都可安装ClipperCreek的充电桩,明年预计将实现美国大范围的电动车充电,5年内或将覆盖美国全境。 建设了世界上第一个全国性高速公路太阳能电动汽车充电站网络的英国,也并没有因此停滞加速的步伐。现在,免费使用的太阳能充电站已在12个高速路服务区正式“上岗”,而在随后的9月底,还将有18个服务区的免费充电站投入使用。 又见成本之殇 那么,世界各国“撮合”太阳能与电动汽车的积极举动,是否意味着太阳能充电,已然具备大规模应用的条件了呢? “相对传统电网的充电方式来说,太阳能充电成本目前依然相对较高,它的普及还达不到传统电网充电站那么快。”英利集团光伏研究院院长王世元表示,尽管在技术上现在已经基本满足电动汽车的充电要求,但光伏产品仍然偏高的成本与相对偏低的转换率,是阻碍太阳能充电桩遍地开花的主要原因。 新能源领域当前的“通病”——成本之殇,再次成为绕不过的弯。这对于另一种发电能力更强的风能,亦是如此。王世元表示,在我国占主要面积的内陆地区,风能资源并不丰富,尤其是在大城市风能更少。即便增加风能的技术已经成熟,但是同样还要考虑比太阳能数额更高的成本问题。 从技术上看,太阳能充电站主要是靠光伏发电系统与自动化计算机系统相结合发电。其原理是将光伏组件所发电力通过导线传递到埋在地下的高功率电容中储存起来,然后再通过电容传输到充电桩上。这些电力一部分供电动汽车充电,一部分也可流入公用电网,这样可以降低成本,又充分利用了太阳能发电的资源。 目前,建设太阳能充电站主要分三种类型,一种是建在高速公路附近的大型服务区,一种是类似于中型巴士车站的太阳能充电站,另一种就只是类似于小型书报亭的充电站。太阳能充电站可以单独建设,但与传统的加油站相结合建设更为理想,因为在电动汽车的发展初期,混合动力汽车一般占据着市场产品的主要份额。 “十二五”插桩成林 尽管成本成为瓶颈,但这并不能扭转人们对于“新新”合作前景光明的乐观态度。已经成为世界风电、光伏生产规模第一和电动汽车保有量第一的我国,也将发展新能源充电设备纳入国家的长远规划当中。“十二五”期间,全国将分别开展太阳能、风能为电动汽车充电的试点应用。“我认为在‘十二五’末的时候,太阳能充电站将在我国达到一定普及程度。”王世元说。 得到国家积极支持与推动的电动汽车产业,在实现车辆自身的蓬勃发展的同时,也为光伏等新能源充电技术创造了巨大的需求空间。据统计,北京市将在2012年推广3万辆私人电动乘用车,并配套建设充电站100座以及3.6万个电动车充电桩。安徽合肥市已经计划在定向选择部分单位或小区集中销售的基础上,定向集中建设太阳能充电桩。政府机关和商场、医院等公共设施及社会公共停车场,将成为设置专用停车位并配套太阳能充电桩的首选。 此前,深圳首个太阳能充电站已在龙岗建成并投入使用。充电站内18个充电桩,可以同时为18辆车提供动力保障。车库设有蓄电系统及环保充电系统,既可以提供车库照明,还可满足车库内电动汽车同时充电,堪称光伏建筑一体化典范。 |
国际电力网 | 科技日报 | 科技日报 | 2011-08-24 | 太阳能 电动汽车 充电站 |
286 | 2017-09-18 05:05:53 | “十二五”电力装备急需国产化 | 2011-08-24 | 8月13日,国家能源局能源节约和科技装备司司长李冶在“2011第六届中国电工装备创新与发展论坛”上指出,我国能源行业有很大发展空间,面对巨大的市场,企业应积极创新,实现电力装备国产化。同时,他还分析了“十二五”期间不同能源行业面临的问题和挑战。 李冶指出,“相当长一段时间内,能源行业要保证国民经济发展和人民生活水平提高对能源的需求,总的来说‘十二五’期间能源还是会保持高速增长的态势。我们提出一个规划,2015年电力装机容量预计达到14.7亿千瓦,2020年可能达到18.4亿千瓦,2030年可能达到24.7亿千瓦,应该说这是个比较保守的数字。” 14.7亿千瓦,再加上电力结构的调整,能源行业将为电工设备制造业带来巨大的市场机遇。专家指出,围绕着这样大的市场需求,电工电气行业下一步发展中急需创新。 一手抓“700度” 一手抓常规火电设备国产化 李冶指出,“十二五”期间化石能源的清洁高效利用仍然是主流,以火电为代表的传统电力的高效清洁节能减排发展仍然应放在首位。预计到2015年,我国煤电装机将由目前的7亿千瓦上升到10亿千瓦,届时我国将成为名副其实的世界第一火电大国,而装机容量到今年年底基本上能达到世界第一。 一位业内人士告诉记者,目前,我国的超临界和超超临界技术是在引进的基础上研发的,虽然可以说有自主知识产权,但毕竟不是自主研发,特别是百万千瓦超超临界机组的管道、阀门、泵等很多关键材料和关键配套件还不能完全实现国产化,大的铸锻件目前也还是以进口为主,价格非常高。 谈到近期颇受关注的700摄氏度超超临界燃煤发电技术(简称700度),李冶表示:“曾有人提出‘十二五’就把示范工程建出来,但这是个长期的事情,不可能一蹴而就,只能作为长期的战略。另外,要通过‘700度’拉动常规设备、材料和技术的发展。一手抓‘700度’,一手抓常规火电的泵、阀、管道,以及电气控制系统的国产化。” 燃气轮机技术 一定要有重大突破 燃气轮机是能源行业的一个重要领域,有业内人士表示,中国的发展需要燃气轮机,“十二五”期间火电规模取决于燃气发电的规模,如果燃气发电增加1000万千瓦,火电就可以减少1000万千瓦。 李冶指出,目前初步规划“十二五”燃气发电新增3000万千瓦,投产3000万千瓦。“如此巨大的市场容量,必须实现自主创新。” 我国目前也已具备发展燃气轮机的条件。十年来,燃气轮机通过大规模的招标得到了发展,“我们的大规模招标绝不是简单的用市场换图纸,而是进行了大规模的技术改造。像五轴数控器、三坐标测量仪等设备,我们不但赶上了国外,加工制造水平还超过了他们。现在既有市场的需求,又有企业创新的载体,‘十二五’燃气轮机的技术一定要有重大突破。”李冶认为。 李冶强调,在常规发电中,常规火电和燃气轮机是最基本的发展方向,“十二五”期间,我国将通过基础研究、装备国产化、试验示范工程和创新平台,四位一体打造常规发电和燃气轮机的创新。 新能源装备 要“新”在技术 面对福岛事故及事故带来的恐慌效应,我国到底应如何发展核电?李冶认为,现在当务之急要解决的问题有两个:一是技术路线的选择。“针对这次福岛核事故,温总理提出要用最先进的核电标准对在役和在建项目进行检查。核电发展技术路线和建设标准问题,必须早日提上日程。”二是装备和材料国产化。“无论走哪条技术路线,这么大的装机容量不国产化是不行的。虽然核电受到了很大的影响,但我们还要有积极的态度,最重要的任务就是装备材料的国产化。” 针对争议颇多的水电行业,李冶强调,“抽水蓄能是水电重点攻关的项目。抽水蓄能核心在辅机,现在电力电磁控制设备基本靠进口,‘十二五’期间希望抽水蓄能基本实现国产化。抽水蓄能和燃气轮机是电力调峰最好的手段。” 从2005年的几百万千瓦,到现在并网超过3000万千瓦、装机容量世界第一,中国已经成为风电第一大国。但有专家指出,风电不能光要“千瓦”,还要“千瓦时”,发电量更重要。除了规划、设计、并网问题以外,风机质量是非常大的问题。“所以一定要规范。下一步我们将在标准、检测、认证等方面加强管理,不能让什么风机都进入市场,要真正看到风带来的清洁电力。国务院领导最近很多批示要求做好这个工作。”李冶透露。 太阳能设备同样要保证质量,李冶指出,“常规能源有一套非常严格的质量保证体系,但新能源可能大家还没吃到苦头,这样下去是不行的。比如并网是个很大的问题,其中很多涉及到电工电气的制造。低电压穿越就和变频器有很大关系。风机的变流器和太阳能的逆变器现在基本上都控制在外国公司手里。所以一定要突破核心技术——特别是围绕风电、太阳能和电网接入的控制调节并网补偿技术。”他强调,“新能源最大的新是技术新。” |
国际电力网 | 中国能源报 | 中国能源报 | 2011-08-24 | 电力装备 国产化 |
287 | 2017-09-18 05:06:03 | “十二五”光热发电装机达100万千瓦 | 2011-08-24 | 记者从权威渠道获悉,在即将出台的《可再生能源发展“十二五”规划》中,太阳能热发电目标拟定为2015年装机达100万千瓦,到2020年装机达300万千瓦。 《规划》中提出,未来5年将在全国光照条件好、可利用土地面积广、具备水资源条件的地区开展太阳能热发电项目的示范,“十二五”将通过这些试点地区项目带动产业发展,到2020年开始实现规模化商业应用。 分析指出,100万千瓦的装机目标意味着未来5年光热发电市场的规模可达150亿元。尽管“体量”不大,但由于光热发电相较于光伏在技术、发电效率和全球市场形势等方面存在明显的优势,未来5年光热发电的市场潜力或超预期,目前市场上逐渐开始涉足这一领域的公司特别是设备制造商将迎来利好。 技术和成本优势明显 CSP(Concentrated Solar Power)即太阳能聚热发电技术,依靠各式的镜面,将太阳的直接辐射(DNI)聚集并加热导热介质,热交换后产生高温水蒸气,推动汽轮机发电。 过去,国内光热发电产业发展由于缺乏政策扶持和企业的有效商业实践,市场几乎空白,这也导致目前光热发电的每度电成本为1.5元左右,高于其他可再生能源发电形式。 但众多业内专家指出,CSP与常规化石能源在热力发电上原理相同,电能质量优良,可直接无障碍并网。同时,可储能、可调峰,实现连续发电。更为重要的是,光热发电在热发电环节与火电相同,CSP更适合建大型电站项目,可通过规模效应实现成本迅速下降。 根据国际能源署(IEA)预测,到2015年全球CSP累计装机将达24.5GW,五年复合增速为90%,到2020年上网电价有望降至10美分/千瓦时以下。 国内光热发展近年来开始备受政策重视,在国家发改委今年5月出台的《产业结构调整目录》中,太阳能光热发电鼓励发展的新能源门类的首位。 在即将发布的《可再生能源发展“十二五”规划》中,初步拟定的四个重点光热发电试点地区是鄂尔多斯高地沿黄河平坦沙漠、甘肃河西走廊平坦沙漠、新疆吐鲁番盆地、塔里木盆地和西藏拉萨等。 10年内突破千亿 分析指出,目前建造一个主流的50兆瓦槽式太阳能热发电站,设备(国产)投资额为每千瓦1.5万元左右,因此,若以2015年装机达100万千瓦,2020年达300万千瓦计算,“十二五”光热发电仅设备一项市场规模就可达150亿元,十年内设备市场规模可达450亿元。而随着未来10年内光热发电大规模商业化启动,这一市场的总投资规模可达千亿元以上。 华泰联合证券新能源行业首席分析师王海生告诉记者,尽管2015年光热发电装机目标被定为100万千瓦,但目前已公布即将实施的项目规模就达300万千瓦,在技术优势和政策扶持等多种因素共同推动下,未来5年国内光热市场的潜力有望超过预期。 更有市场分析认为,与国内风电过去5年装机出现爆发性增长的情景类似,到2020年,国内光热发电的装机有望突破千万千瓦,市场规模可达千亿元以上。 据了解,目前国内市场涉足光热发电业务的公司主要分为系统集成和设备制造两大块。系统集成方面有大唐发电、天威保变和中海阳,设备制造商主要包括航空动力、*ST力阳、金晶科技和南玻A等。 分析指出,光热发电市场的规模化启动将以设备市场扩容为首要表现,因此,未来5年这一领域的设备组件商将率先从中受益。 |
国际电力网 | 中国证券报 | 郭力方 | 2011-08-24 | 光热发电 太阳能热发电 装机 |
288 | 2017-09-18 05:06:05 | 低风速风电成为投资新宠 | 2011-08-18 | 随着风电并网陷入尴尬,国内“三北”地区风电开发已趋于阶段性饱和,限制了我国风电事业的发展。未来我国将不再一味发展大型风电基地,而是会大力鼓励分散式开发,这意味着靠近负荷中心的低风速风电场开发将迎来巨大的市场空间。为了探讨我国的低风速风电开发技术特点,加强国内风电行业在低风速风场开发领域之间的技术对话,三一电气有限责任公司(以下简称三一电气)于2011年7月30日在北京举办适合中国市场的“低风速、高效率”风电技术暨投资回报研讨会。 本次研讨会是国内首次就低风速风场开发进行高规格技术层面的交流。会议得到了国家能源局和中国风能协会的大力支持,并邀请到了行业主管部门的领导、风能专家及国内主流风电开发商的代表参会。与会代表探讨了当下低风速风场的新技术、新产品和实施案例,并分享了三一电气及国内优秀风电开发商在此领域的建设经验和案例分析,会议还邀请到国内部分电力设计院的负责人,由他们的风能设计开发负责人为大家介绍在各自区域低风速开发的特点、趋势、技术创新等话题。 目前,国家能源局正在会同相关部门加紧风电接入电网和市场消纳研究,其中就着重提出电网受端省区的低风速风电开发和电网消纳问题。可以肯定,未来将加大这些低风速地区的风电装机规模目标,作为大基地接入大电网之外的电网开发格局的有效补充,这些省区的发展目标有望从不足10%提高到20%,并鼓励分散接入电网。这意味着,我国“十二五”规划提出的1亿千瓦风电装机目标中,将有至少2000万千瓦的份额属于低风速风电开发。 据统计,全国范围内可利用的低风速资源面积约占全国风能资源区的68%,且均接近电网负荷的受端地区。而目前国内的风电开发集中在“三北”(西北、东北和华北)、东南沿海等风资源丰富的高风速地区,低风速区的风电开发几乎处于空白。在风能资源较好地区的风电开发受限于并网瓶颈而不断“弃风”的背景下,低风速区风场开发逐渐引起各方关注。 |
国际电力网 | 中国能源报 | 刘文颖 | 2011-08-18 | 低风速 风电 |
289 | 2017-09-18 05:06:07 | 标杆电价PK“金太阳”? | 2011-08-17 | 标杆电价政策出台前,有相关部门领导曾将我国支持太阳能光伏发电发展的政策比喻为“两条腿走路”,即通过“特许权招标”和“金太阳”两大政策推动国内光伏产业发展。 8月1日,国家发改委发布《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》后,国家能源局相关负责人已明确表示,暂无第三轮特许权招标工作计划,这意味着原有的“特许权招标”将被“标杆电价”所取代。 有业内人士开始猜测,新近出台的标杆电价政策在补贴力度上不可谓不大,这将促使企业因逐利本性而轻视已连续开展三年的“金太阳”市场,转而将更多精力投向看似投资回报更大的标杆电价市场。 两大政策支持下的光伏项目,究竟哪种盈利性更好?面对这两大政策及其支持下的光伏市场,国内光伏企业应作何选择?带着问题,本报记者近日对业内专家和企业进行了采访。 盈利空间较接近 中投顾问新能源行业研究员沈宏文亦认为,在缺少相关条件的情况下标杆电价项目和“金太阳”项目不具有可比性。 “这是因为标杆电价项目的利润来源于发电成本和标杆电价确立的上网电价之间的差额,而‘金太阳’项目利润来自于度电成本和上网电价之间的差额。”沈宏文解释说,如果在某一特定具体地区建设光伏发电项目,按照标杆电价的标准可以较为准确的核算利润总额;但是按照“金太阳”工程的实际利润具有不确定性。 沈宏文的观点得到了尚德电力媒体公关部经理张建敏的认同。张建敏表示,受项目所处区域光照资源条件不同及招标价格不确定性大等因素影响,目前无法比较这两类项目盈利性之优劣。 在中国可再生能源学会副理事长孟宪淦看来,虽然这两种政策模式下的项目在盈利性上缺少可比性,但也可进行大致核算。他为记者算了一笔账:“‘金太阳’类项目在中东部实施更有经济性,因为东部地区工商业用电价格较高,所以考虑的情况是在年发电小时为1100小时的额情况,在这种情况下发电成本是0.8元—0.9元/度,其设想的毛利率(内部收益率)是8%—10%;而标杆电价项目在西部实施盈利效果更好,据专家测算,在年发电小时数达到1500小时的情况下,也能达到8%的毛利率。” 因此,粗算起来,这两种模式如分别在中东部和西部地区实施,有比较接近的盈利空间。 湖南神州光电能源有限公司总工程师赵枫指出,标杆电价和“金太阳”这两个政策并不矛盾,对促进光伏产业发展而言都是好事,只不过补贴的方式不同。“标杆电价是对发电项目所发上网电量进行的补贴,‘金太阳’则是在项目建设所需设备和投资进行的补贴。”赵枫说。 对此,沈宏文却有自己的看法。沈宏表示,标杆电价适用于一切非特许权招标项目和未享受中央财政资金补贴的太阳能光伏发电项目,随着国内光伏市场的启动,这类项目所占比例将会大幅提高,所涵盖的范围也将更加广泛。相对而言“金太阳”政策所覆盖的范围较为狭窄。此外,标杆电价政策清晰,企业可以根据自身实力预测实际利润,而“金太阳”工程带来的恶性竞争往往导致企业无利可图。 “这在一定程度上会导致‘金太阳’工程进一步成为‘鸡肋’,进而被进一步冷落。”沈宏文对记者说。 企业应将重心放在标杆电价市场 沈宏文表示,在标杆电价项目和“金太阳”项目之间,他更加看好标杆电价项目。 “无论是国外的光伏发展情况,还是国内的风电发展情况都已经证明,标杆电价是推动新能源快速发展的最有效方式。”沈宏文指出,“金太阳”项目的主要作用是推动光伏市场的启动和成本的下降,随着国内光伏市场的逐步成型,以标杆电价为主要激励措施的光伏项目更具发展前景。 据沈宏文预测,在初定的“十二五”1000万千瓦光伏总规划中,标杆电价项目至少会占据半壁江山,而“金太阳”项目的比重可能不超过四分之一。他提醒国内光伏企业,应当按照成本收益率合理竞标“金太阳”项目,但应把重心放在标杆电价市场上。 在孟宪淦看来,标杆电价和“金太阳”这两种政策各有其适用区域,应区别对待,同样重视。“其实这两个政策各有侧重,‘金太阳’侧重中东部,标杆电价则侧重西部。” 有鉴于此,孟宪淦建议企业要根据自身条件和实际情况,决定在哪块市场有所作为。“可通过项目实践,来了解自己更擅长经营哪类项目,以及哪类项目的投资回报率更高。”孟宪淦同样认为,“十二五”期间,从市场比例看,西部标杆电价市场要比“金太阳”大,因此企业要考虑到主要的市场需求,力争多做标杆电价项目。 标杆电价与“金太阳”应有机结合 孟宪淦认为,虽然这两个政策都是通过补贴的形式来支持光伏产业发展,但是“金太阳”的补贴模式却不尽合理。 “对于标杆电价项目而言,企业是通过卖电来收回投资的,因此其必然会注意电站质量和管理。”孟宪淦继续表示,“金太阳”项目就不一样,是在建设之初便拿走补贴,其后继问题比较让人担心。 “因此从合理性来看,‘金太阳’一次补贴的办法不是最好的,用上网电价进行政策支持更好一些。当然,更理想的情况是最终‘金太阳’也走标杆上网电价的模式,这样便可保证电站质量和长期使用。” 对于这种理想的最终模式,赵枫持认同观点。他对记者说,“实际上,一些欧洲国家在支持光伏发电方面,便既有‘金太阳’这样的设备补贴,也有标杆电价这样的电价补贴。如果我国能将这两个政策综合起来使用,使“金太阳”项目也可享受上网电价的补贴,那样无疑将更有利于整个产业的快速发展。” 国家发改委能源研究所副所长李俊峰表达了同样的观点。他认为,标杆电价政策对于大规模并网光伏电站项目比较合适,“金太阳”政策更适合于与建筑相结合的、自发自用分布式项目,两者都适合中国国情。“我们也一直在呼吁,能够将这两种方式进行结合,尽快成立财政补贴性质的可再生能源基金,这样可与已有的可再生能源附加费制度相结合,以便于按照各类可再生能源的技术特点进行补贴。”李俊峰对《中国能源报》记者说。 “早期通过‘金太阳’等示范工程促进企业降低成本以启动市场,中期通过标杆电价推动市场快速成长,最终实现光伏平价上网,这是国内光伏市场发展的思路。”沈宏文向记者解释说,为达到加快国内光伏市场发展的目的,目前有必要对这两类政策进行合理调整。 在沈宏文看来,“金太阳”工程的主要作用已经显现出来,而“金太阳”政策实施过程中出现的一系列问题需要政府及时予以调整;与此同时,标杆上网电价正在成为推动国内光伏市场发展的主要推动力。“在具体调整中,政府应当将标杆上网电价作为主要政策,并将之不断细化,根据不同区域的光照条件制定不同的标杆电价;对于‘金太阳’政策,要根据项目发展情况适时调整招标方式。“沈宏文最后说。 |
