一、本周重点事件回顾与分析
(一)中电联:1-8月全国新增风电装机859万千瓦
中电联近日发布《2017年1-8月份电力工业运行简况》,统计显示,1-8月,全国新增风电装机859万千瓦,比上年同期多投产117万千瓦;1-8月份,全国6000千瓦及以上风电厂发电量1905亿千瓦时,同比增长23.6%,增速比上年同期回落3.2个百分点;全国风电设备平均利用小时1245小时,比上年同期增加101小时。1-8月份,全国风电完成投资328亿元,同比下降14.5%。
2017年1-8月份电力工业运行简况
1-8月份,全国电力供需总体宽松。全社会用电量当月增速环比放缓,三产用电量继续较快增长;工业和制造业用电累计增速同比提高;高载能行业用电累计增速同比提高,有色金属冶炼行业当月用电增速连续两个月回落;发电装机容量增速放缓,水电当月发电量连续两个月正增长;水电利用小时同比降低,其他类型发电设备利用小时同比增加;全国跨区、跨省送出电量同比增长;新增太阳能发电装机大幅提高,带动全国新增发电装机同比增加。
一、全社会用电量当月增速环比放缓,三产用电量继续较快增长
1-8月份,全国全社会用电量41571亿千瓦时,同比增长6.8%,增速比上年同期提高2.6个百分点。
分产业看,1-8月份,第一产业用电量803亿千瓦时,同比增长8.5%,占全社会用电量的比重为1.9%;第二产业用电量29209亿千瓦时,同比增长6.1%,增速比上年同期提高4.1个百分点,占全社会用电量的比重为70.3%,对全社会用电量增长的贡献率为63.4%;第三产业用电量5824亿千瓦时,同比增长10.4%,增速比上年同期回落0.6个百分点,占全社会用电量的比重为14.0%,对全社会用电量增长的贡献率为20.5%;城乡居民生活用电量5735亿千瓦时,同比增长6.8%,增速比上年同期回落2.9个百分点,占全社会用电量的比重为13.8%,对全社会用电量增长的贡献率为13.7%。
分省份看,1-8月份,全国各省份全社会用电量均实现正增长。其中,全社会用电量增速高于全国平均水平(6.8%)的省份有14个,依次为:西藏(19.7%)、宁夏(13.3%)、陕西(11.2%)、山西(11.2%)、贵州(11.1%)、内蒙古(11.0%)、新疆(10.9%)、江西(9.3%)、甘肃(8.4%)、云南(8.3%)、浙江(7.9%)、安徽(7.6%)、青海(7.6%)和河南(7.6%)。
8月份,全国全社会用电量5991亿千瓦时,同比增长6.4%。分产业看,第一产业用电量148亿千瓦时,同比增长11.7%;第二产业用电量3890亿千瓦时,同比增长2.6%;第三产业用电量931亿千瓦时,同比增长12.7%;城乡居民生活用电量1021亿千瓦时,同比增长16.4%。
分省份看,8月份,除山东(-4.8%)、吉林(-4.3%)、北京(-0.8%)和黑龙江(-0.7%)外,其他省份全社会用电量均实现正增长。其中,全社会用电量增速超过全国平均水平(6.4%)的省份有15个,增速超过10%的省份有:内蒙古(15.8%)、宁夏(14.5%)、重庆(14.4%)、海南(13.3%)、河南(12.4%)、西藏(12.4%)、广东(11.9%)、浙江(11.5%)、江西(10.5%)、山西(10.3%)和贵州(10.2%)。
二、工业和制造业用电累计增速同比提高
1-8月份,全国工业用电量28697亿千瓦时,同比增长6.1%,增速比上年同期提高4.1个百分点,占全社会用电量的比重为69.0%,对全社会用电量增长的贡献率为61.8%。其中,轻工业用电量为4910亿千瓦时,同比增长7.2%,增速比上年同期提高3.1个百分点;重工业用电量为23787亿千瓦时,同比增长5.9%,增速比上年同期提高4.3个百分点。
