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昆电监价财〔2009〕40号
发布时间:2009-03-25 来源:昆明电监办 栏目:政策通知

   

昆明电监办关于2009年云南电力市场

供需形势的分析报告

 


国家电力监管委员会:

自去年10月份以来,受国际国内经济形势影响,云南电网用电需求急剧变化,省内近三分之一的用电负荷消失,“西电东送”电量剧减,在用电负荷急剧下降的同时,发电能力却在稳步增长,目前发电能力已远大于需求,电力行业运行中的矛盾和问题日益突出。为认真贯彻落实十一届全国人大二次会议和电力监管工作会议精神,切实把握好“扩内需、保增长,调结构、上水平,抓改革、增活力,重民生、促和谐”工作原则,积极应对金融危机对电力行业的冲击,做好电力监管各项工作,昆明电监办党组在一季度中心组理论学习中,对2009年云南电力市场供需形势进行了专题研究分析。现将研究分析的有关情况报告如下:

一、2009年云南电力供需形势分析

(一)发电能力情况

截至2008年末,云南省发电装机容量为2578万千瓦,其中:水力发电装机容量1566.2万千瓦,占全省装机容量60.7%;火力发电装机容量1001万千瓦,占全省装机容量38.8%;风力发电装机7.8万千瓦,垃圾发电装机3万千瓦。统调电网内的发电装机容量为1894.2万千瓦,占全省装机容量73.4%,其中:水电装机容量989.9万千瓦,占统调电网装机容量52.2%;火力发电装机容量893.5万千瓦,占统调电网装机容量47.1%。预计2009年,全省将有587万千瓦发电装机投产,其中水电464.6万千瓦,火电120万千瓦,垃圾发电2.4万千瓦。到2009年底,云南省发电装机容量将达3165万千瓦。

按照气象部门提供资料预测,2009年云南省属于降水稍偏丰的年景,各流域大部分地区的总降水量为正常稍偏多,对水电生产较为有利。从电煤供应的情况看,2008年底各火力发电厂存煤量达到历史最高水平,同时由于其它行业对煤的需求大幅度减少,预计2009年冬季前,来煤基本能够满足所有机组发电需求。秋季后,若经济能够全面恢复,其它行业需煤量恢复到2008年水平,部分地区电煤供应仍然存在一定缺口。

综合考虑上述情况以及设备检修和系统备用等因素,云南省2009年可发电量将达到1346亿千瓦时,其中统调电网可发电量达到1031亿千瓦时。按此可发电量计算,统调电网内火电机组利用小时数为5005小时,同比增加991小时;水电机组利用小时数为4528小时,同比增加18小时。统调电网2009年可发电量测算情况见附件1

(二)用电需求预测

200810月后,高耗能产品价格大幅度回落,云南省高耗能企业纷纷停产限产,省内供电量大幅下滑,下滑幅度达36.5%,有色、钢铁、黄磷、化肥等省内主要用电行业用电减幅更是高达52%。影响最大的是黄磷行业,在2008年底省内开工率仅为6.5%。今年12月份与去年底相比,用电量虽有一定增幅,但增长速度仍较缓慢。在国家扩大内需,刺激消费,实施积极的财税、信贷、外贸政策支持下,云南省委、省政府继续推进新型工业化进程,积极推动工业发展“双万亿工程”,组织实施200个重点工业建设项目,扩大对外开放,努力建设承接东部产业转移和面向东南亚、南亚的出口加工基地,云南工业的发展前景仍然看好。按照云南省政府有关部门判断,2009年云南经济发展仍将保持一定的增长速度,全省GDP增长有望保持在9%,规模以上工业增长12%,工业投资增长达到30%左右,GDP能耗下降4.5%