国际电力网 | 中国能源报 | 李永强 | 2011-08-17 | 电价 金太阳 太阳能 光伏发电 |
290 | 2017-09-18 05:06:14 | 国内煤电产业一体化效果初显 | 2011-08-16 | 近期,多家煤炭企业和电力企业陆续发布了2011年中报,受益于一体化整合,煤炭企业的发电业务和电力企业的煤炭业务都在营收方面出现大幅增长。 虽然上半年煤炭价格一直高位运行,但多家煤炭企业由于主营业务成本的大幅上升,盈利空间反而缩小,利润率普遍下降。值得注意的是,煤炭企业的发电业务却逆势增收。报告显示,太原煤气化公司、西山煤电和阳泉煤业等公司上半年煤炭业务板块的营业成本同比分别上升30.42%、37.64%和23.25%,其电力业务营业收入增幅达到49.93%、48.19%和8.85%。 靠一体化增收的除了煤炭企业还有电力企业。国投电力上半年实现营业收入96.08亿元,同比增长26.75%;煤炭业务实现营业收入11.36亿元,同比增长77.66%。 业内人士分析认为,煤炭企业和电力企业实行煤电一体化,充分发挥各自的资源优势,是其能够逆势增收的主要原因。卓创资讯煤炭分析师耿珍认为,煤电一体化对解决煤电矛盾作用非常大,对电力企业来说收购煤矿,减少了成本压力也就减少了亏损;对煤炭企业来说可以实现多元发展,而且因为煤炭企业处于卖方市场,所以地位更有利。煤炭专家李朝林也指出,煤、电整合之后,原来一个行业的利润变成煤炭和电力两个行业的利润,对改变市场垄断有一定作用。 在2009年煤电矛盾凸显时,煤电一体化进程就开始了。在我国,煤炭和电力的关系密不可分。现在,中国电力企业已成为中国煤炭的最大用户,预计到2050年燃煤电厂仍然要占50%左右。因此,为了提高煤炭工业和电力工业的经济效益,煤炭、电力要协调发展。但是,现在由于“市场煤、计划电”造成的煤电矛盾难以化解,在国家煤电联动政策实施不畅的情况下,实行煤电一体化无疑是解决这一矛盾的可行之策。 不过,一体化过程中也存在多重障碍。李朝林认为主要问题是体制。他表示:“在政策上,电力行业占优势,优惠多;而在市场上,煤炭企业占优势,效益好,但是现在国内市场不规范,竞争不充分,管理不完善等问题比较严重,所以对实施煤电一体化是一大障碍。耿珍则认为,对电力企业来说,一是运输问题,主要体现在煤炭的运力不足;二是电企在开发煤矿时遇到的安全、技术设备、前期资金投入及环境保护等问题无法得到及时解决。 |
国际电力网 | 北京商报 | 北京商报 | 2011-08-16 | 煤电产业一体化 |
291 | 2017-09-18 05:06:15 | 中国光伏发电数年内可望平价上网 | 2011-08-15 | 随着光伏发电规模扩大和成本降低,再加上常规电力价格的逐渐上涨,中国光伏发电有望在2015年实现终端消费侧的平价上网,2020年实现发电侧的平价上网。 这一预测,来自中国资源综合利用协会可再生能源专委会(CREEC)及中国可再生能源企业家俱乐部(CREEC)共同完成的《中国光伏发电平价上网路线图》研究报告。 研究项目召集人之一、国家发改委能源所研究员王斯成在8月12日举行的报告发布会上指出,随着技术进一步提升和装备的全面国产化,到2015年,初投资达到1.2万元/千瓦,发电成本小于1元/千瓦时,中国光伏产业首先在配电侧,即终端消费侧实现平价上网是完全有把握的;到2020年,初投资达到1万元/千瓦,发电成本达到0.60元/千瓦时,在发电侧达到平价上网也是完全有可能的。 这一结论是基于2009年光伏发电上网基准价为1.50元/千瓦时,此后每年下降8%;常规发电上网价为0.34元/千瓦时,每年上涨6%的理论模型计算得出的。 其中,工商业用电2009年平均价格0.81元/千瓦时,若每年上涨6%,到2014年工商业用电价格将超过光伏发电上网电价,率先实现平价上网。 该路线图与此前欧美等国提出的时间表大体一致。 由于光伏发电成本高昂,中国本土的光伏装机仍较为缓慢。报告称,至2010年全国光伏并网发电总装机容量预计仅为600MW(兆瓦)左右。 “在过去的几年里,借助国外市场拉动,我国的光伏产业也得以迅速发展,至今已成为世界最大的太阳能电池生产国,产量占世界总量的一半以上。与之相比,国内市场规模尚小,需求仅占电池产量的百分之五。供需的巨大反差,亦使得产业中人喜忧参半。”原全国人大环境与资源保护委员会主任委员、中国可再生能源企业家俱乐部顾问委员会主席毛如柏在报告序言中表示。 此前,中国的光伏发电特许权招标项目使光伏发电上网电价从2008年的4.00元/千瓦时迅速降至2010年10月的1.00元/千瓦时以下。但报告指出,按内部收益率8%计算,2010年中国光伏发电较为经济合理的含税上网电价应为1.45元/千瓦时;即使将投资大幅度压低,内部收益率降为6%,上网电价仍应为1.173元/千瓦时,远高于特许权招标时报出的价格水平。 报告认为,超低价中标不利于光伏发电行业的健康发展,并提出了光伏发电实行固定电价政策的建议。从德国和西班牙等国家的经验和教训来看,成功的固定上网电价政策意味着制定适当的上网电价,同时形成上网电价随发电成本变化而调整的机制。 在这份历时一年、由美国能源基金会和世界自然基金会提供支持的报告即将发布时,国家发改委价格司7月24日公布了新的太阳能光伏发电标杆上网电价政策,按项目核准期限,含税价格分别定为1.15元/千瓦时和1.00元/千瓦时。 对此,王斯成分析指出,全国实行单一的标杆电价是否合理仍有待商榷,目前看仅西部七省有利可图,但毕竟是朝着正确的方向迈出了可贵的一步,此举可能带动光伏产业大发展。 国家发改委能源研究所副所长李俊峰对此持有更为审慎的态度,他认为未来政策应该与光伏发电行业发展规模、实际水平相适应。“如果产业变得疯狂,则政策将失去意义”。 |
国际电力网 | 财新网 | 蒋昕捷 | 2011-08-15 | 光伏发电 上网电价 |
292 | 2017-09-18 05:06:19 | 太阳能发电期盼发出“黄金效益” | 2011-08-10 | 记者9日从南京市江宁区了解到,由江宁中电电气集团、南京铁投度身定做的全球最大光伏建筑一体化项目南京南站太阳能屋顶,将于9月底并网发电。 记者9日登上60米高的南京南站屋顶看到,南北两侧无柱雨棚上银灰色的光伏板层层叠叠,如同给站房披上了一层铠甲,十分壮观。南京中电电气研究院院长贾艳钢介绍,该项目铺装面积达12万平方米,装机容量10.67兆瓦,运营期25年,就近上传电网,如果按每户家庭每天用电2千瓦时计算,投用后可同时满足上万家庭使用。 与化石能源电相比,太阳能电被称为“黄金电”,好处自不用说。然而现状却是,国内光伏产品绝大多数出口。国内10兆瓦以上功率的并网电站只有甘肃敦煌、宁夏石咀山等少数几个。而在东部沿海城市,太阳能只能用在楼顶热水、路灯照明等领域,利用光伏发电还显得遥远。 “客观地说,国内光电应用还面临技术瓶颈。”南京玻纤院光伏专家介绍,他们基地太阳能试验电场的发电成本最低已达1元/千瓦时,高于火电价格,如能降至0.1美元/千瓦时(相当于人民币0.64元),是划算的。专家预计到2020年前后,技术上可实现这一目标。 光电应用自然需要政策支持,欧盟、日本鼓励居民在楼(房)顶、外墙安装太阳能发电装置,给予很高的补贴,其中德国补贴比例高达30%-40%。 要让光电真正成为“黄金电”,还要解决生产和需求的脱节。专家介绍,全球只有我国和西班牙将光电生产和需求割裂开来。光电应用出路还在贴近“需求侧”,解决我国电力供需的结构性矛盾西北光电、风电富余,“送过来”不经济,可以将东部地区高耗能的电解铝、炼钢、水泥产业转移过去;而东部电力紧张,可结合屋顶工程、建筑一体化发展光电,既节省用地,又节约能源。 在“需求侧”推进建筑一体化光伏项目,我省除南站外,南京科技园、盐城先锋岛也在建设。此外,我省光伏企业还为内蒙古大草原上难以通电的1000户牧民装上风光互补发电设备,每户只需几万元,就能保障空调、彩电、冰箱用电。 内蒙古牧民能享受的清洁能源,城市居民却用不上,这一反差让我们看到:要推广绿色、无污染的太阳能电,当前比政策支持、技术突破还要紧要的是,打破供电体制障碍和光电应用中的瓶颈。 |
国际电力网 | 新华日报 | 顾巍钟 | 2011-08-10 | 太阳能发电 光伏 |
293 | 2017-09-18 05:06:29 | 多家煤企发电业务营收逆势增长 | 2011-08-10 | 近日,包括阳泉煤业、冀中能源、西山煤电等近10家煤炭企业陆续披露2011年中报,尽管这些公司上半年总体业务营收和净利润同比均稳定增长,但由于生产成本显著上升,导致煤炭业务利润率普遍下降。而受益于国家鼓励“煤电一体化”政策,凭借煤炭资源优势,多家公司的电力生产业务营业收入明显增长。 煤炭业务成本上升明显 在近期煤企发布的中报数据中,煤炭业务成本明显上升成为企业共有的特点。阳泉煤业、西山煤电和煤气化等公司上半年煤炭业务板块的营业成本同比分别上升30.42%、37.64%和23.25%,山煤国际更是高达139.98%。 这一现象在中国煤炭工业协会近期公布的上半年煤炭经济运行数据中也得到了印证。上半年,国内90家大型煤企主营业务成本达8030亿元,同比增长39.8%。对于成本上升的原因,中煤协分析认为,主要是受工业品价格上涨、煤矿安全标准提高、职工收入增加、存贷款利率调整、环境治理投入加大等多种因素叠加的刚性推动。 上述多家公司均在中报中表示,尽管煤炭生产业务依旧是公司业绩增长的主体,上半年营业收入也实现了普遍增长,但成本的上升已成为企业的现实压力。 中央财经大学教授邢雷对记者表示,作为上游行业,煤炭企业上升的成本或将转嫁到下游发电、钢铁等企业身上,这将增强下半年国内市场煤价上升的预期。近期国内电煤的市场需求出现快速增长态势,电煤涨价的预期或将提前到来。 发电业务逆势增收 值得注意的是,在目前国内火电厂普遍亏损、身陷经营困境的背景下,煤炭企业的发电业务竟然逆势增收。在发布中报的煤企中,多家公司上半年发电业务营收均达近亿元,且同比增长明显。 西山煤电上半年电力热力业务合计实现营收9.52亿元,同比增长48.19%;煤气化上半年电力创收359万元,同比增49.93%;阳泉煤业电力创收7060万元,同比增长也近10%。 分析指出,煤炭企业拥有的煤炭资源优势,是其电力业务能够逆势增收的主要原因。近年来,众多煤炭企业通过建设坑口电厂,发展“煤电一体化”,已从中获益颇多。中国神华作为国内煤炭企业涉足电力最深的企业之一,目前发电装机规模已突破3000万千瓦,已渐渐成为其业务收入增长中的主力板块之一。 中央财经大学教授邢雷分析,建设坑口电厂,发展煤电一体化,变输煤为输电,既可避免长距离运输,降低燃煤成本,又可实现资源的综合开发,节省建设投资,减少环境污染,并使不宜长途外运的低热值煤和洗煤厂的低热值洗中煤也得到了充分利用。因此,他认为,在国家近年来大力鼓励煤电联营的政策背景下,“煤电一体化”有望成为煤炭企业长期的业绩增长亮点。 |
国际电力网 | 中国证券报 | 郭力方 | 2011-08-10 | 发电 煤炭 |
294 | 2017-09-18 05:06:32 | 光伏国家电价出台“全国统一”有待商榷 | 2011-08-05 | 犹抱琵琶半遮面,千呼万唤始出来。 光伏上网电价终于在众人疾呼声中悄然而至。8月1日,国家发改委公布的《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》称,2011年7月1日以前核准建设、2011年12月31日建成投产、尚未核定价格的太阳能光伏发电项目,上网电价统一核定为每千瓦时1.15元(含税);2011年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目以及2011年7月1日之前核准但截至2011年12月31日仍未建成投产的太阳能光伏发电项目,除西藏仍执行每千瓦时1.15元的上网电价外,其余省(区、市)上网电价均按每千瓦时1元执行。 业内专家表示,这是往前走了一步,对光伏产业发展来说是件大好的事情,有利于加快产业健康发展,但“全国统一价”还有待商榷。 两条腿走路 国内市场迟迟没有完全开启的关键所在就是上网电价的不确定。“现在好了,对光伏发电实施上网电价,总算实现两条腿走路了。” 中电电气太阳能研究院市场总监陈良惠接受记者采访时表示,这次国家公布的标杆上网电价是在光伏业界百般期待中出台的,对整个国内光伏产业和光伏应用将产生积极的促进作用。 事实上,国家近年陆续出台了数项政策扶持光伏发电行业,包括金太阳工程示范项目、光伏发电特许权招标项目。但这些项目的重点在于建设,因此造成国内光伏发电产业难以快速启动。 而上网电价的确定,则是具有里程碑的意义。陈良惠说,这标志着国内光伏市场的真正开启。同时,能够更好地引领企业创新,企业将注意力由此前的装机量投向发电量,开始更多地关注发电量。 以一座使用寿命在25年的光伏电站为例,其投入回报期即为25年。那么目前光伏上网电价的确立则明确了开发商的总体回报,可是短期内的回报是有限的,而具体的回报额则取决于电站的发电量。这也就是说,要用最低的成本获取最大的利润。 “目前我国部分大厂的组件成本基本已降至1美元/瓦,体现在电价中即为1元/度,这将成为国内市场大规模启动的基石。”赛维LDK中国区销售总监姚峰分析表示。 目前全国统一的光伏上网标杆电价的确立,对于光伏产业链上的各大企业来说均是重要利好。中投顾问新能源行业研究员沈宏文告诉记者,首当其冲的是光伏电站开发商将获益良多。“光伏上网电价已经确立,电站开发商的基本收益得到保证,避免了以前‘赔本赚吆喝’的尴尬处境。”同时,光伏组件价格亦在不断下跌,带动光伏电站建设成本随之下降,开发商的利润空间随之上升。 “当然,受益于产业规模的扩大,包括上游的多晶硅生产商和下游的组件制造商出货量也将随之增加,整体经营业绩亦将得到提升,欧洲削减光伏补贴造成的负面影响将会减弱。”沈宏文说。 “现在已经是两条腿走路了,这是进步,但其中一条腿还需要慢慢长起来。”江苏省光伏产业协会魏启东教授话语间流露出了这样一份期待。 谈不上爆发 此次公布的光伏上网电价实行的是全国统一标准,这也是业界普遍认为“不合适”之处。 “没有进行分类,没有划分区域。”一直在做光伏市场开发的陈良惠坦陈,光伏发电分很多种类,其中金太阳示范工程和用户侧并网发电系统项目受建设成本相对较高的影响,此次电价的确定则不会对其产生太大的影响。 表达同样看法的还有陈良惠。他说,影响最大的是西部大型光伏电站项目,较之10年特许权招标项目,价格高出16.1%—57.8%,由于规定项目须在2011年年底前完工,由此将迅速引爆已批准尚在建的项目。 “目前光伏组件行业平均成本约在每瓦9—10元左右。新的光伏上网价格的推出,将会刺激国内光伏装机容量的快速增长,一定程度上消纳国内过剩的光伏组件。”沈宏文说,但是由于国内超过90%的光伏组件用于出口,过剩的光伏组件数量较大。相对而言国内光伏市场刚刚启动,虽然增长速度较快,但是短期内难以容纳大量的光伏组件库存。 “此外,由于我国区域性差异,日照时间也存在较大差异,因此东西部间的发电量肯定存在较大差异。”陈良惠认为,如果能更细致地来制定上网电价,那么将刺激更多投资者投入到这一领域,也有利于产业健康发展。 这点也是魏启东认为“不合适”的地方。他说,从日照时间来看,东部几乎比西部差了一倍左右,在西部建设地面电网成本在1.5万元/千瓦时左右,基本8年到9年就可以收回成本,但是对东部而言,建设成本可能在1.8万元/千瓦时左右,那么就可能要20年才能收回建设成本。 “由于‘一刀切’的上网标准,可能导致光伏产业重蹈风电覆辙,即大量光伏电站开发商涌往光照丰富的西北地区,但是受电网容纳能力影响而无法上网,从而造成光伏电站闲置。”沈宏文认为,各地方政府应当将中央政府的政策与当地的具体情况相结合,制定适合本地光伏产业发展的补贴政策。 “光伏制造业在国内已经实现了爆发式发展,至于光伏发电能否实现爆发式发展,从目前政府出台光伏上网标杆电价的积极举措来看,快速发展是完全有可能的。”沈宏文认为,在光照条件丰富的西北地区,将会有大批企业赶在年底之前抢装光伏电站,以获取每千瓦时1.15元的补贴,这对于开发商来说是颇具吸引力的。 |
国际电力网 | 中国企业报 | 陈玮英 | 2011-08-05 | 光伏 电价 |