8月份,全国工业用电量3812亿千瓦时,同比增长2.4%,占全社会用电量的比重为63.6%。其中,轻工业用电量710亿千瓦时,同比增长8.6%,占全社会用电量的比重为11.9%;重工业用电量3102亿千瓦时,同比增长1.0%,占全社会用电量的比重为51.8%。
1-8月份,全国制造业用电量21373亿千瓦时,同比增长6.7%,增速比上年同期提高5.7个百分点。8月份,全国制造业用电量2903亿千瓦时,同比增长4.9%;制造业日均用电量93.6亿千瓦时/天,分别比上年同期和上月增加4.2亿千瓦时/天和减少1.1亿千瓦时/天。
三、高载能行业用电累计增速同比提高,有色金属冶炼行业当月用电增速连续两个月回落
1-8月份,化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计11934亿千瓦时,同比增长5.4%,增速比上年同期提高7.6个百分点;合计用电量占全社会用电量的比重为28.7%,对全社会用电量增长的贡献率为23.0%。其中,化工行业用电量2930亿千瓦时,同比增长3.8%,增速比上年同期提高1.2个百分点;建材行业用电量2108亿千瓦时,同比增长3.7%,增速比上年同期提高3.1个百分点;黑色金属冶炼行业用电量3195亿千瓦时,同比增长1.8%,增速比上年同期提高9.2个百分点;有色金属冶炼行业3701亿千瓦时,同比增长11.2%,增速比上年同期提高14.0个百分点。
8月份,四大高载能行业用电量合计1552亿千瓦时,同比增长1.8%,增速比上年同期提高1.4个百分点,占全社会用电量的比重为25.9%。其中,化工行业用电量375亿千瓦时,同比增长6.3%,增速比上年同期提高9.2个百分点;建材行业用电量301亿千瓦时,同比增长2.2%,增速比上年同期回落1.6个百分点;黑色金属行业用电量421亿千瓦时,同比下降2.3%,增速比上年同期回落0.7个百分点;有色金属冶炼行业455亿千瓦时,同比增长1.8%,增速比上年同期回落1.1个百分点。
四、发电装机容量增速放缓,水电当月发电量连续两个月正增长
截至8月底,全国6000千瓦及以上电厂装机容量16.6亿千瓦,同比增长7.5%,增速比上年同期回落3.7个百分点。其中,水电2.9亿千瓦,火电10.8亿千瓦,核电3473万千瓦,并网风电1.6亿千瓦。1-8月份,全国规模以上电厂发电量41659亿千瓦时,同比增长6.5%,增速比上年同期提高3.5个百分点。
1-8月份,全国规模以上电厂水电发电量7024亿千瓦时,同比下降2.1%,增速比上年同期回落14.1个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川(1878亿千瓦时)、云南(1408亿千瓦时)和湖北(929亿千瓦时),其合计水电发电量占全国水电发电量的60.0%,同比分别增长8.0%、15.0%和-9.2%。
1-8月份,全国规模以上电厂火电发电量30849亿千瓦时,同比增长7.2%,增速比上年同期提高7.7个百分点。分省份看,全国除海南(-10.7%)、北京(-10.6%)和云南(0.0%)外,其他省份火电发电量均实现正增长。其中,增速超过20%的省份有宁夏(28.6%)和湖南(23.8%);增速超过10%的省份有广西(18.4%)、青海(15.1%)、湖北(14.9%)、江西(14.3%)、贵州(13.2%)、广东(12.7%)和重庆(11.5%)。
1-8月份,全国核电发电量1615亿千瓦时,同比增长18.4%,增速比上年同期回落5.3个百分点。