预计2009年,云南省将新增大工业用电负荷193万千瓦。新增工业项目主要集中在有色冶炼、钢铁、电石、石化、工业硅、水泥等耗能项目上。按照金融危机对我省实体经济影响程度的分析,测算全省用电量采取折中偏上的方法,2009年全省需用电量1119亿千瓦时(发电侧),同比增长7.6%,其中统调电网内需用电量为834.7亿千瓦时(发电侧),同比增长12.02%。在统调电网内的需用电量中,省内需求为540亿千瓦时,同比增长2.3%;西电东送250.4亿千瓦时,同比增长40.85%;售越南31.7亿千瓦时,同比增长0.3%。统调电网2009年电力需求预测情况见附件2

(三)电力电量平衡结论

按照用电需求预测和发电能力的情况分析,全省发电能力已远大于需求,电力供应盈余较多。从统调电网的范围来看,2009年用电量需求为884亿千瓦时(发电侧),省内用电需求比2008年同期增长2.3%,全网用电需求增长15.98%。统调系统可发电量加购小电电量为1111亿千瓦时,全年富余227亿千瓦时,其中:

1-5月系统水电能够全部利用,火电开机率处于正常水平(75%)左右。1-5月系统可发电量加购小电电量为367亿千瓦时,系统需求为323亿千瓦时,富余电量44亿千瓦时。电力富余在300万千瓦左右。

汛期在来水正常、系统火电按最小开机容量运行的情况下,仍有大量的电力富余。6-10月系统可发电量加购小电电量为546亿千瓦时,系统需求411亿千瓦时,富余电量135亿千瓦时;火电以最小方式开机并充分参与调峰的情况下,水电富余44亿千瓦时左右,其中送出受阻38亿千瓦时。电力富余在300万千瓦以上。

11-12月大型水电机组集中投产,系统电力富余仍较多。期间系统可发电量198亿千瓦时,系统需求149亿千瓦时,系统富余49亿千瓦时。电力富余在300万千瓦以上。统调电网2009年电力、电量平衡情况见附件34

二、当前云南电力生产运行中存在的主要问题

(一)电力企业生产经营压力进一步加大

由于受自然灾害和燃料成本上升等因素影响,去年全省电力行业生产经营受到严重冲击,今年又在金融危机波及下,用电需求增长乏力,全行业面临着更大的生产经营压力。2008年,全省电力行业整体经济效益大幅下滑,规模以上电力生产和供应业完成增加值203.3亿元,增速为12.1%,同比回落3.9个百分点。1-11月份,利润下降42%。从统调电网角度分析,云南电网公司2008年净利润下降8.3%,火电企业亏损额达到15.5亿元,全行业净利润仅有8111万元,同比下降94.07%。对电网企业而言,需求不足已给电网经营带来了很大压力,加上扩大内需的需要,今年全省电网投资将达到140亿元,电网企业的经营风险将进一步增大。对发电企业而言,今年统调电网火电机组利用小时数预计只能达到3129小时,同比下降885小时;水电机组利用小时数预计只能达到4172小时,同比下降338小时。综合分析,由于用电需求不足,2009年全行业生产经营形势将更为严峻。

(二)发电企业上网竞争更趋激烈

在需求不足的情况下,我省发电能力在稳步增长。首先,近两年是我省新投发电装机的高峰期,去年我省新投装机容量达435万千瓦,同比增长19.6%,净增发电装机容量355万千瓦。发电能力增长较快的主要是水电,去年全省新增水力发电量达212亿千瓦时,仅统调电网范围内新增水力发电量就达100亿千瓦时。今年1月份,统调电网水力发电量同比增长达90%以上。今年,全省发电装机预计新投产587万千瓦,同比增长22.8%,投产主要项目集中在大水电方面。其次,到去年12月份,全省具有年调节能力的电站水库已蓄水到正常高水位附近或近年来的最高水位。以礼河梯级毛家村水库水位已到2225.2,为5年来的最高水位。洒渔河梯级渔洞水库、苏帕河梯级茄子山水库、西洱河梯级洱海水库、泗南江水库均已到正常水位附近。其他水库,漫湾达到993,大朝山达到了898附近,云鹏、崖羊山、龙马、那兰等电站水库也已蓄到正常高水位。今年又属于降水稍偏丰的年景,对水电提高发电能力比较有利。再次,去年8月份以来,在云南省政府的组织和督促下,全省电煤库存量达到历史最高水平。截止到今年220日,火电厂电煤库存量仍有211万吨。在发电能力稳步增长的同时,电力需求却严重不足,从而导致今年发电企业上网竞争将更加激烈,发电企业经营压力将进一步加大。