295 | 2017-09-18 05:06:42 | 专家呼吁提高补贴额 | 2011-08-05 | “对于民营企业来说,即便是1.15元/千瓦时的光伏标杆电价,也不是很容易盈利的。”昱辉阳光首席执行官李仙寿在日前参加一个浙江省光伏产业内部讨论会上,对记者说。专家们也建议,除了提出光伏标杆电价之外,还应该积极研究如何将可再生专项资金予以充实,从而真正带动国内光伏产业的大规模发展。 民企称难获回报 李仙寿指出,尽管国家据不同情况,出台了1.15元/千瓦时、1元/千瓦时的光伏电价,但从公司现有在建项目看,盈利并不算特别好。 此前,青海省已表示,只要在9月30日之前安装完毕的光伏项目,就能享受1.15元/千瓦时的上网电价,鼓励企业在青海安装电站。“据我了解,一共有20多家企业参与了这次1.15元/千瓦时的光伏电站项目安装,但最后中标的企业只有正泰、昱辉阳光和尚德等寥寥几家民营企业,其他都是国有企业或者央企。我们开始都想放弃了,但是后来考虑到规模只有20兆瓦,也不算很大,所以还是坚持了下来。”李仙寿说,公司经过对各方面条件测算后发现,企业获得的青海项目内部收益率在7.5%,“对于民营企业来说,这种收益率是相当低的。” 国家发改委能源研究所所长李俊峰也透露,“有的企业做得好,可达到10%内部收益率,有的可能只有6%。”国家发改委能源研究所研究员王斯成认为,比较可行的回报率应至少有8%的内部收益率。 另一家光伏企业高层则表示,光伏电站项目,目前并不是一个高回报的行业,假设做了一个光伏电站,今后国家出台更好、收益更高的电价,那么企业可以将原先做好的电站样本展示给潜在客户。这是一个长期效应。” 如何支持? 李仙寿希望浙江民营企业不要去参与收益率不高的光伏电站项目,但是如果国家、地方政府还有一系列配套措施出现的话,那么可能他也会改变观念。 从国家配套政策看,王斯成建议,国家应提升可再生能源附加(补贴)(下称“附加”)。 按照发改委的最新标杆电价政策规定,光伏发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分,通过全国征收的附加来解决。这意味着,假设某地区的脱硫上网电价是0.4元/千瓦时、光伏标杆电价为1元/千瓦时,其中的差价0.6元/千瓦时需要从这一附加里提取。 王斯成表示,2009年、2010年我国的电力装机为800G瓦和900G瓦,年提取4厘钱/千瓦时,附加有100多亿元,到了2011年,附加约为153亿元。不过这笔钱到底够不够用来配合光伏电价的执行,还要打一个问号。 浙江正泰新能源科技发展有限公司总经理仇展伟告诉记者,目前浙江省的上网电价是0.46元/千瓦时,此外该省有一个0.7元/千瓦时的补贴政策,也就是说,该省的光伏电站可获得1.16元/千瓦时的上网电价,但该政策暂时没有落实。 据王斯成测算,如果国家在东部实行1元/千瓦时的标杆电价,那么除了北京可能有可行性之外,浙江、上海、江苏、江西、海南、广东、山东、湖北、福建等16个省市自治区都是无法盈利的。 招商证券研究员汪刘胜也指出,关键还是在于企业通过自身成本的降低来保证电站的盈利。“现在中国没有哪一个公司能够比美国第一太阳能的组件成本低。因而,如果政府各方面的政策都太好的话,反而会阻碍光伏技术的进步、增加企业的惰性。从长远角度看,中国的光伏电价必须要更接近于火电脱硫电价,也就是说要越来越低才行,光伏产业也才可能得到普及。” |
国际电力网 | 第一财经日报 | 王佑 | 2011-08-05 | 光伏 电价 |
296 | 2017-09-18 05:06:43 | 欧洲海上风电回暖 英国俨然成领跑者 | 2011-08-03 | 据英国绿色商业网站报道,7月27日欧洲风能协会(EWEA)发布年中统计报告称,欧洲海上风电市场回暖。同比2010年,今年上半年欧洲海上风电装机总量增长了4.5%,增幅“适当”。 统计数据显示,截至6月末,欧洲共有49个海上风场的1247台风机完全并入电网,总发电量达到3294兆瓦。尽管今年上半年新增的风机数量少于去年同期,但由于风机趋向大型化,因此发电量超过了去年同期。 报告称,越来越多的银行开始愿意出资支持欧洲海上风电项目。预计,今年将有大约30亿欧元来自银行的资金进入这一新兴产业。该报告还表示,今年年内将有3到5个项目交易完成,这其中,银行的资金支持将达到创纪录的30亿欧元。另据该报告透露,目前已经有超过20家金融机构获得了企业信贷委员会的批准,未来可以参与海上风电项目。 EWEA首席执行官克里斯蒂安·科亚尔在谈及上述数字时表示,欢迎这些机构的加入。但他同时警告称,欧洲海上风电市场“仍然不甚稳定”。他说:“海上风电领域目前已经走出了金融危机的阴影,但是仍然面临着普遍性的经济危机带来的潜在威胁。虽然海上风电行业仍然需要继续吸引越来越多的大型机构投资者投资,不过,可喜的是,我们已经可以看到,愿意为其提供资金的银行的数量正在稳步增长。” 根据EWEA的这份报告,无追索权借贷是海上风电产业资金来源的一大“贡献者”。数据显示,预计到今年年末,将能提供建设所需资金的近50%。其他对市场贡献较大的投资计划包括,英国绿色投资银行此前的注资,以及最近公布的、德国KFW基础设施银行提出的50亿欧元的投资规划。 值得一提的是,根据EWEA的报告,今年上半年英国目前俨然成为了欧洲海上风电复兴的市场引领者。英国不仅在海上风场的建设数量上超过了其他国家,更是几乎包揽了上半年欧洲建成的所有海上风机。 数据显示,今年前6个月,欧洲海上共建有108台风力发电机,其中101台是建在英国海域,仅有6台建在德国,1台建在挪威。英国能源与气候变化大臣休恩在接受《卫报》采访时十分骄傲地表示,这一数字显示了英国在可再生能源电力建设领域的惊人速度。“英国已经毫无疑问地成为了海上风能之家。我们拥有的自然资源和竞争优势表明,我们可以引领市场,并在竞争中立于不败之地。” EWEA指出,英国的风电计划目标远远超过了其他国家,今年上半年英国建成的风机还只是其雄心勃勃的计划的一小部分。预计待所有风场建成并网后,将能为英国提供2240兆瓦的发电能力。相比之下,德国建成的风电场的发电能力只是其1/5,约为450兆瓦。 不过,EWEA的报告同时指出,风机的建设与其并入电网之间还需一段时间。以英国为例,今年前6个月建成的风机中仅有68台风机实际接入了电网,约占总数的2/3;德国同期则只有32台风机并网。 |
国际电力网 | 中国能源报 | 中国能源报 | 2011-08-03 | 海上风电 |
297 | 2017-09-18 05:06:47 | 海上风电将掀起新一轮投资热潮 | 2011-08-03 | 由国家能源局和国家海洋局联合制定的《海上风电开发建设管理暂行办法实施细则》(以下简称《细则》)日前出台,《细则》明确提出,海上风电场原则上应在离岸距离不少于10公里、滩涂宽度超过10公里时海域水深不得少于10米的海域布局。对此,业内人士指出,潮间带的风场项目可能受到影响。不过,业内称,随着第二轮海上风电招标的启动,海上风电仍将成为融资新宠。 潮间带发电成本较深海低 “《细则》将会对潮间带风电场的影响较大。”一位业内人士这样表示。早在2010年1月,国家海洋局和国家能源局联合下发《海上风电开发建设管理暂行办法》。2010年启动首轮海上风电特许权招标,由于处于起步阶段,因此项目多设在近海和滩涂区域。在江苏省内共进行四个项目的招标,总装机规模为100万千瓦。其中,位于滨海、射阳的为近海风电项目,东台和大丰为潮间带项目。“单个风电场规划面积也普遍较大,这使我国海域开发利用面临的行业用海矛盾较为突出。” 根据《细则》,海上风电规划应与全国可再生能源发展规划相一致,符合海洋功能区划、海岛保护规划以及海洋环境保护规划。在各种海洋自然保护区、海洋特别保护区、重要渔业水域、典型海洋生态系统、河口、海湾、自然历史遗迹保护区等敏感海域,不得规划布局海上风电场。 据中国可再生能源学会风能专业委员会副理事长施鹏飞介绍,潮间带由于未涉深海,相对而言,发展风电的成本较深海发展风电的成本低。 在陆上风电大规模发展事故频现后,在传统风电企业资本市场遇冷之时,有关海上风电的消息似乎带来一丝转机。 国家电监会在今年4月和5月分别通报了上半年发生的两起风电机组大规模脱网事故,原因之一正是因为运行机组多数不具备低电压穿越能力。而海上风电的风力和风速却能维持在较为恒定的状态,明显偏低的波动性可让海上风电进入几乎“全年无休”的状态。 海上风电成融资新宠 而让业内兴奋的消息是,国家能源局6月下旬在江苏省南通召开海上风电工作座谈会,计划在今年下半年启动第二轮海上风电招标。在上述座谈会上,国家能源局副局长刘琦表示,现在已纳入政府层面的海上风电项目已达到2588兆瓦,争取在2012年前落实5000兆瓦的中期目标。 在采访中,业内企业对此满怀希望。龙源电力、华能新能源和大唐新能源等国内风电龙头纷纷表示,面对大基地项目开发潜力下降和运行维护成本增大的趋势,未来5年投资重心将逐步转向市场潜力巨大的海上风电和内陆中小型分布式风电项目。 业内预计,海上风电将会成为融资新宠。 而在此之前,从资本市场的反应看风电现遇冷迹象,从去年年底的大唐新能源到今年年初的华锐风电,以及上月的华能新能源,三大风电运营商无一逃脱上市首日即破发的命运,金风科技等被资本市场热捧的幸福时光已然过去。 亚洲开发银行寄予较高希望并称,中国计划到2020年实现3000万千瓦的海上风电目标,仅这一目标投资的成本就相当于建20个新的核电厂。未来几年,亚行将研究可以提高效率的尖端技术的价值,为大型的海上风电、小型离网风电和太阳能混合项目融资。 |
国际电力网 | 亮报 | 亮报 | 2011-08-03 | 海上风电 |
298 | 2017-09-18 05:06:53 | 上网电价标杆化撬开国内光电市场 西部受益最大 | 2011-08-02 | “光伏产业将迎来长期利好。”业内人士认为,政府出台的全国统一性的标杆上网电价,早于市场普遍预计的2012年-2013年。 近年来国内光伏产业主要依靠德国、意大利光伏需求的拉动。据统计,2010年我国光伏组件产量约8GW,占全球市场的约50%,但2010年仅有520MW用于国内光伏装机,比例约为6%。 今年上半年,德国、意大利两国对光伏产业的补贴政策出现变动,直接造成全球光伏市场需求萎缩,光伏产业链全线产品大幅跌价。年初至今,多晶硅跌价超过20%,硅片跌价超过30%,电池片跌价30%左右。 分析人士指出,此次新政策有利于改变我国光伏企业对国外市场的过度依赖。事实上,国内光伏市场容量巨大。国家能源局正制定的新能源“十二五”发展规划中,将“十二五”光伏装机目标上调至10GW,年均装机量为2GW。到2020年,我国光伏装机目标可能大幅上调至50GW。 受益于全国统一光伏上网电价政策出台,海通集团、乐山电力、精功科技、东方电热、超日太阳等光伏产业相关上市公司的股价明显上涨。 有券商研究员则认为,新政策的出台,对估值的影响远大于业绩。其原因在于,光伏是一个全球性市场,尽管国内市场启动,但是由于基数较低,政策对今年业绩的影响较小,国内市场将在2012年后真正释放需求。 |
国际电力网 | 中国证券报 | 中国证券报 | 2011-08-02 | 上网电价 光电 光伏 |
299 | 2017-09-18 05:07:02 | 光伏标杆上网电价出炉 五大电力集团受益 | 2011-08-02 | 一、光伏应用市场真正启动 国家发改委1日宣布制定全国统一的太阳能光伏发电标杆上网电价,按项目核准及建成时间的不同,上网电价分别核定为每千瓦时1.15元和每千瓦时1元。这意味着业界期待多年、对光伏市场启动有着标志意义的上网电价政策(又称“固定电价政策”)正式出台。 国内光伏扶持政策获重大突破 “这次政策最重大的意义不在于上网电价多少,而在于政策出台本身。”中国可再生能源学会副理事长孟宪淦1日在接受记者采访时表示,固定电价政策是全世界最普遍通行的光伏发电扶持措施,也是多年来推动欧洲光伏应用大规模发展的主流政策。它在中国的推出是国内光伏扶持政策的一个重大突破。 在他看来,过去中国没有这么一个政策,因此光伏市场发展也相对缓慢,但如今有了一个统一的标杆电价,先不论电价高低,至少对光伏行业是个好事情。 “这次政策的出台时间也比我们预期得更早。”孟宪淦说,“原先业界普遍预计2015年前中国能将光伏投资控制在每千瓦15000元,光伏发电上网电价能控制在每度电1元,2020年则能将每千瓦光伏投资控制在10000元,光伏发电上网电价则能降低到在每度电0.6元。” 对此,长江证券分析师邹戈表示,此次全国统一性标杆上网电价的出台时间早于市场普遍预计的2012年到2013年。 “我们认为此举具有里程碑意义,标志着国内光伏市场真正启动。行业对比发现,上网电价法出台以后,国内的风电市场启动;跨国对比发现,上网电价法出台以后,德国、西班牙、意大利的市场才开始爆发。”邹戈说。 中国太阳能学会常务理事、国家金太阳工程审核专家李安定则告诉记者,当前光伏发电成本已经大幅下降,出台上网电价政策正当其时。 标杆电价并非一成不变 在此前的多次行业论坛和会议上,几乎所有与会的光伏企业负责人与行业专家都认为:只有上网发电才是决定国内光伏产业命运的最重要政策。而光伏上网发电最大的瓶颈在于上网电价。如果电价过高,则光伏发电相比火电没有竞争力;过低的话,则光伏企业无力承受。 对于发改委发布的文件,国内一家大型光伏企业管理人士昨告诉记者,在西部地区执行1.15元/度的上网电价,即便和欧洲补贴政策相比也不差,这对业主和组件生产商都将带来巨大刺激,对上游产业也将带来极大拉动。 “即便是每度电1元的话也是在合理范围内,但需要组件厂配合业主。对一些成本控制较好、具规模优势的大厂来说应该不成问题。”该人士说。 但李安定表示,统一标杆电价的推出虽然是一大进步,今后还有必要按照不同的地区确定不同的电价,“毕竟,不同地区的光照条件也不一样,光伏发电的成本回收周期也不一致。” “当然,这一标杆电价并不是一成不变的。”孟宪淦指出,文件中已经明确,发改委将根据投资成本变化、技术进步情况等因素适时调整标杆电价,这也是国际上通行的做法。 业内人士指出,光伏产业链上的多家公司,如海通集团、南玻A、乐山电力、新大新材等都将从中受益。 二、光伏标杆上网电价出炉 地方补贴短期难引退 千呼万唤声中,被业界看作光伏市场启动关键的光伏标杆上网电价终于出台。8月1日,国家发改委发布《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》,明确今年7月1日前后核准的光伏发电项目的上网电价分别为每千瓦时1.15元和1元。 分析人士认为,标杆上网电价虽然低于各地标准,但这标志着国内市场真正启动,利好光伏产业发展。 根据通知,今年7月1日以前核准建设、2011年12月31日建成投产、发改委尚未核定价格的太阳能光伏发电项目,上网电价统一核定为每千瓦时1.15元;今年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目,以及今年7月1日之前核准但截至今年12月31日仍未建成投产的太阳能光伏发电项目,除西藏仍执行每千瓦时1.15元的上网电价外,其余省(区、市)上网电价均按每千瓦时1元执行。发改委还表示,将根据投资成本变化、技术进步情况等因素,适时调整光伏标杆上网电价。 光伏标杆上网电价,低于此前部分地方确定的光伏电价标准。据记者了解,江苏规划每千瓦时1.4元,青海省是每千瓦时1.15元,山东省标准略高,计划2010年投产的电价是每千瓦时1.7元,2011年投产的电价是每千瓦时1.4元,2012年投产的是每千瓦时1.2元。 尽管低于地方标准,但标杆电价的出台意义依然重大。此前,我国对光伏产业的扶持,一直停留在补贴安装上,如推出“金太阳”工程等,上网电价问题却迟迟没有解决。 华泰联合证券分析师孙立平认为,市场对发改委的定价可能偏低早有预期,但考虑到地方政府或有所补贴,所以短期对企业影响不大。此外,较低的基准定价对企业的影响会由于企业控制成本的能力而有所不同,因此有助于加速光伏行业优胜劣汰的过程。 长江证券报告也将此举看作是国内市场真正启动的标志,因为光伏标杆电价的出台时间早于市场普遍预计的2012年-2013年。而且从经验上来看,上网电价法出台以后,国内的风电市场正式启动。 但不可忽视的是,由于标杆上网电价与光伏发电成本相比还有一定差距,地方财政仍存在一定的压力。据业内人士测算,以青海为例,该地区计划的光伏发电安装总量为800兆瓦,若按照1.15元/千瓦时的上网电价标准,则需补贴130亿,对于财政收入在200亿元水平的青海来说,有一定难度。 在标杆上网电价出台的同时,太阳能产业的发展路线图也越来越清晰。据记者了解,有关部门拟定到2015年,太阳能装机容量达到千万千瓦以上,光伏发电在用户侧实现平价上网;到2020年,太阳能撞击容量达到4000万千瓦以上,实现发电侧平价上网。 三、光伏标杆电价“统一价格”出炉 五大电力集团受益 国家发展和改革委员会网站8月1日发布《国家发展改革委关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》(下称《通知》)称,今年7月前核准建设、年底前建成投产且尚未定价的光伏项目,上网电价为1.15元人民币/千瓦时(含税);7月及以后核准的,及7月之前核准但截至年底仍未建成投产的太阳能光伏发电项目,除西藏仍执行每千瓦时1.15元的上网电价外,其余省(区、市)上网电价均按每千瓦时1元执行。 根据《通知》,今后,光伏发电标杆上网电价将由国家发改委“根据投资成本变化、技术进步情况等因素适时调整”。 此前,中国的光伏发展相对缓慢,缺乏固定的上网标杆电价被认为是主因。业内人士认为,此次发布的光伏发电标杆上网电价政策,虽然在一些核心细节上仍待完善,但对于开启中国的光伏应用市场将起到决定性的作用。 受消息影响,昨日光伏板块股票出现了一波上涨:多晶硅龙头企业保利协鑫收涨4.78%;超日太阳涨6.62%,天威保变涨2.9%;向日葵涨1.9%。 不过,有业内人士分析,此次出台上网标杆电价对上游的制造企业利好有限,下游的运营商将是实际的获益者。 中国光伏发电标杆上网电价昨日出炉,将实行“统一价格”。 启动光伏应用市场 “之所以现在才推出,是因为对光伏的经济性此前有所担心。但是最近这两年地方政府、相关行业都有很高的积极性,光伏设备的成本下降很快。”