1-8月份,全国6000千瓦及以上风电厂发电量1905亿千瓦时,同比增长23.6%,增速比上年同期回落3.2个百分点。
五、水电利用小时同比降低,其他类型发电设备利用小时同比增加
1-8月份,全国发电设备累计平均利用小时2503小时,比上年同期降低3小时。
分类型看,1-8月份,全国水电设备平均利用小时为2304小时,比上年同期降低152小时。在水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中,除云南和四川其余省份水电设备平均利用小时同比均有不同程度降低,其中广西、贵州和湖南降幅超过500小时,同比分别降低606、572和527小时,湖北和青海同比分别降低284和35小时;全国火电设备平均利用小时为2793小时,比上年同期增加67小时。分省份看,全国共有10个省份火电设备利用小时超过全国平均水平,其中,江苏、河北、宁夏、山东、江西、陕西、安徽和内蒙古超过3000小时,西藏和云南分别仅为66和823小时。与上年同期相比,全国共有23个省份火电利用小时数同比增加,其中,湖南和江西同比增加425和317小时,宁夏、湖北、陕西和广东增加超过200小时,福建、浙江、贵州和河北增加超过100小时,而海南和北京同比降低超过300小时,同比分别降低342和304小时;全国核电设备平均利用小时4743小时,比上年同期增加105小时;全国风电设备平均利用小时1245小时,比上年同期增加101小时。
六、全国跨区、跨省送出电量同比增长
1-8月份,全国跨区送电完成2672亿千瓦时,同比增长10.9%。其中,华北送华中(特高压)23亿千瓦时,同比下降27.7%;华北送华东147亿千瓦时,同比增长34.2%;东北送华北145亿千瓦时,同比增长2.5%;华中送华东216亿千瓦时,同比下降15.8%;华中送南方155亿千瓦时,同比下降4.7%;西北送华北和华中合计686亿千瓦时,同比增长12.5%;西南送华东666亿千瓦时,同比增长1.3%。
1-8月份,全国各省送出电量合计7214亿千瓦时,同比增长11.5%。其中,内蒙古送出电量998亿千瓦时,同比增长8.2%;云南送出电量910亿千瓦时,同比增长28.7%;四川送出电量867亿千瓦时,同比增长8.0%;山西送出电量596亿千瓦时,同比增长15.1%;湖北送出电量529亿千瓦时,同比下降8.9%;贵州送出电量416亿千瓦时,同比下降21.6%;安徽送出电量371亿千瓦时,同比增长14.0%;宁夏送出电量337亿千瓦时,同比增长57.6%;新疆送出电量298亿千瓦时,同比增长26.4%;河北送出电量280亿千瓦时,同比增长8.7%;陕西送出电量257亿千瓦时,同比增长16.0%;甘肃送出电量225亿千瓦时,同比增长46.4%;辽宁送出电量204亿千瓦时,同比增长3.2%。
8月份,全国跨区送电完成497亿千瓦时,同比增长17.7%。其中,华北送华东38亿千瓦时,同比增长117.6%;东北送华北21亿千瓦时,同比增长47.1%;华中送华东35亿千瓦时,同比下降19.1%;华中送南方21亿千瓦时,同比下降14.1%;西北送华北和华中合计108亿千瓦时,同比增长22.4%;西南送华东157亿千瓦时,同比增长2.9%。
8月份,全国各省送出电量合计1216亿千瓦时,同比增长16.2%。其中,四川送出电量207亿千瓦时,同比增长13.6%;云南送出电量180亿千瓦时,同比增长4.1%;内蒙古送出电量142亿千瓦时,同比增长9.4%;山西送出电量101亿千瓦时,同比增长22.8%;湖北送出电量84亿千瓦时,同比下降7.8%;贵州送出电量84亿千瓦时,同比增长1.7%;安徽送出电量57亿千瓦时,同比增长43.4%;宁夏送出电量54亿千瓦时,同比增长74.3%;新疆送出电量40亿千瓦时,同比增长14.8%;甘肃送出电量37亿千瓦时,同比增长108.8%;陕西送出电量37亿千瓦时,同比增长21.9%。