(三)水力发电面临大量弃水

一是由于水力发电装机的大幅增加,以及2008年汛末的蓄水情况较好,水电发电能力将大幅度提高。全省水电2009年可发电量将达到831亿千瓦时,同比增长33.6%;统调电网水电年可发电量将达到551亿千瓦时,同比增长54%。在用电需求不足的前提下,今年水电厂弃水量将大幅增加。而且虽然弃水主要集中在汛期,但如果用电市场仍维持低迷状态,枯期也有弃水可能。二是由于受系统及线路的动稳限制,2009年汛期,水力发电装机较为集中的地区送出受阻问题将十分严重。具体是:德宏地区送出需求为200万千瓦,而通道能力只有115万千瓦,受限容量达85万千瓦;墨江片区送出需求为315万千瓦,通道能力只有375万千瓦(含德宏地区),受限容量达55万千瓦;大理片区(含怒江、迪庆、保山)送出需求为107万千瓦,通道能力只有70万千瓦,受限容量为37万千瓦。滇西地区受限容量合计达177万千瓦。综合分析,2009年云南统调电网水电弃水电量将达44亿千瓦时左右,其中受阻弃水电量达38亿千瓦时。

三、建议采取的主要措施

(一)合理调整丰枯、峰谷电价政策,充分发挥水电优势,进一步加强电力增供扩销工作

充分发挥水电优势,进一步加强电力增供扩销工作,既是当前电力行业应对金融危机的措施,也是云南电力行业实现又好又快发展的长远之计,既符合中央的要求,也符合云南省客观实际。目前,云南省丰枯、峰谷电价政策执行范围和幅度仍有一定上行空间,丰枯电价在上网侧仍只有少部分水电机组执行,在销售侧执行丰枯、峰谷电价的也只有大工业用电和用电容量在100千伏安及以上的一般工商业及其他用电。进一步扩大丰枯、峰谷电价执行范围,增大执行幅度,有利于发挥我省水电优势。在上网侧扩大执行范围和增大其执行幅度,既可在汛期发挥我省水电优势,通过多发水电降低行业生产成本,枯期还可缓解火电企业经营困难局面。在销售侧可充分利用低价水电引导用电侧主动错峰避峰,增加负荷,降低成本,达到增供扩销的目的。因此,建议国家电监会协调有关部门进一步扩大和加大丰枯、峰谷电价政策的执行范围和幅度,云南省上网侧丰枯电价政策执行范围可扩展到含火电机组在内的所有发电机组,丰枯、峰谷电价的执行幅度在发电侧和销售侧均可各提高5-10个百分点。

(二)加快推进大用户直购电工作,积极推进竞争性电力市场建设

开展大用户直购电工作,从长远来看有利于打破单一买方的市场格局,培育市场买方主体,逐步形成多买多卖的市场交易机制。大用户直购电的推行将直接增加市场买方主体,使市场竞争的范围从发电侧单纯卖方之间的竞争,扩展到买方与卖方共同参与的、更大范围的市场竞争,增加市场竞争的充分性,有利于电力市场价格机制的发育和形成。一是大用户直购电需要确定明确的输配电价,必然能够进一步推动输配电价行成机制的研究和改革,促进输配电价格的合理化和明晰化;二是通过核定合理的输配电成本,能够将销售电价中的交叉补贴显性化、定量化,有助于推进销售电电价交叉补贴问题的最终解决;三是能够将市场需求信息顺畅传递给电力企业,有助于市场主体对市场价格信号做出正确响应,增强市场价格的引导作用。同时,这也是十一届全国人大二次会议赋予电力行业的一项重要工作。从近期来看,有利于促进市场主体提高效率、降低成本,刺激用电市场,提振市场信心。目前我办正在加大工作力度,积极推进云南铝业股份公司直购电试点工作,协助有关部门制订云南省直供电试点工作方案并推动实施。