中国可再生能源学会光伏专委会的一位负责人在接受记者采访时称。 此前,中国在光伏发展政策上门类繁多,但偏偏缺乏明确的上网标杆电价。由于没有准确的盈利预期,同时支持力度偏小,因此光伏运营商在投资时颇为谨慎。 对于存量的1.15元的光伏标杆电价,以及增量的1元的光伏标杆电价,一家国际排名前十的光伏组件制造企业相关人士称,“我们曾经测算过,在青海、西藏这样光照条件优良的地区,按照系统每瓦16-17元的样子,按照8%的内生利润率,成本在0.9元/度。1元/度的电价可以做到微利,而1.15元/度则可以获得不错的利润。” 上述人士称,他预计在青海、西藏、内蒙古这样的省份,光伏运用市场可能会快速启动,而其他地区可能还需等待光伏发电成本的进一步下降。 不过,光伏应用市场是否会随着上网电价的出炉而迅猛启动,仍是未知数。华泰联合证券电力设备及新能源行业分析师王海生认为,这个启动,应该是从长期的时间跨度上来看的。“但短期来看,不一定能够看到一个爆发式的增长。” 王海生的理由是价格仍有一定差距。以1元/度的电价为例,相比意大利(光照情况接近中国西部)2012年底的最低水平还低30%。虽然没有规定享受补贴年限,但根据风电电价和特许权招标的规定,估计在15年左右。按此计算,则2000小时地区,为实现8%的内部收益率,系统含税成本需降至12元以下。“而现在系统每瓦成本在14-15元,所以还是非常有挑战的。” 中国除了西藏地区(1.15元/度)外,接下来对新增的光伏项目将实行1元/度的上网电价,因此未来中国的光伏装机将主要集中在西部地区。而西部地区正是电网支持较差的区域。厦门大学能源经济研究中心主任林伯强称,“如果不解决上网问题,光伏发电恐怕会走上风电老路,也就是,发电规模很大,但上网的规模有限。” 根据路透社提供的数据,中国是世界光伏电池和组件的最大生产国,占据全球光伏市场半壁江山,国内无锡尚德、晶澳、英利及天合光能去年出货量均超过1GW(1GW=1000MW,1MW=1000KW)。不过,即便按2015年中国10GW的累计光伏装机目标而言,与德国2010年单年约7GW的装机量、全球约16GW的量相比,规模仍不大。 关键细节缺失 此次《通知》中最令人意外的是,没有公布实行光伏上网标杆电价的年限,也没有公布在什么情况下开始下调上网标杆电价的条件以及幅度。而这两大问题正是最为核心的细节。 一家专注于海外光伏应用市场的运营商的相关负责人向早报记者表示,“这次居然没有提到补贴的年限。”在此背景下,要计算盈利前景是相当困难的。1.15年/度补贴1年与补贴20年是完全不同的结果。 上述国际排名前十的光伏组件制造企业相关人士向早报记者称,没有年限,要进行投资必然顾虑重重。尤其是《通知》还说电价会下调,但具体装机容量达到什么条件开始下调,逐年下调的幅度怎么定,也没说,这就相当于在头顶悬着一把剑。 “从《通知》本身来看,并不是很完善。大家的疑问很多,不断有人打电话来讨论这件事情。”中国可再生能源学会光伏专委会的一位负责人无奈地说,“还有就是地区的资源差异性。” 中国幅员辽阔,相当于27个德国的面积。可是这次中国在区域电价上却基本只有一档。“中国是否应该一个价格就覆盖大部分区域呢?”上述负责人称,最终的结果估计就是光照条件好的地区先发展。同时一些财力比较强的省市,比如江苏、山东这样的东部省份,可以通过对本省的光伏项目再进行补贴,以实现装机的快速发展。“但是其他光照一般、财力也一般的省份,恐怕就得等一等了。” 由于相关的细节不够详细,有的运营商在看好中国光伏未来发展前景的同时,目前只是选择观望。一家专注海外光伏应用市场的运营商负责人向记者表示,“在海外长期运营后,再深入中国项目中,突然发现中国的衔接流程有很大的问题。比如说青海说电价1.15元/度,这时我是投还是不投?补多少年?电网公司能否在动工前与运营商签订上网协议?电力公司怎么拿到钱,并最终返还给运营商?还有最后发票能不能开出来?这些都是非常实际的问题。” 一位知情人士透露,“(《通知》)应该是一个简化版的过渡性的政策。” 上述人士称,政府做这个事情的时候就是一个权宜之计。近一段时间,地方经常找国家发改委和能源局,要电价,找得它们都不堪重负了。于是就先出个临时性政策再说,接下来再摸着石头过河。因为不管怎么样,最后还有审批的权限呢,封住口就是。 “这个政策出得是对政府无比有利的。它永远也不会吃亏。因为它没有承诺什么,给出了电价,但是没有给出补贴这个电价的时限,而且还说随时可以下调。”上述人士称。 另有知情人士称,在2009年前有一段政策空当期,地方政府也可以批准光伏项目。有些企业为了跑马圈地,不惜投出0.3-0.4元每度的超低电价。然而实际运行中这些企业又不断亏损,于是又到国家发改委“求爷爷告奶奶”希望上调电价。 不过,王海生称,政策出台的大背景是,之前大家都在抱怨缺乏一个政策,现在政府就推出这个政策,然后看市场的反应。如果有问题,再调整。如果市场过度火爆,那么肯定会下调。 “这个政策本身就留了不少余地,而且留得很狠。这不像德国,德国规定了每年下降多少。中国的政策是‘可能下调’,但是下调多少,达到什么条件下调,什么都没说,不确定性非常大。一旦突然变化,市场参与者是一点办法也没有。”王海生称。 五大电力集团得利 通知出台后,凡是与光伏相关的股票几乎出现了普涨。不过业内人士分析认为,上游的制造业未来获利有限,真正利好的实际是下游的光伏运营企业。 “中国的买主,就是这些电力集团,最擅长的事情就是压价了。”王海生称,“对设备企业而言,量有多大,是非常关键的。但中国市场的体量并不大,今年估计只是占到全球5%的水平。即使明年放量了,也起不到多大的拉动作用。而价格又有这么大的压力,同时具有很高的不确定性,因此对设备企业来说促进是不大的。” 王海生认为,“在中国能够拿到项目肯定大部分是像五大电力集团这样的国有能源企业,但是每个光伏电站的装机都是相对较小的。它们不太会完全靠自己的力量来做,而是跟组件厂或者开发商合作。你们开发,我来收购。这种模式能够参与得上的企业,就能够盈利。因为建设电站的人可以压上游的价格,同时最后卖出时得到一个可以接受的价格。而它要付出的资本,总体上是可控的,所以建设方是最有利的。” 王海生打了一个比方,光伏产业链各个环节,随着进口替代完成,都在走向过剩。光伏是半导体技术的低端应用,也就是做分米级的PN结。没有特别的技术门槛。“如果光伏制造如家电,电站开发就是当年的苏宁。” 不过即使如此,运营商要想拿到项目也不是那么简单。一家专注于海外光伏应用市场的运营商的相关负责人称,青海的情况是当地发改委直接把项目划给几大电力和能源公司的。民营企业只能是通过各种合作的方式参与这些项目。“感觉这些大项目,发改委还是喜欢和大央企做。民营公司要做第一手合作还是很难。其实民营有好的技术和资金。比如青海这个项目,企业开会通知是怎么通知的?有几家民企接到通知了呢?” 一家组件产能全球前十的组件企业的相关负责人也向记者坦承,他们很看好青海的光伏发展前景。但是他们在这一市场并未取得突破。 电价附加或上调 据中国可再生能源学会光伏专委会的一位负责人称,如果中国光伏市场真正开启,资金可能会有些问题。 “不光光伏,还有风电、生物质发电。发展迅猛,肯定会造成可再生能源附加电价收上来的钱不够平衡。有两种办法,一种是有多少钱,办多少事,收上来多少,就批多少项目。还有就是上调附加征收标准。但这得考虑更多的因素,比如对国民经济运行压力,比如对物价上涨的影响。这个得宏观决策部门来研究了。”上述人士称。 王海生给出的初步判断是,“可再生能源电价附加的每度电4厘钱是肯定不够的。未来肯定要加。现在连风电都不够了。去年风电是500亿度。每度补0.3元就是150亿。但去年按照4厘钱每度,发了3亿度电,去年的可再生能源电价附加收入差不多是120亿,已经有些缺口了。我们估计今年风电装机容量会再增2000万千瓦,这是很不得了的数字,因此缺口会更大,更别说光伏还要新增一块。所以肯定要调。” 不过,也有业内人士分析,销售电价上涨1分钱都是非常大的事情。电是每个人都会用的,上调会增加通胀压力,因此政府会比较谨慎。 四、光伏发电标杆上网电价统一 光伏板块下半年或受益腾飞 国内光伏发电标杆上网电价的制定终于靴子落定。国家发改委网站昨日发出通知,制定全国统一的太阳能光伏发电标杆上网电价,2011年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目(除西藏外),均按每千瓦时1元执行。 受上述利好影响,昨日相关太阳能个股活跃,板块走势明显强于大盘。超日太阳涨幅超6%,天龙光电、奥克股份涨幅均超4%。 光伏发电有价可循 除2011年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目按每千瓦时1元执行外,发改委通知同时指出,7月1日以前核准建设、12月31日建成投产、发改委尚未核定价格的太阳能光伏发电项目,上网电价统一核定为每千瓦时1.15元(含税)。 发改委还表示,通过特许权招标确定业主的太阳能光伏发电项目,其上网电价按中标价格执行,中标价格不得高于太阳能光伏发电标杆电价。对享受中央财政资金补贴的太阳能光伏发电项目,其上网电量按当地脱硫燃煤机组标杆上网电价执行。 该标准出台后,光伏发电将有价可循,地方政府可以根据基准电价灵活地制定补贴政策。据了解,日前青海、江苏和山东等“地方版”光伏上网电价方案就曾纷纷出台,各自出台补贴标准。 政策可操作性更强 在光伏发电方面上,我国虽是设备制造大国,但国内发电量却占比甚少。数据显示,我国太阳能光伏电池总产量超过全球50%,但光伏发电总量只占全球不到5%,且主要局限在西北部地区。 事实上,近年来国家出台了数项政策扶持光伏发电行业,其中包括金太阳工程示范项目、光伏发电特许权招标项目。然而,上述政策重建不重用,国内光伏发电产业难以快速启动。 “欧洲国家的实践证明,上网电价法是目前最好的光伏产业扶持政策。”大同证券电力行业分析师蔡文彬如此认为,上网电价法相比其他扶持政策,可操作性更强;同时有利于提高光伏电站投资质量,增强投资商压缩投资成本的积极性,能在最大程度上发挥补贴资金的作用。 此外,明确的上网定价机制有利于计算电站运营的合理收益,成为推广光伏补贴的依据。 上网电价法出台,再加上近期行业原材料价格下跌的催化,光伏产品需求增长,国内光伏行业的发展有望迎来春天。 光伏板块迎来春天 上网电价出台利好整个光伏板块,相关个股受益,下半年板块阶段性投资机会亦颇多,其中包括设备制造和材料厂商等。 东方证券认为,多晶硅价格小幅反弹,可关注乐山电力和盾安环境等,一体化和单晶企业方面,关注海通集团;光伏辅料方面,关注盈利稳定且业绩弹性较大的奥克股份;光伏设备今年业绩确定,建议关注精功科技、天龙光电等。其中,精功科技2011年计划交付光伏设备金额已达27亿元左右,约合设备900台以上。 国信证券也指出,太阳能产业关键设备和材料厂商面临发展机遇。其中,从事上游材料和设备的公司未来将受益于太阳能光伏产业的发展和进口替代带来的巨大市场空间,增长速度要高于行业平均增长速度。相关公司包括天龙光电、中环股份、恒星科技等。 |
国际电力网 | 上海证券报 | 上海证券报 | 2011-08-02 | 光伏标杆 上网电价 电力集团 |
300 | 2017-09-18 05:07:09 | 扭亏电企还需深化煤电改革 | 2011-08-01 | 中国煤炭工业协会近日发布的2011年上半年煤炭经济运行情况数据显示,上半年,国内90家大型煤企主营业务成本达8030亿元,同比增长39.8%;应收账款净值为1250亿元,同比增长21%;应交增值税金635亿元,同比增长23%。对于成本上升的原因,中煤协分析认为,主要是受工业品价格上涨、煤矿安全标准提高、职工收入增加、存贷款利率调整、环境治理投入加大等多种因素叠加的影响。有专家分析认为,煤炭企业增加的成本或将通过价格提高转嫁给电力企业,无疑会加大目前电厂扭亏为盈的难度。 尽管煤电矛盾由来已久,但其改革工作仍未获得突破,市场煤和计划电之间的矛盾随着煤价的进一步上涨而愈加突出。作为电厂的最重要生产原料,煤炭的成本在电厂发电的成本中所占的比例也越来越高,这也导致电厂近年来很难实现有效盈利。 “一开机就赔钱,发电越多,赔钱越多。”河北一家电厂负责人告诉记者,作为国企应当承担的社会责任,电厂是不能停机的,就算赔钱也要一直发电。尽管国家已经提高了部分上网电价,但依然很难抵消因煤价上涨所带来发电成本的上涨,因此,企业的亏损状态也一直在持续。 厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强表示,2010年火电行业亏损面超过了40%。今年“电荒”最为严重的地区华东地区,多数火电企业处于亏损状态。安徽省六大发电集团的23座电厂当中,有22座处于亏损状态。 林伯强认为,造成火电企业亏损的原因主要是煤炭价格较2005年增长了一倍,而上网电价又无力消化燃料成本上升的压力。对许多火电企业来说,煤的成本从占运行成本的50%,上升到近70%以上。按目前的煤炭价格增长的速度,这一比例今年有可能接近80%。 “我们现在最迫切的就是希望国家有关部门要么继续提高上网电价,要么能够控制煤价,如果市场煤和计划电的矛盾不解决,我们电厂亏损的局面还将持续下去,直到亏损倒闭为止。”上述河北一家电厂负责人对本报记者表示,随着夏季用电高峰的持续,电厂要保证电力供应,要开足马力发电,但煤炭库存下降很快,由于企业现金流很紧张,甚至马上就要面临无钱买煤的境地。 煤电矛盾一直在持续,上半年煤炭企业成本上升的压力,势必将传导至煤价上,煤价的进一步走高也将必然使电企的成本压力剧增。加上未来上网电价向上调整的空间已经非常小,电厂未来的日子或许将更加难过。要解决这一问题的关键还在于理顺电力价格形成机制,深化煤电体制改革,建立长效机制,设法让长期处于亏损状态的电厂扭亏转盈。 |
国际电力网 | 中国经济时报 | 王松才 | 2011-08-01 | 电企 煤电 |
301 | 2017-09-18 05:07:10 | 亚太多国力推光伏发电 价格是最大瓶颈 | 2011-08-01 | 韩国首都首尔瑞草区良才川设置的向日葵形状的路灯。该路灯由太阳能供电,顶部为太阳能面板。 国际知名光伏研究机构Solarbuzz最新的《2011亚太地区光伏市场报告》显示,亚太地区将成为全球重要光伏市场,到2015年时约占全球需求比重25%,较2010年的11%大幅提升。这为上半年全产业链出现普跌的光伏市场注入了一针强心剂。该报告称,亚太地区的中国、日本、印度、澳大利亚和韩国2011年光伏市场需求总量预计将达3.3吉瓦(GW),中国、印度和澳大利亚开始建设并网光伏发电市场,而中日两国得益于其行业扶持新政,需求增长最为领先。 亚太光伏技术发展多样化 Solarbuzz的报告预计,2011年中国光伏市场规模最多可较上年扩张达174%。2010年中国财政部、科技部、住房和城乡建设部、国家能源局等四部门联合召开会议,会上公布首批13个光伏发电集中应用示范区名单,同时指出我国2012年后迈入吉瓦级光伏装机大国行列。 日本核能发电约占电力总量的30%,福岛核电站事故发生后,大力发展太阳能等可再生能源的呼声渐强。但从可再生能源的发展现状看,日本落后于世界潮流,其太阳能和风力等发电只占总量的1%。如何实现光伏发电快速增长?软银公司社长孙正义有一个大胆设想:日本休耕农田有20万公顷,放弃耕作土地有34万公顷,如果其中20%土地上安装太阳能面板,其发电能力就相当于东京电力公司全部发电量。这样既能快速普及可再生能源,又能利用荒废土地。 印度在光伏发电上有得天独厚的优势,其每年大约有250天到300天拥有充足日照。只要完全利用其1%国土面积上接收的太阳能,即可满足全国电力需求。印度政府于2009年启动了尼赫鲁国家太阳能计划,将投资700亿美元,力求使太阳能并网发电能力在2022年提高到20GW,相当于当前印度总发电量的1/8。根据国际会计事务所毕马威印度公司不久前预测,印度太阳能发展将呈现井喷态势,2022年的太阳能发电能力将达到68GW,是官方目标的3倍多。 韩国实行“可再生能源配额制”,结合现有的强制上网电价政策,通过法规的形式在规定各种可再生能源在国家能源供应中的比例,其中包括太阳能的比例。 亚洲开发银行区域和可持续发展局能源专家周爱明告诉本报记者,亚太地区光伏技术呈现多样化的发展趋势,也有自己的一些创新式的研发和专利。比如中国尚德太阳能电力有限公司就建立了世界级的研发中心,致力于薄膜光伏电池,即一项有助于减少未来光伏发电成本的前沿技术研究。但目前最先进的光伏技术还是在欧美国家。 目前,亚太地区的光伏电池生产能力很强,占全球总生产能力的比重为2/3左右,其中,中国和日本是光伏电池产量最高的两个国家,在产量上基本平分秋色。 价格是光伏发展最大瓶颈 中国清华大学材料系任富建博士接受记者采访时说,目前我国使用光伏发电价格约为3元/千瓦时,虽然中国的光伏产业水平已经接近世界先进水平,但是我国主要单晶体硅、多晶体硅材料的生产成本依然很高。举例来说,一块3英寸的单晶体硅片,进口的价格是60多元人民币,相同产品的国内生产价格是100多元人民币。 目前,印度光伏发电能力仅为0.04GW,主要困难是资金短缺。太阳能发电成本在印度每千瓦时约为12至14卢比(1美元约合44卢比),远高于煤电每千瓦时5卢比的成本。 可以说,光伏发电目前最大的瓶颈是价格问题。过高的价格影响了市场的进一步扩大。技术创新对价格的影响还是小于多晶体硅成本下降的影响。而目前亚太地区光伏技术发展面临的主要问题,在于太阳能光伏系统发电成本跟电网平均电价比相对很高,需要政府政策的支持。中国、印度、日本和韩国均采取了积极的扶持政策来支持太阳能项目的发展。 总体来说,亚太地区光伏产业链还是比较完整。今后几年,并网式太阳能系统应该是主流,其次是屋顶太阳能系统,最后才是偏远地区离网系统。 开发太阳能绝不能一哄而上 厦门大学中国能源经济研究中心林伯强教授告诉本报记者,亚太国家光伏产业的快速发展有多方面的原因。首先,光伏市场需求的主要份额在欧洲和美国市场,中国多晶体硅长期以来大量出口到欧洲市场,亚太地区在光伏发电市场的规模还比较小,但今后的增长空间很大。光伏产业所需资金量大,发展形势与经济周期一致。现在欧盟经济受主权债务危机影响,走向不明朗,其光伏市场在将来一段时间内发展都会比较缓慢。这给亚太光伏市场发展带来了机遇。其次,日本核电站事故使得新能源技术受到重视,风能、太阳能等成为新能源发展方向。近年来,风电发展受技术、市场等影响,从前期快速增长期进入了整顿期,太阳能发电由此成为今后比较具有潜力的市场。中国政府对光伏市场的支持也相对较大。 周爱明也指出,光伏太阳能发电技术作为新科技的一种,其资源供应具有间歇性等特性,因此,对于太阳能在整个能源供应结构中的地位,各国应该有比较全面和客观的认识。太阳能是可再生能源的一种,亚洲许多国家幅员辽阔,蕴藏着丰富的太阳能资源。开发太阳能资源是大势所趋,亚洲各国政府应大力支持,但绝不能一哄而上地盲目投资和不切实际地扩大规模。 |