七、新增太阳能发电装机同比大幅提高,带动全国新增发电装机同比增加
1-8月份,全国基建新增发电生产能力8167万千瓦,比上年同期多投产1314万千瓦。其中,水电782万千瓦,火电2589万千瓦,核电109万千瓦,风电859万千瓦,太阳能发电3828万千瓦。水电、风电和太阳能发电分别比上年同期多投产52、117和1649万千瓦,火电和核电分别比上年同期少投产286和218万千瓦。
八、电源完成投资同比下降,电网完成投资同比增长
1-8月份,全国主要发电企业电源工程完成投资1461亿元,同比下降14.2%。其中,水电285亿元,同比下降8.0%;火电424亿元,同比下降23.3%;核电242亿元,同比下降15.8%;风电328亿元,同比下降14.5%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的71.0%,比上年同期提高3.4个百分点。
1-8月份,全国电网工程完成投资3250亿元,同比增长7.9%。
二、本周重点政策跟踪分析
(一)上半年弃风弃光电量下降 新能源消纳仍需多措施配套
2017年上半年,国家电网公司(下称国家电网)经营区域内弃风弃光电量同比下降18%,弃风弃光率下降6.9%,消纳风电和太阳能发电同比分别增长21%、78%,国家电网副总工程师朱光超在9月18日下午举行的“B20能源效率与气候变化学术沙龙”上披露了上述数字。
朱光超介绍,2000年以来,国内的水电、风电、太阳能发电装机年均增长分别为9.8%、48.5%和67%。国家能源局数据显示,截至2017年6月,中国可再生能源发电装机已突破6亿千瓦。其中,水电装机达到3.38亿千瓦、风电装机达到1.54亿千瓦、光伏发电装机达到1.02亿千瓦,居全球首位,新能源新增装机约占全部电力新增装机的70%左右。
但中国的电力与需求存在“逆向分布”的特点:资源富裕地集中在东北、华北和西北等“三北”地区,而电力需求则集中在中东部。在电力供给过剩、新能源波动性强、地方电力市场不够开放等制约下,“三北”地区往往出现本地消纳不足、外送消纳受阻的现象。
2016年,国家电网的弃风弃光电量达到465亿千瓦时;2017年上半年,全国范围内弃光电量37亿千瓦时,占总光伏发电量7.1%;弃风电量235亿千瓦时,占总风电发电量15.8%,均主要集中在“三北”地区。
国家电网为此在2017年起出台多种措施,要求全网统一调度,强制消纳新能源,西北全网统一安排备用,在东北推动辅助服务市场等。同时,要求建立现货市场交易机制,率先试点弃风弃光跨区现货交易。
国家电力投资集团公司水电与新能源部负责人李广博指出,在甘肃和新疆,当地总装机容量达到最大负荷的两到三倍,“这个结构下不弃是不可能的”。
以甘肃为例,国网甘肃电力调控中心主任行舟介绍称,甘肃总装机容量4909万千瓦,新能源总装机容量是2044万千瓦,而甘肃最大负荷仅有1301万千瓦,装机负荷比为3.8比1,“装机远远大于用电负荷,所以造成新能源消纳困难。”
行舟介绍称,2016年甘肃的弃风率43%,弃光率30%。今年初国家电网提出20条促进新能源消纳的措施后,上半年弃风率下降10.6%,光伏下降了9.7%,一方面得益于全网统一调峰、统一调度,另一个原因是甘肃到湖南的直流特高压输电工程今年投运,对于缓解甘肃弃风弃光起到了积极的作用。