(三)进一步修订完善南方区域电力市场运行规则,将水电机组列为南方电力交易的市场主体

水电作为清洁可再生能源,是我国电力工业的重要组成部分,合理开发、高效利用水电资源是贯彻国家能源政策,建设资源节约型、环境友好型社会的重要措施。云南省水电资源非常丰富、经济可开发量达9570万千瓦,居全国第二位,目前开发利用率仅16.4%,开发潜力巨大。云南的水电资源在南方区域内具有明显的优势,水电参与南方区域电力市场竞争交易,有利于利用市场机制优化配置资源,有利于促进市场定价机制的形成和将南方电力市场建设逐步引向深入,有利于促进西部水能资源的开发利用和西电东送战略的实施,有利于电力工业节能减排工作的开展和持续健康发展。因此,建议尽快修订南方区域电力市场运行相关规则,将水电机组列为南方区域电力市场竞争交易的市场主体。

(四)尽快建立南方区域富余电量竞争交易市场平台,进一步刺激用电需求,努力疏导消纳富余电量

南方五省(区)能源资源分布和经济发展水平极不均衡,西部资源丰富而经济落后;东部经济发达而能源短缺,东西部具有良好的互补优势。用市场竞争交易的手段刺激用电需求,提振市场信心是很有必要的。目前是建立南方区域内富余电量竞争交易市场平台的良好时机,既有助于解决当前电力行业遇到的各种问题和矛盾,也有助于尝试市场运作机制和方式,对南方区域电力市场建设有极大的帮助和探索作用,也符合中央扩大内需的方针。南方区域富余电量竞争交易运行规则要力求简单,便于操作,启动要快,不断总结,积极完善。

(五)组织建立云南省德宏地区电力市场竞争交易平台,在小范围内开展试点

云南省德宏地区近年来电力产业发展迅速,预计到2009年底,全州装机容量将达到240万千瓦,2010年达到300万千瓦,2012年达到400万千瓦。虽然去年的南通道建设极大地缓解了德宏地区的外送压力,但此地仍然是我省受阻容量最大的地区。当地发电企业上网竞争激烈,企业效益每况愈下,调度机构为缓解上网矛盾,只能采取等比例弃水方法。因此,德宏地区除了积极培育当地用电市场和加快外送通道建设之外,应尽快建立电力市场竞争交易平台,引入竞争机制,提高生产效率,实现公平、公正、公开的竞价上网,为全面建立电力市场化运行机制探索积极有效的途径。具体办法可借鉴《国家电力监管委员会昆明监管办公室关于建议设立云南电力交易中心的报告》(昆电监发〔200877号),即设立电力交易中心,拟定市场运营规则,建设技术支持系统,组织人员培训,适时启动汛期水电富余电量上网竞价交易。

(六)加大供电监管力度,极力推动电力市场营销策略的实施,扩大市场需求

督促各供电企业统筹协调电网检修施工,加强客户停电管理,尽量减少客户停电时间;进一步提高业扩报装服务效率,保证扩大内需项目早投产、早用电;严格执行客户工程市场管理的相关规定,严肃查处违规违纪和影响客户工程按时竣工投产事件;加快城网改造步伐,重点解决“卡脖子”问题;提高配电网建设标准,消除供电薄弱环节,增强供电保障能力;加大农村电网改造力度,重点扩大一户一表的覆盖率,尽快解决电网覆盖范围内的无电户供电问题,努力拓展农村用电市场,增加用电负荷。

特此报告。

 

附件:1、统调电网2009年可发电量测算表

2、统调电网2009年用电量需求预测表

3、统调电网2009年电力平衡表

4、统调电网2009年电量平衡表

 

 

 

二〇〇九年三月十八日