国际电力网 | 人民日报 | 人民日报 | 2011-08-01 | 光伏发电 |
302 | 2017-09-18 05:07:20 | 太阳能发电装机容量五年内将猛增十倍 | 2011-08-01 | 作为新能源产业的重要一员,太阳能产业在“十二五”期间发展目标已经明晰。记者日前从权威渠道获悉,到2015年,太阳能发电装机容量将达到1000万千瓦以上,在此期间,光伏发电也将在用户侧实现“平价上网”,光伏发电向商业化又迈进一步。 业内人士表示,在“十二五”太阳能发电装机容量迅猛扩张的同时,对太阳能产业的投资预计将达数千亿元,光伏市场将迎来爆发式增长。 太阳能发电装机容量 将扩大十倍 记者日前获悉,“十二五”期间太阳能产业的发展目标已经达成共识:到2015年,太阳能发电装机容量将达到1000万千瓦以上。据了解,目前我国在建100万千瓦,要实现上述目标,就意味着未来5年,每年将以100万-200万千瓦的速度增加装机,到“十二五”末,太阳能发电装机容量将扩大十倍。 据中国可再生能源学会副理事长孟宪淦透露,国家能源局目前已经确定在“十二五”期间使中国的太阳能发电装机容量达到1000万千瓦的目标,其中包括光伏发电和光热发电。 而国家能源局可再生能源处处长董秀芬稍早在该局与亚洲开发银行联合举办的太阳能发电规模化发展研讨会上也曾表示,正在制定的“十二五”新能源专项规划确定的“十二五”末中国太阳能发电装机容量将达到1000万千瓦。 董秀芬指出,上述1000万千瓦装机主要由三部分构成。其中在青海、新疆、甘肃等省区启动太阳能发电基地,在内蒙古、宁夏、山西、西藏等推动重点大型太阳能发电项目,这些大型太阳能电站约占650万千瓦。 此外,约300万千瓦为分布式光伏项目,主要以中东部用能集中地区为主,按照用电量指标安排项目,鼓励自发自用;剩下的约50万千瓦左右主要是离网太阳能系统,为边远无电、缺电地区应用。 权威人士还透露,随着太阳能系统成本的下降而不断提高,实际的装机量将大大提高,到2020年,这一目标将达到4000万千瓦以上。 光伏发电“平价上网” 时间表明确 尽管我国光伏发电前景向好,但业内人士普遍认为,光伏发电难以平价上网是制约光伏发电市场大规模商业化的关键。 随着光伏发电成本下降,以及扶持政策的出台,光伏发电“平价上网”路线图也逐渐清晰:2015年,光伏发电有望在用户侧实现平价上网,到2020年,将在发电侧实现平价上网。 据了解,光伏“平价上网”因为并网方式的不同而分为两个层面:用户侧并网即光伏发电系统自发自用,多余电量出售给电网,按照“净电表”方式运行,相当于电力公司按照销售电价购买光伏电量;这种发电方式多存在城市、乡镇,其竞争对手是当地的销售电价。另一方面,发电侧并网是发电站的并网形式,适用于大型荒漠光伏电站,其竞争对手是常规电力的上网电价。 “平价上网的实现条件,便是光伏发电的电价不断下降,直至与竞争对手持平,甚至更低。” 发改委能源研究所研究员王斯成说。 按照王斯成提供的发展思路,2009年,光伏发电上网电价基准价1.5元/千瓦时。如果中国光伏发电其电价将以每年8%的速度下降,到2015年,光伏电价可以降到1元/千瓦时,到2020年则可以达到0.6-0.8元/千瓦时。“光伏发电电价降到每千瓦时1元以下时就不需要补贴了,将完全实现"平价上网"。” 因此,王斯成指出,2015年,将实现光伏发电的用户侧平价上网;到2020年,实现发电侧的平价上网。 这一发展思路从国家能源局有关官员的表态中也得到验证。今年6月份,国家能源局新能源和可再生能源司副司长梁志鹏在出席一次讨论会时就曾表示,能源局初步考虑,到2015年我国太阳能发电实现用户侧“平价上网”,到2020年太阳能发电的价格与传统化石能源基本持平。 业内人士透露,今后国家将建立适应太阳能光伏分布式发电的电网运行和管理机制,完善光伏上网电价形成机制。 光伏市场 将迎来爆发式增长 在装机容量高速增长的背后,千亿光伏市场正在孕育。中国工程院院士、清华大学教授金涌日前表示,我国光电产能每年翻一番,成本在下降。原来1千瓦光电发电成本约为4万元人民币,目前已降到2万元以下。 分析人士指出,若按照当前每千瓦2万元的造价来看,未来5年,投资在太阳能上的资金将达到2000亿元。 业内人士透露,在政策上,太阳能产业发展将以提高太阳能电池转化效率和降低光伏发电系统成本为目标,将更重视太阳能利用装备生产新工艺和新设备的开发。 国信证券在研报中指出,太阳能产业关键设备和材料厂商面临巨大的发展机遇。其中,从事上游材料和设备的公司未来将受益于太阳能光伏产业的发展和进口替代带来的巨大市场空间,增长速度要高于行业平均增长速度。相关公司包括天龙光电、中环股份、恒星科技等。 |
国际电力网 | 上海证券报 | 衡道庆 | 2011-08-01 | 太阳能发电 装机容量 |
303 | 2017-09-18 05:07:26 | 上半年煤企成本上升近四成 电企扭亏难度加大 | 2011-07-27 | 中国煤炭工业协会发布的2011年上半年煤炭经济运行情况数据显示,上半年大型煤炭企业主营业务成本同比增长39.8%,应收账款大幅增加。有专家分析认为,煤炭企业增加的成本或将通过价格提高转嫁给电力企业,无疑会加大目前电厂扭亏为盈的难度。 成本助长煤价续涨预期 中煤协发布数据显示,上半年,国内90家大型煤企主营业务成本达8030亿元,同比增长39.8%;应收账款净值为1250亿元,同比增长21%;应交增值税金635亿元,同比增长23%。对于成本上升的原因,中煤协分析认为,主要是受工业品价格上涨、煤矿安全标准提高、职工收入增加、存贷款利率调整、环境治理投入加大等多种因素叠加的刚性推动。 中央财经大学中国煤炭经济研究中心副教授邢雷向记者分析指出,工业品价格上涨和存款利率调整因素的影响是普遍现象,而煤炭行业本身由于煤矿安全以及矿区环境治理投入的持续增加,进一步加剧了全行业的成本增加。进入下半年,宏观经济环境仍存不确定性,伴随着落实煤矿安全及环境保护要求的力度加大,煤矿企业经营成本将进一步加大。 他进一步指出,从目前来看,尽管秦皇岛港煤价已结束连续14周的上涨,开始短暂小幅回落,但电力、钢铁、冶金和建材等四大用煤行业用煤刚性需求维持高位,特别是下半年保障房陆续开工建设的拉动,将持续带动用煤量的增加,这必将推高煤价未来进一步上涨的预期。 秦皇岛海运煤炭交易市场相关专家也对中国证券报记者表示,目前煤炭市场需求回落的一大原因是电厂电煤库存的稳定,但随着电厂“迎峰度夏”,以及之后进入冬季供暖期,期间的耗煤量将持续加大,加之政策上对煤炭供给的理性控制,未来煤炭市场供不应求状态将持久维持。这些都将成为煤价进一步上涨的诱因。 电厂经营困境或加大 记者近日从华东和华中电网获悉,进入7月份以来,两网的用电负荷持续增加,目前已分别突破1.6亿和1.2亿千瓦。随着华东、华中省份持续高温的天气愈演愈烈,用电负荷定将进一步走高,电厂为确保“迎峰度夏”期间电力供应,纷纷开足马力发电,多数电厂的电煤库存量快速下降。 邢雷表示,随着库存量的消耗,电煤的市场需求将有望再次进入快速增长期,电煤涨价的预期或将提前到来。在此背景下,煤炭企业增加的经营成本就会借势转嫁到电厂身上。 去年12月,正值冬季用煤高峰期,面对国家安监总局要求煤矿企业提高矿井安全投入费用的要求,一些煤炭公司就曾借势宣布提高所产原煤的价格,以提高矿井安全费用的计提标准。 邢雷指出,煤炭价格的市场化让煤炭企业转嫁经营成本显得顺理成章,但电力价格则因为“计划电”的体制限制而无法及时向下游传递。“尽管此前电价调整在一定程度上减轻了电厂的负担,但从目前来看,进一步上调上网电价的空间已经很小,未来电厂的经营状况将因为电价调整无望和煤炭企业成本转嫁更加堪忧。” |
国际电力网 | 中国证券报 | 郭力方 | 2011-07-27 | 煤价 电企 煤炭 |
304 | 2017-09-18 05:07:36 | 电网运营商主推电动汽车“换电模式” | 2011-07-27 | 能源汽车的技术路线图尚未明晰,但是国家要大力发展电动汽车已经是“板上钉钉”。充电设施是电动汽车产业链中的重要环节,其建设模式与电动汽车的发展密切相关。究竟是采用“充电”模式还是“换电”模式?目前业界还在讨论,电网运营商倾向于后者,但车企意见不一。 三种充换电模式各有利弊 工信部7月25日发布信息称,截至目前,25个试点城市建成充/换电站近100座,充电桩4500多个。 国网电科院专家倪峰表示,国内目前主要存在三种形式的电动汽车充电设施:交流充电桩、充电站及电池更换站。 交流充电桩具有体积小、安装使用方便、价格便宜等优点,但充电时间过长,影响车辆使用效率。充电站根据站内配置直流充电机和交流充电桩的数量可分为大型、中型和小型三种类型,满足多种车辆的慢充及快充需求,但占地需求及投资规模都较大。电池更换站采用电池箱快速更换方式,用户一般不到15分钟即可完成电池更换工作,提高了使用效率,但同样面临投资规模大及日常维护成本高昂等问题。 国家电网、南方电网都从“充电”转向“换电” 今年1月7日,国家电网总经理刘振亚在国网2011年工作会议上宣称,国网将电动汽车的基本商业运营模式确定为:换电为主、插电为辅、集中充电、统一配送。今年4月21日上海“2011全球汽车发展论坛”上,国家电网营销部副主任胡江溢说,交流充电时间长,若直流充电(即快充),电网将无法承受且电池技术不支持快充,电池更换可实现电能迅速补给,同时便于电池维护和延长寿命。 国网电科院副总工程师姚建国介绍,换电站可以由电网公司控制负荷,“在电网低谷的时候把电池充满,电网高峰时,可以把储能电池里的电再输送到电网上。”7月11日,由国网公司设计的的青岛薛家岛电动汽车智能充换储放一体化示范电站投入试运行。 继国家电网确定“换电为主”模式之后,南方电网公司也于近日宣布其采取“换电为主、充换结合、统一服务、统一配送”的技术路线。内容包括鼓励发展电池更换,对电池集中慢充和管理;适当发展整车充电设施,建设适应多种充电方式的电动汽车智能充换电服务网络;由专业公司购买或租赁电动汽车动力电池,交由客户使用;电池租赁按照使用里程(或使用时间)计费等。 汽车厂家意见不一 姚建国说,充电设施只是电动汽车发展中的一个环节,这其中涉及汽车厂家、电网公司、电池生产厂家等各个部门,究竟是“充电”还是“换电”,任何一家都做不了主。他也指出,“换电”模式首先面临如何统一的难题,不同厂家生产的电动汽车都不一样,包括电池尺寸、接口和布置方式等。 此前有媒体报道,目前国内外大部分汽车厂商基本都不认可“换电”模式,日产、大众、比亚迪和宝马等都在推充电模式。重庆长安新能源汽车公司技术专家段志辉说,建换电站投入很大,是否能带来盈利要打个问号。江淮汽车股份有限公司技术中心乘用车研究院总监吕召全也认为,换电池时除了要安装电池,还要安装电池的相关附件,现有的电动汽车技术是很难实现这一点的。 与上述企业的态度相反,奇瑞汽车公司对换电站建设表示欢迎。“插电式与换电式这两种充电模式,不仅不矛盾,反而相辅相成。各个区域的基本情况不同,电动汽车的充电服务模式也应有所变化。”奇瑞新能源汽车技术有限公司副总经理方运舟说。 |
国际电力网 | 南京日报 | 刘蒙丹 | 2011-07-27 | 电网 电动汽车 国家电网 南方电网 换电模式 |
305 | 2017-09-18 05:07:36 | 华西能源面临三大拷问 | 2011-07-27 | 华西能源工业股份有限公司(下称“华西能源”)将于7月29日接受主板发行审核委员会审核,这家锅炉行业的新秀欲凭借以循环流化床锅炉技术为主的特种锅炉技术分享行业蛋糕。然而,高垄断性市场,并不明朗的下游市场前景以及主打产品有限的竞争力,为公司的发展前景增加了更多不确定性。 市场垄断性高 华西能源是一家洁净环保的能源动力设备及技术系统集成方案供应商。公司主要产品包括煤粉锅炉和特种锅炉两大种类。 根据华西能源的首发招股说明书(申报稿),公司此次发行股数为不超过4200万股,募资6.45亿元。募集资金将用于技术营销中心与特种锅炉研制基地建设项目及垃圾炉排研发制造基地建设项目。 崛起于锅炉行业的华西能源,面对的是一个具有较强垄断性的市场。根据齐鲁证券研究报告,国内电站锅炉细分产品制造领域已形成三大梯队,其中三大发电设备制造集团下属的哈尔滨锅炉厂、东方锅炉股份有限公司和上海锅炉厂为第一梯队;北京巴威、青岛鑫丰源、济锅、杭锅、华光股份以及华西能源为第二梯队。若以市场份额论,第一梯队企业占据绝大部分市场份额。 报告显示,2009年上述三大集团的市场占比为:东方锅炉股份有限公司占比38%、哈尔滨锅炉厂占比21%、上海锅炉厂占比20%,由此占据了79%的市场;而在第二梯队的多家公司以及阿尔斯通等外资公司则对剩下21%的市场份额展开激烈争夺。由此可见,华西能源想在巨头垄断的锅炉市场脱颖而出颇具难度。 主打产品竞争力有限 从产品细分看,华西能源招股书显示,公司2010年营业收入中,煤粉锅炉收入为8.3亿元,占比为53.65%;其次,特种锅炉收入6.6亿元,占比42.9%;而在特种锅炉收入中,占比最大的则为循环流化床锅炉,收入4亿元,占比为26.18%。因此,华西能源的主流产品可概括为煤粉锅炉与循环流化床锅炉。但行业人士对此两者在技术含量和市场前景方面的看法均不乐观。 中国机械工业联合会一位专家表示,煤粉锅炉本身技术含量很低,目前在国内已经基本没有技术门槛。“煤粉锅炉已是几十年前的技术了,从上世纪80年代开始,全国已基本改成烧煤粉的锅炉了,”该专家说,“所以对于目前已进入燃气发电时代的大中型城市来说,煤粉锅炉已经比较边缘和过时了。” 由此可见,占收入过半的煤粉锅炉显然难以使公司有更广阔的发展空间,华西能源未来的主打产品,应当押宝在凸显环保概念的循环流化床锅炉上,后者既是主打环保概念的“明星业务”,也是能为公司带来利润的“现金牛业务”。 然而,上述专家表示,尽管循环流化床锅炉技术是近十几年来迅速发展的一项高效低污染清洁燃烧技术,但从设备制造方面来讲,也不具备太高的技术门槛,国内也有大批具备此项生产能力的企业。另一方面,由于该设备的市场规模仍然有限且发展缓慢,导致行业蛋糕难以做大,主打该设备的企业数量也不多。究其原因,主要在于循环流化床锅炉的下游应用行业发展缓慢,从而制约了对上游设备的需求。 下游市场前景不明朗 据了解,国际上的循环流化床锅炉技术主要在电站锅炉、工业锅炉和废弃物处理利用等领域进行商业应用,而国内由于尚处于起步阶段,因此主要集中应用于垃圾焚烧发电领域。 中节能环保科技投资有限公司一位高管表示,由于中国的生活垃圾在分类程度上与发达国家差距较大,导致国内垃圾整体含水量、含沙量大,难以充分燃烧,发热效果也差。“早期的循环流化床锅炉就是煤粉锅炉改造的,相对于垃圾来说可能更适合烧煤,何况中国的垃圾质量差,燃烧不透的情况下,很多垃圾焚烧发电厂都在往里面掺煤烧。”该高管告诉本报。 他指出,目前垃圾焚烧发电的锅炉主要有炉排锅炉和循环流化床锅炉两种,后者在欧美日韩等发达国家使用较普遍,因为发达国家垃圾分类清晰,循环流化床锅炉焚烧含塑料、树脂多的垃圾效果最好;而国内垃圾分类不清,因此炉排锅炉更为适宜,从而成为主流。据他估计,目前国内至少有90%的垃圾焚烧发电厂使用炉排锅炉,而使用循环流化床锅炉的电厂为数很少,而华西能源此时进入炉排锅炉生产则已经落后。 由此可见,华西能源未来发展充满了不确定性。 |
国际电力网 | 第一财经日报 | 第一财经日报 | 2011-07-27 | 华西能源 |