但这还需要受端电力市场进一步开放。行舟表示,目前甘肃所有的新能源外送全部是通过市场化操作取得外送份额,外送主力为中长期交易,在月度和年度的合约中来确定风电火电“打捆”的比例,同时确定送电方向。另外,今年能源局开展可再生能源富余地区跨省区现货交易,作为中长期交易的补充,不需要风火打捆,为纯新能源外送。甘肃今年现货交易外送的电量已经达到18.8亿千瓦时,为全国最多。他同时指出,目前省间市场的壁垒仍存在,电力市场开放程度决定了外送规模很难再有大的突破。
火电在缓解新能源消纳问题中也扮演着重要作用。大唐集团负责人张焱表示,火电需给新能源让路,也要给新能源托底。火电经济性和灵活性最好,可对大参数、高容量和低排放的火电进行深度调峰,以此缓解新能源的波动性。
李广博表示,国电投集团的新能源消纳问题主要集中在“三北”区域,2016年弃风电量约为50亿千瓦时,占比22%;弃光约15亿千瓦时,占比15%。他认为,特高压送出是解决新能源消纳的重要措施,“三北”区域装机大量过剩,资源和用电负荷的矛盾,会在很长时间内存在。从发电企业角度,也采取了措施增加对电网的友好性,如很多火电站在为新能源调峰进行灵活性改造,同时为一些风电项目配备储能设备,配置燃气电站和抽水蓄能电站作为调峰。
2017年4月,发改委和能源局印发《能源生产和消费革命战略(2016-2030)》,其中明确提出中国的能源发展目标:到2020年,非化石能源占一次能源消费比重达到15%;到2030年,非化石能源占一次能源消费比重达到20%左右。
三、本周聚焦
(一)美国固定倾斜太阳能电站成本下降至$1.03/W
美国可再生能源实验室(NREL)发现,2017年美国公用事业级太阳能发电成本比去年同期下降了30%,固定倾斜系统平均价格达到每瓦1.03美元,带跟踪系统平均价格为1.11美元, 使其平准化电力成本(LCOE)可与联合循环燃气发电相竞争。
据NREL的估算,这意味着排除美国联邦投资税收抵免(ITC)的影响之后,固定倾斜系统的LCOE为$50-66/MWh,带跟踪系统的为$44-$61/MWh。
这些价格显示,公用事业级太阳能已经达到了美国能源部(DOE)Sunshot倡议行动所设立的2020目标,也使DOE的能源效率和可再生能源部办公室(EERE)将关注重点从降低成本转向了高水平可再生能源的整合。
由于成本降低的大部分因素是组件价格的崩溃, 因而其他细分市场的价格并未快速下降。NREL发现C&I系统同比了下降15%,平均$1.85/W,但住宅系统的价格仅下跌了6%,为$2.80/W。这意味着C&I系统的LCOE为$92-120/ MWh,住宅系统为$129-167/MWh,仍低于SunShot的目标。但如将ITC的影响计算在内,则住宅系统成本大幅下降至$100/MWh以下。
(二)中国核能拟组合营投资乌克兰太阳能发电站
日前,中国核能科技公布,与BGRGroupLondonLLP订立不具法律约束力的谅解备忘录,双方将合作组成合资公司,建议首先在乌克兰,然后在世界其他地区投资太阳能发电站项目。
双方亦同意,谅解备忘录将继续有效,直至一方通过向另一方发出不少于30天的书面通知终止或订立正式协议。在独家期间,BGR不得就乌克兰项目与公司以外的任何个人或实体招揽、发起或鼓励查询或提供,或发起或继续进行磋商或讨论或提供任何信息,或订立任何协议、意向声明或谅解。
合资公司的主要业务范围,包括乌克兰项目进行开发、工程设计、采购和施工,以及维护。BGR集团主要侧重于政府事务、公共关系和商业谘询的游说、战略沟通和业务解决方案。
有见《一带一路》的倡议,并为寻找更多商业机遇及长远为中国核能和股东带来最大回报,董事认为,订立谅解备忘录及其项下拟进行的建议交易(如落实)能够为集团缔造良好机遇以发展其业务及扩大其网络,与集团现有业务产生协同效应。