306 | 2017-09-18 05:07:45 | 未来5年我国海上风电将进入加速发展期 | 2011-07-26 | “2011上海国际海上风电及风电产业链大会暨展览会”近日在上海举办,规模比上一届翻了一番,一如我国海上风电的发展,未来5年,我国海上风电将进入加速发展期。 根据“十二五”可再生能源规划,风电将作为可再生能源的重要新生力量继续获得大力发展,规划2015年我国海上风电装机500万千瓦, 规划到2020年海上风电装机3000万千瓦。 风电是世界范围内发展速度最快的新能源,海上风电则代表了当今风电技术的最高水平,要求设备高可靠、易安装、易维护,市场规模极大,风险也极高,备受各国关注,正在掀起投资热潮。目前已有100多个国家和地区开始发展风电,主要市场集中在欧洲、亚洲和北美洲。 海上风电发展最快的英国2009年实现新增装机容量30.6万千瓦,累计装机容量89.4万千瓦,2010年英国海上风电装机突破100万千瓦。而截至2010年底,我国海上风电装机容量仅为14.25万千瓦,在2010年世界海上风电装机350万千瓦中只占4%左右。 我国已建和在建的海上风电项目有上海东海大桥10万千瓦项目、江苏大丰潮间带30万千瓦示范项目以及去年政府首轮100万千瓦海上风电招标项目。国内外相关专业人士相信,至2020年,我国将是欧洲之外惟一一个快速发展的海上风电市场,特别是未来5年,我国海上风电将进入加速发展期。 据悉,100万千瓦海上风电招标项目的开发将在4年内完成,为我国今后大规模发展海上风电、制定电价政策及管理机制进行有益探索。 从海上风电展会上获悉,明年上半年国家能源局还可能启动第二轮海上风电特许权招标项目,招标规模拟为200万千瓦左右,较首轮招标翻一番。有专家断言,随着海上风电的加速发展,风电将成为沿海一带省市未来能源供给的主要来源。 据水电水利规划设计总院副总工程师易跃春介绍,国家能源局正在组织各省、区、市开展海上风电规划,推进海上风电示范项目建设,重点开发建设江苏、山东海上风电基地,推进河北、上海、浙江、福建、广东、广西、海南等省区市海上风电建设。 国家能源局还将组织有关单位在汇总各省区市海上风电规划成果基础上,综合考虑风电场项目前期工作进展情况、建设条件及电力消纳市场等因素,有效安排前期工作方案,落实风电规划目标。 我国海上风资源储量丰富,东部沿海特别是江苏沿海滩涂及近海具有开发风电非常好的条件,规模化开发的基本条件已经具备。根据中国气象局风能资源详查初步成果,测得我国5米到25米水深线以内近海区域、海平面以上50米高度风电可装机容量约2亿千瓦,70米以上可装机容量约5亿千瓦。 此外,我国已初步具备了海上风电设计、施工及设备制造的能力,开发建设了一批海上风电示范项目,华锐、金风、上海电气等8家厂共54台机组有海上风电运行业绩,为今后大规模发展海上风电积累了经验,培养了一支专业队伍,如中交第三航务局、南通海洋水建等10多家介入海上风电施工的企业,为开发建设海上风电打下了较为坚实的基础。 据华锐风电高级副总裁陶刚介绍,我国已掌握海上风电机组设计、制造和安装技术,2010年6月8日,上海东海大桥项目34台华锐风电SL3000风电机组全部并网投入运行。 2010年,华锐风电出产了首台5兆瓦风电机组,目前正在进行上海东海大桥5兆瓦海上风电示范项目的建设。 2011年5月18日,首台6兆瓦大型海上风电机组在江苏盐城综合产业基地正式出产,这是中国单机容量最大,也是第一台自主研发、拥有完全自主知识产权、全球技术领先的电网友好型风电机组。 上海电气风电设备有限公司总经理成幸之介绍说,目前,上海电气已站在国内海上风电的制高点上,通过3.6兆瓦海上机组的自主研发,构建起了功能强大、系统完整的海上风电设计平台,可有力地支撑上海电气乃至国内海上风电的自主创新和发展。 据悉,上海电气自主研发、技术创新的5兆瓦海上风机将在今年年底下线,上海电气今年将实现销售50亿元,2013年实现销售百亿元。目前,上海电气正在加大海外销售力度,力争成为风电全球领先的整机商及风电整体方案解决者。 另据上海市发改委副主任周亚介绍,“十二五”时期,上海将新建两个海上风电场,分别为东海大桥风电场二期和临港风电场,这两个项目最近已获国家有关部门批准,将于近期开展招标工作。他还表示,上海将积极推动风电设备业发展,目标是在“十二五”期末,形成3至5家具有国际竞争力的风电设备企业。 |
国际电力网 | 经济日报 | 经济日报 | 2011-07-26 | 海上风电 |
307 | 2017-09-18 05:07:45 | 电煤供应紧张趋势缓和 价格逆势回落 | 2011-07-26 | 在迎峰度夏的高峰,近期电煤价格却逆势回落,电煤供应紧张形势也在趋缓。中国电力企业联合会25日透露,截至7月上旬,全国重点发电企业电煤库存平均达到了17天。这一数据比6月末下降1天,但较4、5月份紧张形势有所缓解,高于10天左右的警戒线。 中电联披露数据称,目前全国重点电厂煤炭库存可用17天,而5月末,华中电网的电煤库存约为八九天的水平,低于10天的警戒线。 此外,煤价也结束了近4个月的持续上涨,开始回落。据海运煤炭网的最新数据显示,环渤海动力煤指数已连续3周下挫。 此前国家电网曾预计,今夏可能迎来2004年以来最大“电荒”,但目前来看情况并不如预期的严重。由于今年华北地区多雨水,华北电网7月11日才迎来今夏首个用电负荷高峰,并平稳度过。而往年该地区一般在6月份就突破了历史高峰。 但部分地区用电依然紧张,华中电网7月20日、21日、22日连续3天刷新用电负荷。 中电联统计信息部主任薛静表示,今夏用电高峰能否平稳度过取决于未来的天气情况,尽管目前电煤库存会持续下滑,但现在高耗能用电量高速增长的势头已“退烧”,基本供电形势仍有保障。 - 分析 用电高峰电煤库存为何不降反升? 用电高峰期间,电煤库存为何不降反升,电煤紧张形势反而得到缓和?薛静告诉记者,主要的原因是在4、5月淡季即出现了“电荒”现象,不少电力企业加大了煤炭储存来应对夏季高峰。如山东发电企业就提前40-60天完成了煤炭储备,当时大量的采购也拉高了煤价,现在电厂的再采购电煤主要是应对9月份的淡季,因此目前电煤采购量反而少了,电煤价格也下来了。此外,7月份缺煤严重的华中地区水力发电出力很多,也缓解了此前该地区对电煤的需求。 而一位地方电力的公司人士则表示,4、5月份大秦铁路检修、浙江沿海的口岸也在检修,多种因素共同导致了前期煤炭供应紧张。目前随着需求的减少,运费也在下调,因此煤价走低,库存也有了保证。 |
国际电力网 | 新京报 | 钟晶晶 | 2011-07-26 | 电煤 |
308 | 2017-09-18 05:07:54 | 物联网在智能电网中的应用 市场前景广阔 | 2011-07-25 | 我国1999年提出了物联网这个概念,起初物联网被叫做传感网,通过射频识别(RFID)、红外感应器、全球定位系统、激光扫描器等传感设备,按照约定的协议,把任何物品与互联网连接,通过网络设施实现信息传输、协同和处理,从而实现广域或大范围的人与物、与物之间信息交换需求的互联,以实现智能化识别、定位、跟踪、监控和管理的一种网络概念。 传感器网络作为智能电网信息感知末梢不可或缺的基础环节,随着“十二五”期间智能电网的高速发展,物联网也将在电力系统中迎来更加广阔的市场前景,在电网建设、电网安全生产管理、运行维护、信息采集、安全监控、计量以及用户交互等方面发挥重大作用。 目前,中国的智能电网注重的是电力系统发电、输电、变电、配电、用电和调度这六个环节,以通信信息平台为支撑,具有信息化、数字化、自动化、互动化特征。与之匹配的通信技术、量测技术、设备技术、控制技术也将成为智能电网的发展核心,物联网的加入可以全方位提高智能电网各个环节的信息感知深度、广度及密度,为实现电力系统的智能化提供基础数据支持。并且物联网相应的技术和产品也将广泛用于电力系统的各个环节,带动相关智能化产品的更新和发展,产生巨大的经济和社会效益。 |
国际电力网 | 慧聪电气网 | 慧聪电气网 | 2011-07-25 | 物联网 智能电网 |
309 | 2017-09-18 05:07:57 | 海上风电千亿蛋糕待分食 | 2011-07-25 | 曾几何时,风电概念股引领的新能源狂潮,席卷A股市场,趋之者若鹜。 在陆上风电经过了长达数年的翻番式增长之后,发展速度似已成强弩之末。不过,与陆上风电相对应的,海上风电即将迎来其“黄金十年”。本月国家能源局在相关座谈会上表示,计划到2015年,海上风电装机总量将发展到5000MW,2020年这一规模提高到3万MW一个千亿元的市场正在开启大门。 /政策进展/ 海上风电建设“加速”第二轮特许权招标启动在即 又一块新能源大蛋糕即将摆上“餐桌”。 本月,业内盛传一则消息:我国第二轮海上风电特许权项目招标,将在下半年启动。 记者了解到,虽然目前招标程序尚未正式启动,各大电力公司以及整机企业也都未获知具体招标日期,不过可确定的是,如不出意外,下半年会进行海上风电的第二轮特许权项目招标,且招标规模较为明晰,将是去年首期招标量的两倍。 第二轮招标或年内完成 本月初,国家能源局召开了全国海上风电工作座谈会,就未来海上风电发展规划、后续工作推进等进行了部署。本次会议后,业内传出消息称,第二轮海上风电特许权项目招标将在今年下半年启动。 我国在去年进行了海上风电的首轮特许权项目招标。业内各企业在去年4月份收到标书,整个招标过程经历了约半年时间,最终在去年10月初敲定中标结果并对外发布。 对于今年招标的时间点,记者也向业内厂商进行了求证。国内主要风电场运营商龙源电力相关人士表示,现在公司还未收到招标启动的消息,业内也还没有明确第二轮招标具体会在哪个月份启动。华锐风电副总裁陶刚则表示,目前他所知晓的也仅限于在下半年进行第二轮招标,没听说开始下发标书。 采访中,有接近五大电力集团的人士向记者透露,原定是在今年8月份启动招标,不过后来因为种种原因往后延期;现在最新的说法是可能会再等上两个月,即在今年10月前后进行。 若按去年首期的招标进度,第二轮招标结果或需等到明年才能揭晓。不过,前述人士认为,今年的招标时间应会短一些,因去年毕竟是国内首次进行海上风电的大规模招标,参与企业众多,各家报价纷繁不一,在评定时也没有合适的前例可供参照或者借鉴,所费时间较多。今年已有经验,相信整个过程会缩短不少。 这个判断也得到了业内厂商的认同。陶刚就表示,正式中标结果可能在今年年底就会出炉。 招标规模较去年翻番 至于本轮招标的规模,目前业内预期较为明确,即1500MW~2000MW(即150万千瓦~200万千瓦)。以上限计算,相当于首期招标规模的两倍。 去年举行的海上风电首期特许权招标,整体规模为1000MW。4个项目均属江苏,分别位于该省滨海、射阳、东台,以及大丰四地。 从风电整机厂商的中标结果看,由华锐风电提供滨海和射阳两个设计装机规模分别为300MW的近海风场;东台和大丰两个装机容量均为200MW的潮间带风场,则分别由上海电气和金风科技供应风力发电机组。 今年招标规模扩大来自于国家对海上风电规划力度的加大。我国现在已建成的海上风电装机规模为138MW,当中主要系国内首个海上风电示范项目、上海东海大桥100MW的装机容量;而据早前国家能源局副局长刘琦透露,现在已纳入国家视野的海上风电项目规模,已经达到了2588MW。这个数字是当前海上风电已装机容量的19倍。 另据记者从业内了解到的信息,今年第二轮招标的地域范围将不再像首期那样局限在江苏一省,可能会拓展到上海、山东、河北、浙江等已完成海上风电工程规划的省市,甚至还可能包括广东这类刚开展海上风电规划的省份。 /市场规模/ 陆上增长已触天花板海上风电将现千亿级增量市场 我国陆上风电经过近十年的快速发展,目前向上增长的空间已相当有限。记者采访了解到,与陆上相比,海上风电具有的三大优势,将使得行业今后发展重心转向海上;未来作为行业发展标杆的特许权招标,也将转移至海上风电项目。 按照国家能源局在本月初透露的海上风电最新发展规划,粗略计算,未来十年海上风电带来的增量市场空间在千亿元以上。 海上风电具备三大优势 中投顾问高级研究员李胜茂向记者介绍,海上风电有大规模建设的空间、加上采用风机单机容量更大,在规模经济效益上会较陆上风电更优。 首先在风能资源质量上,陆地上地形、建筑等往往成为遮蔽物,削弱风力、风速。但在海上,却无需担忧这方面问题。行业里通常将这点表述为“有效风能资源密度高”。 而即使是在北方及西北省份,因风速、风力难以维持恒定,发电量易出现较大波动。“这种情况下,为维持风电机组不间断并网运行,需要采用低电压穿越技术进行解决。”李胜茂说。 实际情况是,国家电力监督委员会在今年4月和5月分别通报了上半年发生的两起风电机组大规模脱网事故,原因之一正是因为运行机组多数不具备低电压穿越能力。而海上风电的风力和风速却能维持在较为恒定的状态,明显偏低的波动性可让海上风电进入几乎“全年无休”的状态。 成本上,海上风电也占优。李胜茂告诉记者,海上风机架设场地多为潮间带、沿岸滩涂以及近海海域,虽然也涉及土地占用,但相较陆上风电面临的占用耕地、支付拆迁补偿等问题,需要支付的款项明显少得多。 另外,就地域看,海上风电开发区域均为沿海地带,而这些区域集中了我国用电负荷大的省份。在电力传输上,只需要考虑将电从海中送上岸,较陆上风电的“千里送电”,一来大大减少了电力的损耗和衰减,二来也省下了大规模建设特高压输电线的投资。 陆上风电增长已至天花板 另一个现实是,我国陆上风电经过了几年的高速增长,目前已明显进入平稳发展阶段;就增量市场看,未来陆上空间不及海上。 中国风能协会的统计数据显示,至2009年,我国风电每年新增装机容量都是翻番增长。但在2010年,国内新增装机容量仅较2009年增长37.1%,为增速首次放缓。 但是海上风电市场却是刚刚起步,增量市场空间正在打开。据本月国家能源局在全国海上风电工作座谈会上的表态,计划到2015年,海上风电装机总量将发展到5000MW,2020年这一规模提高到3万MW。 我国累计风电装机总量在2010年底为4.47万MW,这是我国过去十年发展起来的装机规模。看上去未来十年海上风电距离“再造一个同陆上一样大小的市场”尚有差距,但实际进度可能会较预期加快同场会议上,国家能源局副局长刘琦就表示,现在已纳入政府层面的海上风电项目已达到2588MW,会争取在2012年前落实5000MW的中期目标。 就未来海上风电市场容量,记者进行了粗略的估算:单价取现在陆上1.5MW机型3500元/KW的均价,3万MW海上风电的增量市场金额将达到1050亿元。 当然这个算法准确度并不高,因目前海上风电设备价格较陆上更高,且单机容量越大,价格会越高;不过,未来海上风电的建设成本又会逐年降低。因此,1050亿元的数据只为向读者呈现一个大致的概念。 另外,值得注意的是,未来达到特许权级别的大规模招标将不再在陆上风电进行,这点已成为业内共识。华锐风电副总裁陶刚就表示,以后特许权招标将会只做海上的,陆上会是一些小规模招标。 /竞争优势/ 门槛高 海上风电设备商难遇“价格战” 海上风电这一块庞大的新“蛋糕”,却并不是每一个厂商想吃就能吃的。 记者获悉,尽管同属风力发电,但海上对发电设备的各项要求比陆上更加严格,厂商在技术、工艺、资金投入等方面的进入门槛将大幅提高。 单机容量至少需2.5MW以上 海上风电产业链与陆上类似,设备商可划分为整机和零部件两大部分,且较陆上风电有更高的要求。 整机方面,首要的要求就是单机容量大幅升级。目前,陆上风电以单机容量1.5MW的机组为主流,去年下半年开始,较多新项目采用2MW机组。但国内风电场运营商龙源电力总经理谢长军曾透露过,就目前的经验看,单机容量小于2.5MW的机组在海上是无法实现盈利的。实际运营中,若要更好地发挥规模效应,标准还要提高。我国海上风电首个示范项目上海东海大桥,实际采用的全部是3MW机组。本月初国家能源局召开的海上风电工作座谈会传递出的信息则是,理论上最适合海上风电的是单机容量5MW及以上的机组。 除了大型化外,海上风电对整机性能的要求也远远高于陆上,主要是因为海上风电维修成本很高。金风科技董事长武钢对此曾表示,海上风机出一次故障,拖船费用加上装卸成本几乎可以侵蚀掉这台风机未来的发电利润。 而风机质量及性能,则需要在机组投入运营后等待时间检验。长久下来将产生的趋势是,海上风电的风电场主们对设备商的品牌依赖度更高,越先进入的公司,越能凭借整机运行的稳定性获得青睐。 零部件方面,虽然大致构成与陆上风电没有太大差别,但个中林林总总的新要求之多,令人咋舌。防海水腐蚀性,这是海上所有零部件都需要必备的性能;此外,不同部件还有不同的要求。 先进入者享受高毛利率 总体来说,由于参与者不多,设备商在海上风电可享受明显优于陆上风电的毛利率。华锐风电、泰胜风能方面均向记者表示,当下各自在运营的海上项目,其毛利率都高于陆上项目。 至于毛利率能达到多少,华锐风电副总经理陶刚表示,目前,公司海上风机数量很少,尚未进入规模化生产阶段,因此还没有这方面的准确数字,但肯定会比陆上高。而泰胜风能证券事务代表陈杰也称,规模太小,情况还不稳定。不过,在日本,该公司与Vestas合作的项目,利润水平相当可观。 去年海上风电首轮特许权招标,并未像陆上风电那样对外披露中标价格。不过,中投顾问高级研究员李胜茂告诉记者,目前2.5MW和3MW海上风机的单价,大概在4500元/KW左右,而陆上价格已跌至近3000元/KW;且单机容量越大,价格会越高。“降价确实是未来的趋势,但先进入者肯定能充分享受到高毛利率。”李胜茂说。 陆上风电价格竞争激烈。去年金风科技在张家口、哈密招标中,报出3750元/KW的历史最低价,不仅打破二三线厂商的成本线,连同为第一梯队的东方电气,也铩羽而归。而这般惨烈的价格战,李胜茂认为难以在海上出现。他对记者表示,海上专用的大型风机,国内能做的厂商很少,目前属于卖方市场,整机企业对风电场运营商拥有很强的议价能力。再加上海上风机本来成本就高,降价空间较小,在行业发展早期很难出现价格战。 /产业动向/ 产业链受益海上风电带动三块全新市场 尽管设备构成与陆上风电类似,但海上风电将会带动一些全新的市场。 记者了解到,除传统零部件之外,必备的防腐蚀涂料、专用安装船和海底电缆将成为率先启动的市场。 现阶段很少有上市公司涉猎以上环节,不过,业内研究员提醒投资者可积极关注这方面的行业动向,做好充分准备,率先加入海上风电这块蛋糕的“分食”之列。 专用安装船紧缺 对于风电行业,市场多专注于设备商环节,很少涉及施工建设和运营维护。但随着行业发展进入海上,后两个环节的份量将更加凸显。 国电联合动力技术有限公司副总经理孙黎翔就指出,在陆上,风电场建设与风电机组的投资比例大致是3:7;而在海上,设备支出在总成本中所占比重不到50%,剩余部分则投入到安装、建设、运营以及维护环节上。 而这当中,海上风电专用安装船必不可缺。海上风电机组规模大、重量高,运输、吊装都需要专用设备;且海上施工环境复杂,出现故障后风浪过大,维修人员甚至无法靠近,因此需要专用的安装和维护设备。 但是,目前海上专用安装船在国内还基本是个空白领域。记者了解到,上海东海大桥风电场在安装华锐风电3MW机组时,特地花费3亿元从国外订制了一艘专用安装船。 不过,已经有企业注意到了这块市场。中船重工旗下在重庆的海装风电设备公司,已投资进入海上风电安装船的研发;江苏蛟龙重工则与美国公司共同研发建造海上风电安装平台。 此外,来自江苏南通市政府网站上的信息显示,本月中旬,世界首个7000吨的海上风机一步式安装船在启东开工,建成后可运输、安装5MW以上的海上风机整机,可在浪高5米、12级风况下作业,计划将于明年7月交付使用。 海缆迎来新市场 而对于产业链各环节成本,在6月30日举行的媒体沟通会上,金风科技总工程师崔新维给出了更详细的数据:“陆上风机成本占64%,基础占16%,电网连接占11%,其他为9%;在海上,风机成本约为45%,基础占25%,电网连接占21%,安装占7%,其他为2%。” 崔新维表示,不考虑运营期间维护费用以及可能的发电量损失,同等容量下,海上风电的建设成本要比陆地高出四成以上。高出部分除了安装船的费用,主要就是铺设海底电缆和建设海上变电站。 与陆上不同,海上机组所发电力不是走架设在空中的电网,而是通过铺设于海底的电缆传回岸上。记者从中天科技董秘杨栋云处了解到,海底电缆技术含量比陆地所用电缆高很多,除了必备的抗海水腐蚀性之外,还要求能承受足够水压。公司虽然早有海缆产品,但应用尚局限于通信领域,现阶段市场份额较小,且国产厂商能做的不多。 从招投标结果看,海底电缆大部分市场份额掌握在合资企业手中。不过,国产厂商也已经开始注意这块新兴市场,除中天科技外,另一家同处海上风电发展前沿的亨通光电,也已开始投建海底电缆生产线。 |
国际电力网 | 每日经济新闻 | 胡玉慧 | 2011-07-25 | 海上风电 |
310 | 2017-09-18 05:08:00 | 业内人士建议先行煤电一体化促西部能源基地建设 | 2011-07-22 | 德国莱茵能源公司既是该国最大的电力供应商也是鲁尔工业区最大的煤电一体化经营实体,煤电联营模式提高了资源综合利用效率并有力促进了工业区的发展。我国电力行业人士对此考察后建议,西部地区可以资借鉴,先行发展煤电一体化,并结合特高压输电技术,以促进大型能源基地建设,推进“西电东送”。 华能集团北方联合电力有限责任公司董事长吕慧随内蒙古电力行业一行赴德国考察后向记者介绍,作为第五大能源消费国,德国在能源消费结构上与中国相似,贫油少气而以煤电消费为主,不宜远距离外运的褐煤产量很大。拥有大量褐煤露天矿资源的莱茵能源公司,其原煤产量占德国46%,且绝大部分用于公司自身发电。 “煤电一体化是该公司能源发展的最大特点。这种经营模式有力地促进了鲁尔这个工业产值占到全国40%的工业区的建设和发展,而且带动了钢铁等其他工业的发展,加快了德国的工业化进程。”吕慧不由得联想到内蒙古等我国西部地区能源基地的建设。 他建议,西部有条件的地区可以此为借鉴,以煤电一体化能源产业发展为先行,加快能源基地的建设,转变煤电两个产业各自单一的经营现状,建立现代新型能源企业。同时,把煤电一体化与特高压输电技术相结合,促进我国形成“高参数、低能耗、大机组、大电网”的现代能源产业体系,进而促进西部地区大型能源基地的建设,稳步推进“西电东送”。 他认为,实施煤电一体化,有利于提高资源的综合利用水平,促进循环经济发展。我国煤炭供给已形成西煤东运的格局,煤炭洗选加工规模越来越大,煤与电结合能有效地解决洗中煤的出路,既减少了资源浪费,又避免环境的污染。煤电一体化也有利于褐煤资源就地转化,再通过特高压等输电线路把电外送。 德国为了确保能源供应和价格稳定,对硬煤开发实行财政补贴政策和减免煤炭企业税赋政策,以确保电价稳定。吕慧建议,我国应研究煤炭税费制度改革,对不同煤质资源根据不同开发条件实行税费差别征收制,通过税费差别调节煤炭开发成本,抑制煤价波动,保障电煤供应和电煤价格稳定。这将有利于煤电一体化健康发展,从而保障我国能源安全稳定供应。 |
国际电力网 | 新华网 | 郑晓奕 | 2011-07-22 | 煤电一体化 特高压 输电 |
311 | 2017-09-18 05:08:10 | 傍智能电网 海联讯能否吃上大蛋糕? | 2011-07-22 | 深圳海联讯科技股份有限公司(下称“海联讯”)于7月22日接受创业板发审委审核,这家在IPO上几经挫折的公司如今“傍上”了势头如虹的智能电网。然而,面对过于分散的电力信息化行业和强悍的对手,核心竞争力并不明显的海联讯能否如愿吃上大蛋糕? 3.7万亿的智能电网大蛋糕 海联讯是一家专注于电力行业信息化建设的解决方案提供商,公司主营业务包括系统集成、软件开发与销售、技术及咨询服务,其中系统集成业务在营业收入中占比最大。 2003年,海联讯的海外上市历程止步于SARS影响;6年后的2009年,公司的IPO仍受阻于由外资转内资的身份转换。 根据海联讯的首发招股说明书(申报稿),公司此次发行股数为1700万股,募集资金全部投资于信息应用系统研发升级项目和技术支持中心项目。因为海联讯如今盯上的大蛋糕正是电网公司大力推动的智能电网。 正如招股书所说,智能电网将成为拉动电力行业信息化需求的新的增长点。其主要特征“智能化”包括信息化、自动化和互动化三大方面,其中信息化最为重要,是实现智能电网自动化和互动化的基础。 按照国家电网公司此前公布的规划,2011~2015年,进入智能电网的全面建设阶段,投资额达到2万亿元,将加快特高压电网和城乡配电网建设;2016~2020年进入引领提升阶段,投资额达1.7万亿元,全面建成统一的坚强智能电网。 因此,上述建设的开展必将成为电力信息化行业信息化解决方案提供商发展的强大引擎。按以往电力行业建设中信息化建设所占比重估计,未来11年内国家电网公司用于智能电网信息化建设的投资规模将不小于1000亿元。 海联讯在2010年的前5名客户为:上海辉电电力设备工程有限公司、山东电力集团公司、山西省电力公司、华北电网有限公司以及广东电网有限公司,基本均为国家两大电网公司下属企业。 行业竞争激烈、分散 然而,海联讯面对的难题是,低端信息化建设项目竞争激烈、市场分散以及竞争对手的强悍。 招股书显示,从2009年电力信息化行业重点企业的份额来看,目前该行业没有形成具备绝对领导地位的龙头企业。该行业重点企业2009年市场占有率基本在1%~2%左右,只有埃森哲的市场占有率达6.7%,重点企业合计占13.7%的市场份额,其余的市场份额则被数量众多的其他企业分割。 其中,埃森哲占有6.7%的市场份额,同时也是市场份额最大的公司。埃森哲为2008年国网ERP工程总承包商,其主营产品为电力业务管理系列软件。但从其市场份额来看,也并不足以做国内该行业的龙头老大。 东软集团占有1.9%的市场份额,主营产品为数据中心及商业智能系列软件、电力业务管理系列软件,为该行业第二大市场份额的公司。 远光软件股份有限公司市场份额为1.6%,主营产品为电力业务管理系列软件。 北大青鸟与启明星均占有1%的市场份额。前者主营产品为企业信息门户系列软件,后者是四川省电力公司下属企业,主营定制系统开发领域,偏向于ERP实施。 而尽管海联讯在输电网通信解决方案、配用电网通信解决方案以及语音通信解决方案等方面具备专长,其1.4%的市场份额以及与竞争对手相类似的业务领域并不具有明显优势。例如远光软件就已确立了“先纵后横”的发展思路,纵向上深耕电力行业,由单纯的财务软件商向全面应用解决方案商转型。 有行业分析师表示,目前在电力信息化市场中,以单个企业市场份额论,SAP、埃森哲等外企均要高于国内包括海联讯、远光软件甚至东软集团等企业,主要原因在于该行业的投资主体是两大电网和五大发电集团,而这些央企财力雄厚,更愿意聘请国外企业进行服务。 “全球500强的企业中大部分的信息化服务都是这两家做的,所以央企当然更重视它们,而对海联讯和远光软件等国内企业来说,更多的机会可能在于提供个性化的定制服务方面,只有这样能区别于外企的标准化产品服务。”该分析师说。 然而,尽管国内企业靠为客户提供个性化服务起家,但在这条发展路径上也并不顺利。 一位行业人士表示,目前,国内电力信息化服务领域的企业数量众多,技术水平参差不齐,在低端的简单硬件系统集成项目上竞争较为激烈,有时甚至会出现为占领市场而相互压价的情况。因此,该行业目前处于“割据”的分散竞争格局,稍有规模的企业都在其赖以起家的行业割据,而跨领域的发展也并不顺利。 该人士表示,尽管远光软件等企业近年也涉足电力信息化的其他领域,但终究不如埃森哲等国际巨头“通吃”,主要原因在于国内企业缺乏人才,以及跨行业、跨领域发展需要巨额的研发成本。因此,面对强悍的国际巨头和“割据”分散的国内对手,海联讯能否吃上未来十年智能电网发展的大蛋糕,尚需打个问号。 |
国际电力网 | 第一财经日报 | 李毅 | 2011-07-22 | 智能电网 海联讯 电力信息化 |
312 | 2017-09-18 05:08:10 | 神华频建储煤基地煤炭储备现市场化趋势 | 2011-07-21 | 近段时间以来,神华集团在煤炭储备方面频频发力。 5月11日,神华集团下属的国华电力将首个煤炭储备(中转)发电一体化项目落地江西九江,项目总投资300亿元。7月8日,中国神华与安徽省能源集团有限公司签署协议,合资设立神皖能源有限责任公司,从事电力和煤炭储销等业务。7月13日,福建省政府与神华集团签订战略合作框架协议,神华集团将在福建省投资300亿元左右合作建设储煤基地、电力、港口及其他相关产业项目。 此前,国家发改委和财政部于今年5月份联合印发了《国家煤炭应急储备管理暂行办法》,国家煤炭应急储备是指中央政府委托煤炭、电力等企业在重要煤炭集散地、消费地、关键运输枢纽等地建立的,用于应对重大自然灾害、突发事件等导致煤炭供应中断或严重不足情况,由中央政府统一调用的煤炭储备。办法要求煤炭应急储备承储企业应具备一定资质,可向银行申请贷款,并可获得财政贴息、补贴等。神华集团符合该条件。在今年2月底,国家发改委部署了第一批500万吨的国家煤炭应急储备,中国神华承担了其中的170万吨。 不过,这种政府出钱企业出力的政府主导储备能否取得应有效果,企业能否实现盈利以及应急储备能否最终发挥作用在业内颇有争议。 中商流通生产力促进中心煤炭行业分析师李廷表示,政府的贴息贷款被挪用,在无利可图的情况下承储企业消极怠工等情况都可能发生;而且,政府主导的煤炭应急储备很容易引起市场的关注,某些时候煤炭储备反而可能会成为市场煤价格的重要推手之一,这些最终都会使政府主导的煤炭应急储备不能达到预期的效果。 “但神华近期利用其煤电路港航一体化优势,以完全市场化的方式,加快在华东地区的煤炭储备基地和火电布局,既使企业获得了更好发展,又满足了华东地区的煤炭和电力需求,而且节省了中央财政支出,可谓多赢。”李廷表示,与政府主导的煤炭储备相比,企业主导下的煤炭储备还使企业具有了更大的灵活性,企业不仅可以灵活地根据市场需求适时增加或减少储备,而且可以通过出租场地、开展配煤业务等多种方式灵活运营储备基地,最终获得更好的市场收益。 李廷指出,有鉴于此,国家可以给予部分大型煤炭或电力企业更多的产业链资源,加快发展第二个、第三个神华集团,以其煤电路港一体化优势,完善煤炭流通体系,让目前政府主导的煤炭应急储备自然地转变为以企业为主导,以市场为主导。 |
国际电力网 | 证券时报 | 证券时报 | 2011-07-21 | 神华集团 电力 煤炭 |
313 | 2017-09-18 05:08:11 | 智能电网带热光缆 衍生更多新产业 | 2011-07-21 | 光纤电缆作为智能电网建设的重要内容,智能电网的大力建设势必要带热光纤行业的发展。随着“十二五”智能电网的普及式发展,国家电网光缆入户工程在紧锣密鼓的进行中,光纤入户主力军“光纤复合低压电缆”将随低压电力线敷设,进入的千家万户之中。 据报道说,我国光纤光缆行业或将进入第二个行业洗牌期,国内光纤在国际市场中已经占据较大的比例。申银万国证券研究所也表示,政府和行业巨头积极推进电力光缆入户,直接利好光纤电缆生产厂商。 不久前,北京丰台区莲香园小区已采用光纤到户方式,完成智能电网功能改造,实现了以智能用电服务为基础,集宽带上网、智能家居、家庭安防、物业服务及高清视频点播为一体的系统化综合信息服务。另外,国家电网也在北京、上海建成了我国第一批电力光缆到户智能小区示范工程。智能电网正在加速日益普及的步伐,光缆行业热潮才刚刚开始。 根据工信部2010年发布的《关于推进光纤宽带网络建设的意见》称,到2011年,光纤宽带端口超过8000万,城市用户接入能力平均达到8兆比特每秒以上,农村用户接入能力平均达到2兆比特每秒以上,商业楼宇用户基本实现100兆比特每秒以上的接入能力。3年内光纤宽带网络建设投资超过1500亿元,新增宽带用户超过5000万。同时,关于光纤宽带网络的相应技术标准也在制定和完善之中。 电力光纤入户前景一片大好,相关的光纤复合低压电缆(OPLC)厂商对电力光纤的发展业充满的信心,正在积极的进行OPLC产品的研发与测试,期待与国家电网一起奋斗在电力光纤入户的一线。 综上所述,在智能电网全面建设中,电力光纤到户正在成为一种趋势,光缆行业在未来的几年,行情会一直火热下去。然而,智能电网建设运营使用过程中,还将促进新材料、电力电子元器件制造2,新能源发电,电动车充电设备,智能变电站等上下游产业发展,也将衍生出更多的新产业,与智能城市、智能生活等更广阔领域的建设发展相互呼应。 |
国际电力网 | 慧聪电气网 | 柳群 | 2011-07-21 | 智能电网 光缆 电力光纤 |
314 | 2017-09-18 05:08:11 | 风电低电压改造成本谁来负担 | 2011-07-20 | 2月24日,甘肃中电酒泉风力发电有限公司桥西第一风电场598台风电机组脱网;4月17日,甘肃瓜州协合风力发电有限公司干河口西第二风电场702台风电机组脱网;4月17日,河北张家口国华佳鑫风电场644台风电机组脱网。 连续的风机脱网事故使国家电监会5月9日下发《关于切实加强风电场安全监督管理、遏制大规模风电机组脱网事故的通知》,要求不具备低电压穿越能力的机组,要尽快制定切实可行的低电压穿越能力改造计划,督促设备制造厂商配合实施。 6月23日,中国电力企业联合会透露,风电并网技术国家标准的首次审核已经结束,将由国家电监会进行二次审核。该标准的核心即为要求风机具备低电压穿越技术。初审结束,意味着距离强制性要求风机具备低电压穿越功能的时间越来越近。 目前,国内风机制造企业新推出的风机机型都具备了低电压穿越能力,旧风机的升级改造对于设备企业来说,在技术上不成问题。虽然政策面的压力越来越大,但由于改造涉及的成本较高,对于这部分费用到底谁来承担,目前风电产业链各方的理解却不尽相同。 有专家表示,国内的风机制造企业有几十家,每家的技术路线不一样,有双馈,有直驱,相同技术路线下又有不同的机型,改造成本肯定不一样。根据该专家的测算,一台风机的改造成本为10万-50万元不等。 一个装机容量为30万千瓦的风电场,按每台风机为3兆瓦计算,风机数量为100台,如果一台风机的低电压穿越改造费用达到50万元,这样一个风电场的改造费用将达到5000万元。 而据测算,如果按照每台风机增加45万元改造成本来计算,一台1.5兆瓦的风机成本将上升10%。由于近年严重的弃风现象,已经使得风电产业的利润率由最高时的12%以上下降到10%以内,关键设备成本10%的增加对他们无疑是不小的包袱。 因此,如此庞大的改造成本到底是该由风电运营商承担,还是由设备厂商承担成为业界争论的话题。 一位业内人士表示,如果风电运营商与设备制造商在签订供货合同时,就已经明确风机必须具备低电压穿越能力,而设备制造商提供的风机却不具备该项能力,那这部分风电场的改造费用,无疑应由设备厂商来承担。如果双方签订的合同中,没有明确这一点,则应由双方协商,制定解决办法,共同承担。 然而设备制造商却有不同的看法,国电联合动力风电设备技术研究所所长秦明表示:“合同明确的风场,这笔改造费用由设备制造商承担,是合理的。但对于前几年投运的、合同里又没有明确要求的,由设备制造商来承担却有点不合适。举一个例子,一个人买了台黑白电视机,过了几年,彩色电视机出来了,这个人说不行,为什么你这个电视机不具备彩色显像的功能,要给我换彩色显像管,你说合理吗?”秦明认为,风电低电压穿越功能是一个新技术,在过去特定的历史条件下,政策和用户都没有提出类似要求。现在技术进步了,这项技术要成为普遍的功能,这个时候再回过头来对设备企业提改造的要求,设备制造商确实应该改,但如果费用还要由设备制造商来承担,就不太合适了。 |
国际电力网 | 中国能源报 | 陆晓辉 | 2011-07-20 | 风电 低电压 风机 |
315 | 2017-09-18 05:08:16 | 新政对内蒙古风电发展影响几何 | 2011-07-20 | 就风电而言,内蒙古的核心愿景有两个:其一,建设外送输电线,消纳区内多余的风电量;其二,重新分配风电市场蛋糕,把更多的税收留在当地。 6月29日,《国务院关于进一步促进内蒙古经济社会又好又快发展的若干意见》(以下简称“意见”)出台,这是针对全国五个自治区中最后出台的一个扶持政策。这份迟来的文件给内蒙古的风电发展注入了前所未有的活力,但同时也存在诸多不确定性。 世界风电看中国,中国风电看内蒙古。截至今年3月,仅蒙西地区风电并网装机容量即达到1140万千瓦,占全国装机比例超过30%,风电已成为区内第二大主力电源,最高上网电量占比20.9%,而同时期全国风电上网电量仅有1.18%。内蒙古风电的各项指标均高居全国首位,并已达到丹麦、西班牙等欧洲风电强国的水平。 窝电难题有望破解 然而,内蒙古风电的成绩与困难几乎一样多。内蒙古电力公司工作人员挂在嘴边最多的话就是“窝电”怎么办。 内蒙古地区经济发展相对落后,电力消纳能力有限,2010年有42%的风电白白浪费。数据显示,过去6年间,内蒙古发电量翻了一番,而外送通道却没有增加一条。 据内蒙古电力公司总经理张福生估计,到2015年,区内风电装机容量将达到3000万千瓦,年送电量将至750亿度,现有的5条外送通道根本无法满足需要。 从表面上看,内蒙古风电弃风是缺少电力外送通道,更深层次的原因则是,蒙西电网独立于国家电网,蒙西的风电外送,得由国家电网说了算。外送通道的建设也须经两家电网公司合作,而这种合作如没有更高层次的介入,很难达成共识。甚至有业内人士认为,内蒙古电网的出路只有并入国家电网一条。 此次国务院的支持政策即属“更高层次的介入”。在《意见》中单独列出“加快电力通道建设”一节,可见其重视程度。《意见》称,“将内蒙古电力外送通道纳入国家电网建设总体规划,优先安排建设;鼓励利用火电输出通道外送部分风电,扩大电网接纳风电规模,配套建设调峰电源,统筹制定风电消纳方案。” 国务院出面,本质上是将两个独立的电网公司当成一个共同体来统筹考虑。 《意见》出台的同时受到了国家能源局的重视,国家能源局新能源和可再生能源司副司长梁志鹏对记者说:“内蒙古是中国的风电大省,国家能源局相当重视,最先解决的是外送通道建设和消纳市场落实。” 消纳市场已达共识 对于内蒙古风电的消纳市场,内蒙古方面考虑了区内和区外同时消纳。 针对区内消纳,内蒙古发改委副主任王秉军认为:“我们在《内蒙古风能资源开发利用管理办法实施细则》中提出引进负荷与风电开发挂钩联动的措施(编者注:简单说就是先落实哪里能消纳风电,再核准风电场建设项目),风电企业积极引进产业,构建发电与用电一体模式,实现可再生能源发展与高载能产业发展结合;利用冬季后夜弃风时段的风电电力为城镇供热,解决低谷弃风问题;用风光互补解决边远小城镇用电、城市公用照明、农牧民通电等问题,扩大风电的应用。” 针对区外消纳,内蒙古方面没有提出特别要求,只要能够送出去就行。国家电网于今年4月发布的《国家电网公司促进风电发展白皮书》(以下简称“白皮书”)中也明确指出,蒙西、蒙东的风电将送至三华(华北、华东、华中)负荷中心消纳。 外送输电线选型尚不明确 接下来,就是具体规划内蒙古外送输电线的起点、终点、电压等级以及交流还是直流等技术细节。 其实,早在《意见》出台之前,国家电网和蒙西电网就分别制定了各自的外送输电线蓝图,但双方的想法存在出入。 起初,内蒙古电力公司的想法是,规划高压或超高压外送输电线,预计2009年即可投入使用,但项目夭折了,原因是国家电网公司坚持要建设特高压,尤其是交流特高压。交流特高压的研究论证工作至今还未结束,除了我国首条晋东南-荆门试验线路,国家发改委很难再批准新的项目。 国家电网对于内蒙古外送通道具体方案的态度异常坚决,其在《白皮书》中称:蒙西风电以包头、乌兰察布和锡盟三个地区分别汇集,通过4个特高压交流通道和蒙西-江苏、锡盟-江苏2回特高压直流,送至“三华”(华北、华中、华东)负荷中心消纳;蒙东地区建设呼伦贝尔-山东、呼伦贝尔-豫北、赤峰-江苏3回正负800千伏特高压直流,将蒙东风电送至“三华”负荷中心消纳。 上述外送通道建设方案存在很大的不确定性,直流特高压几乎没有争议,而对于交流特高压,审批单位国家发改委的态度非常谨慎,因为首条试验项目晋东南-荆门线路由于输电能力未达到之前设计输电能力,现仍处于继续改造期间。这一点,在《意见》中得到了印证,《意见》中在其他外送输电线建设的前面用了“加快”的动词,而在锡盟-南京交流特高压外送输电线前用的是“研究论证”的动词。 由此可以预估,内蒙古风电外送通道的具体方案实施进度不会很快,各方还须博弈数回合,才能最终确定。 税收分配问题悬而未决 就风电而言,内蒙古方面除外送通道建设和落实市场消纳外,另一个核心的愿景是重新分配风电市场蛋糕,把税收多留在当地,这个愿望同时存在于煤炭等其他能源。 内蒙古风电发展赶上了两个税收政策的重大变化:其一,企业所得税两税合一及相应的减免政策。风电场开发商的上网风电实行“三免三减半”,也就是说地方政府在6年间,从企业所得税上只有很少的收入;其二,增值税转型,从之前的生产型增值税转为消费型增值税,风电场业主可以通过税收抵扣风电设备的进项税额,加之,风电收入应缴纳的增值税实行退税50%的政策,实际上在开始的几年内企业几乎不承担此项税收。 在今年两会上,全国政协委员、摩根大通亚洲投资银行副主席、中国投资银行CEO方方说:“风电场建成后六年都是免税,地方政府忙了半天得不到什么收益,挫伤了其发展风电的积极性。应当试行风电资源税,以调动地方政府支持发展风电产业。” 此次国务院扶持政策在“财税政策”一节中提及了这一问题:“完善风电产业税收政策,促进风电发展。鼓励中央企业在内蒙古的分支机构变更为独立法人,实行税收属地化管理。”税收的属地化管理即是风电蛋糕重新在中央和地方、央企和地方之间重新划分。 另外,《意见》在“深化农牧林业改革”一节中从另一个角度有所论述:鼓励农牧区集体和个人以土地、草场使用权入股等方式参与当地资源开发建设,增加农牧民财产性收入。 从文件的表述看,国务院的用词是“鼓励”,这给实际运作过程中带来了一些不确定性。 最后,值得注意的是,《意见》中提出:“根据国家产业布局和专项规划,实施差别化产业政策。制定促进风力发电、太阳能发电等行业发展的上网电价。” 差别化的产业政策包括土地及项目审批、金融信贷、上网电价等方面。前两项问题不大,记者从国家能源局相关负责人口中得知,国家能源局将会酌情考虑对内蒙古风电项目的审批,但差别化的上网电价制定工作还未提到日程。 |
国际电力网 | 中国能源报 | 陆宇 | 2011-07-20 | 风电 输电 内蒙古 |
316 | 2017-09-18 05:08:26 | 东芝收购兰吉尔:做世界顶级智能电表企业 | 2011-07-19 | 东芝将收购瑞士电表企业兰吉尔公司(Landis+Gyr)。收购金额23亿美元。兰吉尔除了在世界约30个国家和地区供货电、气及自来水表之外,还在包括各种计测数据管理等的智能电表领域拥有高份额。东芝的目标是通过获得兰吉尔的销售渠道及客户,将相关业务领域的销售额从目前的约3000亿日元扩大至约7000亿日元(2015年度)。日前,记者就收购兰吉尔的目的采访了东芝智能社区业务统括部技术总监渡部洋司 东芝为何致力于智能电表领域? 渡部:我们的方针是今后要向智能电网及智能社区领域积极开展业务。智能电表是第一阶段。首先从智能电表入手开展业务,并同时加入各种服务及解决方案以推动其发展。届时,电表业务会非常重要,而且我们也具有很大的潜力。 智能电表业务目前已在世界范围内展开。为了快速进入这一业务领域,收购大企业是最有效的手段。我们在探讨将本公司拥有的上游技术与兰吉尔拥有的终端技术结合起来。 致力于智能电表的企业很多。为何将目标锁定于其中的兰吉尔? 渡部:是由于无论从那方面说,兰吉尔都是世界电表市场上的No.1。兰吉尔拥有全球电力运营商等30个国家的8000多家大客户。不仅在电力领域,其在燃气及自来水领域的销售额也是No.1。而且在智能电表方面,该公司也占有全球30%以上的压倒性份额。份额第一意味着拥有强大的客户销售渠道。这一点对我们很有吸引力。 实际上,通过共事发现,兰吉尔是十分稳健的企业。令人感到其是能够推出可信赖产品的企业,“没有辜负我们的期待”。而且也有很出色的技术。电表是标准产品,很难实现差异化,而智能电表需要导入通信技术,这一部分是差异化的关键。在这一方面,兰吉尔拥有PLC(电力线通信)及无线通信等出色的技术资产。 在哪些方面有望与东芝现有解决方案形成乘积效应? 渡部:兰吉尔的服务具有非常高的可靠性。但另一方面,利用智能电表的服务本身感觉还很原始。也许这是市场尚未成熟的缘故吧。比如,兰吉尔在美国向数十家电力公司提供着“管理服务”。这是一种承包了部分电力公司业务的电表相关业务。如果将该服务与更先进的能源管理技术组合的话,便有望进一步扩大市场。这样不仅是电力公司,还可将普通家庭及大楼纳入视野,升级为范围更广的服务。比如,与蓄电池及电动汽车(EV)之间的联动控制等。在这种组合了ICT的高级解决方案的实现上,我们东芝的技术可派上用场。 我们集团的下属企业中有从事电表业务的东光东芝电表系统公司。认为今后可与以海外客户为中心的兰吉尔之间获得乘积效应。 目前,日本正处于近数十年未曾有过的“电力短缺”处境。正因如此,以前未能顺利导入的技术就有可能引起关注。比如,为了抑制用电高峰,使用智能电表的“DR(DemandResponse,需求响应)”技术正可发挥作用。东芝拥有这种与能源管理相关的技术诀窍。今后打算将这些技术诀窍与兰吉尔的技术结合起来。 |
国际电力网 | 百方网 | 百方网 | 2011-07-19 | 东芝 兰吉尔 智能电表 |
317 | 2017-09-18 05:08:30 | 智能电表市场集中度下降 产能过剩凸显 | 2011-07-19 | 在国家电网加大智能电表招标规模的同时,各大企业为了能跟上国网的“需求步伐”,纷纷提升智能电表产能,在获得良好的市场效益的同时,智能电表行业亦面临着产能过剩的隐忧。 国家电网公司近日公布了今年第三批智能电表项目的中标情况。据预计,今年智能电表的招标量仍将持续高增长,全年增速预计在30%以上。然而,随着智能电表行业大厂商的投资项目逐步投产,我们认为,整个行业产能过剩的隐忧正慢慢显现。 智能电表行业已存产能过剩的隐忧。通过对多个智能电表上市公司的投资项目进行整理,我们发现,2011年和2012年将是智能电表的大规模投产和达产期。其中,科陆电子、林洋电子、三星电气、浩宁达将分别新增460万台、550万台、650万台和188万台的产能。对这些厂商的产能数据进行分析,目前产能合计为1668万台,未来扩产合计1848万台,增幅达到100%以上。 从招标的时间分布来看,今年的招标较去年更为密集。因此我们预计,今年将会有5次智能电表的集中招标。同时,我们发现,此次招标价格同比大幅上升,智能电表行业的市场集中度进一步下降。 |
国际电力网 | 机电商情网 | 机电商情网 | 2011-07-19 | 智能电表 |
318 | 2017-09-18 05:08:39 | 智能电表项目进入大规模投产期 增速30% | 2011-07-19 | 国家电网公司近日公布了今年第三批智能电表项目的中标情况。从招标的时间分布来看,今年的招标较去年更为密集。东方证券预计,今年智能电表的招标量仍将持续高增长,全年增速预计在30%以上。然而,随着智能电表行业大厂商的投资项目逐步投产,应警惕整个行业出现产能过剩。 东方证券分析师表示,今年将会有5次智能电表的集中招标,而招标总量的全年增速将达到30%以上。同时,我们发现,此次招标价格同比大幅上升,智能电表行业的市场集中度已呈下降趋势。相较于第二批中标情况,本次中标的前十大厂商份额环比均有一定幅度的下降。 东方证券认为,募投项目逐步投产或将导致行业产能过剩。通过对多个智能电表上市公司的投资项目进行整理,2011年和2012年将是智能电表项目的大规模投产和达产期。从电表厂商产能分析数据看,国内智能电表厂商目前产能合计为1668万台,未来扩产合计1848万台,增幅达到100%以上。东方证券预计,随着大厂商的投资项目逐步投产,行业内整合或将是新趋势。 |
国际电力网 | 亮报 | 亮报 | 2011-07-19 | 智能电表 |
319 | 2017-09-18 05:08:40 | 签单15亿欧元华锐进军欧洲风电市场 | 2011-07-18 | 近日,欧洲风场运营商Mainstream Renewable Power(下称Mainstream公司)宣布,已与华锐签署战略合作协议,未来5年双方将在爱尔兰共同开发和建设1000兆瓦的风场项目。 签订15亿欧元海外大单 “华锐与Mainstream公司签订的15亿欧元(21亿美元)风电项目,是国内风电企业在海外市场的最大一单,有利于加速华锐的国际化步伐。”中投顾问新能源行业研究员萧函告诉记者,华锐在国际市场的开拓,必将缓解其在国内市场业绩放缓的压力。 “合作协议是Mainstream公司公布的,华锐目前还没有发正式公告。”华锐相关负责人告诉中国经济时报记者。 据悉,爱尔兰项目是华锐在海外的第一个大型项目。一期风电装机容量为50兆瓦;第二阶段则是150兆瓦,随后3年内总计装机容量将为800兆瓦。华锐将不仅是风电设备的提供商,同时也将对该风电场进行投资。此外,国家开发银行将作为爱尔兰项目的融资方,但具体融资额度和方式尚不清楚。 华锐高级副总裁李乐成曾表示,“华锐是中国最大的风机制造商,全球化战略是我们发展战略的核心,而欧洲是这一战略的重要组成部分。该合作协议的签署是华锐同Mainstream公司在美国、加拿大、非洲、南美等地展开全面合作的一部分。” “华锐与Mainstream公司的合作可以看做是风电企业走向国际的风向标。”一位业内人士告诉本报记者。 “开发爱尔兰风电项目的投资由双方共同承担,对于积极开拓国际市场的华锐来说资金压力不大。”萧函说,华锐去年9月与国家开发银行签署了《开发性金融规划发展与战略合作协议》,根据该协议国家开发银行将为华锐提供总额为65亿美元的融资合作额度,通过中长期融资支持华锐迈向国际化。 他认为,爱尔兰风电项目总体上风险不大。从运营上来看,Mainstream公司具备丰富的运营经验,是一个比较可靠的合作商。从开发环境来看,爱尔兰对风电的发展持积极鼓励的态度,合作审核通过是没有问题的。 国际化步伐加速 “近年来,华锐始终坚持国际化战略的稳步前进。”上述华锐相关负责人告诉本报记者,国际化已成为华锐“十二五”的第一战略,预计到2015年其海外业务将占到举足轻重的地位。据记者了解,华锐的国际化步伐正在不断加速。4月12日,华锐与希腊PPC电力公司签署战略合作协议,双方将在希腊共同开发一个200兆—300兆瓦的风电场以及一个海上风电场,同时,华锐还将在希腊建立风电机组生产基地。早在2009年华锐有10台机组率先出口到印度。 “提高国际化份额在整体业务中的比例是华锐实现国际化的重要因素。”萧函认为,与其他国际化的风电巨头相比,华锐的软肋在于业绩主要来自中国,国际市场的订单小而散,与其整体实力不相符合。 华锐董事长兼总裁韩俊良也曾表示,如果不在美洲和欧洲成功,华锐也称不上是一个全球性企业。他表示,华锐未来的国际化份额不但要达到30%,还要向50%的目标迈进。 萧函告诉记者,华锐目前已在美国、西班牙、巴西等多个国家建立了子公司,频繁参与当地市场活动。 上述华锐相关负责人向本报记者表示,拓展海外市场最关键的是要在当地实现本土化,适应当地的市场需求。萧函提醒说,华锐的海外扩张也要注意规避风险,不断提高自身的技术研发能力,这样才能在国际市场上避免不必要的专利纠纷,通过过硬的产品质量打开国际市场,赢得客户信赖。 |
国际电力网 | 中国经济时报 | 中国经济时报 | 2011-07-18 | 华锐 风电 |
320 | 2017-09-18 05:08:50 | 华东电荒来袭 电厂产能遭闲置 | 2011-07-18 | 2004年以来最严重的“电荒”正在逼近。 华东电监局局长丘智健日前在接受记者采访时透露,华东地区用电尖峰时刻正在来临,四省一市(江苏省、浙江省、福建省、安徽省、上海市)最高峰用电缺口预计达到1000万~1500万千瓦。 相对于去年的供需平衡局面,华东地区今年用电缺口激增。预计今夏华东地区最高用电负荷将达1.98亿千瓦。7月4日,华东电网统调用电负荷突破1.68亿千瓦,创下历史新高。 然而即便如此,仍有发电效率较高的电厂因发电指标的限制被迫闲置产能。 “十二五”开局用电飙升 相对于去年平稳的供电形势,今年的“电荒”根源于多重因素的综合结果。丘智健分析说,今年为“十二五”开局之年,各类项目快速上马导致用电量大幅飙升。4万亿投资所转化的产能效应也开始体现出来,导致用电硬增长。而电力供应方面,今年上半年发电装机投资同比减少,只有6%的增幅,对火电的限制也导致供给减少。电煤价格的飞涨导致火电厂亏损,影响了其发电积极性。 “今年是近几年电力供需形势最为紧张的一年,电力缺口总量可能超过历史上最严重的2004年。”国家电网公司副总经理帅军庆此前预测,仅国家电网负责的26个省份经营范围内电力缺口就将达到3000万千瓦左右。 帅军庆分析,这次缺电的原因由以往的“电煤供应不足”单一因素逐渐向“电煤供应不足和局部地区发电装机不足、跨区电网输送能力不足”等多种因素转变,而且短期内难以改变。此外,夏季雷雨等极端天气、大规模风电入网也将增加电力安全生产的风险。 “尽管用电紧张,我们还得想方设法保持用电总体平衡。”正在忙着准备半年度工作会议的丘智健向记者表示,短期内择机限制高能耗工业用电和错峰用电。 电力牵一发而动全身,缺电压力正在传递到社会各个角落。一家从事太阳能薄膜的生产企业正面临一周两次停电的困扰。这家企业负责人无奈地表示:“我们的生产线不是说停就能停的。” 国家电网此前表示,在华东各省级电力公司将开展省间短期实时交易,利用省间负荷特性的差异开展错峰交易,加强省间余缺互济。 国家能源局则于日前下发通知,要求中石油、中石化确保江苏、浙江两省电力迎峰度夏用气需求。能源局称,在中石油、中石化两大能源巨头增供天然气后,江苏省6台西气东输直供燃气机组基本实现满负荷发电,发电量增加约1000万千瓦时/天;浙江省的燃机用气也将增加至1150万立方米/天,每台燃机平均运行时间可提高至约14小时,发电量增加约1100万千瓦时/天。 两者相加,相当于江苏、浙江两省每天增加电力供应约2100万千瓦时,在一定程度缓解当地的用电缺口。 发电权该如何分配? 为了解决困扰多年的电力供应紧张局面,业界人士呼吁,希望国家物价部门调整工商业用电价格。 而这背后,正是眼下“市场煤、政府电”所导致的僵局。 丘智健表示,发电成本要有效传递到终端用户手上,要与终端用户互动。“否则电价就会在发电端与消费端之间被挤压。电厂把一次能源转化成二次能源中的成本价已经很透明,但是资源价格涨幅传递不到位,现在都是一笔糊涂账。”丘智健说。 有业内人士指出,电价上涨所引发的系统性涨价问题应该由国家宏观调控来调节,就像油价一样,电价也应该市场化。“政府管是管不住的,凡是政府管的行业物价都会上涨,像医药、房地产、电力就是例证,而像粮食市场化后,就会涨涨跌跌;只要政府管,电价永远都会上涨。电价只有交给市场,才会有涨有跌。” “深化电力体制改革,需要顶层设计,面上的问题大家都很清楚,依赖唯一的提价方法难以根本解决问题,应该还有其他办法。”丘智健说。 其中,对不同发电效率的电厂采用统一的配电标准(即发电权)备受业界质疑。高效率电厂面临着低效率发电量的尴尬局面。上海外高桥第三发电有限责任公司(下称“外高桥三厂”)是电力行业内公认的低能耗、高效率的发电企业。按照常理,这样的企业应该多生产多发电,但事实并非如此。 由于受到政府相关部门分配的发电数量的限制,外高桥三厂存在着严重的开工不足现象。该厂2010年度合同计划发电量是80亿度,而在这个基础上再多发50亿度电,是没有问题的。受限于发电配额限制,外高桥三厂去年只发挥了百分之六十多的生产能力,将近百分之四十的产能被闲置。据了解,发电配额相当于电厂拿到的发电权,拿到了多少发电权就能够发多少电。 “一些老电厂受历史遗留问题拖累,不分配它们发电额度就会很快关门。”业界人士无奈地说。 根据推算,让外高桥三厂多发 50亿度电,能节约30万吨煤,折合人民币近3亿元。截至今年5月,全国发电量10亿千瓦,其中火力发电占到约80%,煤耗13亿~14亿吨标煤。目前,全国装机发电平均利用时间为5000个小时,其中1000个小时闲置。有的因拿不到发电权,有的则是因为手中无煤。 |
国际电力网 | 第一财经日报 | 袁飞 许可新 | 2011-07-18 | 电荒 电厂 |
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