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四川缺电事件专家交流纪要
专注景气股
全梭哈的老韭菜
2022-08-24 23:31:52

缺电问题:四川缺电问题是个系统的工程,超出了想象。年初预测今年可能会高温,但是没想到达到历史极值。从年初情况来看水电恢复了,水电大省水电发电量上升多,煤电发电量下降,只有四川煤电还在正增长,表明需求比较好。

二产情况:今年经济仍然是疲软的,去年疫情带来的出口激增很多都是刚性的(纺织等生活必需品),今年这方面会回落。今年有色行业比去年强,云南、西北引入的产业,去年限电损失今年都补回来了,增长都比较高;建设相关行业(水泥、钢铁)仍然不是很景气;新能源汽车、光伏制造、风电整机制造、硅等涉及新能源制造的都还在增长。这些产能很多的上游、中间环节都在我国中西部地区,只有整合在东部地区。

用电增长:这几年用电增长比较多的省份包括河南、河北、湖南、湖北、江西、安徽、四川。今年因为高温+长江中下游、黄河下游干旱带来的影响比较大,7月用电同比增长6%,居民用电同比增长26%。从增量贡献上看,居民+三产增长贡献接近100%,二产同比减少。8月份四川居民用电增长接近一倍。

近两年限电的差异:去年是干旱+煤价太高了,煤电没发电意愿。今年无法解决的来水问题。四川7月水电发电量还在增长,8月开始断崖式下降,发电量可能同比减少50%,这是很少见的。我国水电站主要有调节丰枯和发电两大用途,今年因为干旱大型水库都在向下游放水,影响了发电。

需求侧响应的作用:需求侧响应是把峰值砍下来,现在是腰部的负荷都达不到,所以需求侧响应没什么作用。

外送电量:四川主要送华东地区,乌、白部分送华南地区。目前可以减少对华东、华南的超额电量,但考虑到中长期协议约束+江浙现货市场计划,是不可能大规模调整的。lkq总理之前要求6个经济大省不惜一切代价拉动经济,如果把他们减少这部分的发电量会影响经济,财政转移支付能用的钱更少。

蓄水预期:今年不太可能在9~10月补偿7~8月欠下的中长协电量了,哪怕来水同比增长也要先把长江的水蓄上。根据我国“特色”,今年估计不会在进行清算、偏差考核等工作了。

跨省调度:西北、华北的发电量可以调度到西南地区,宁夏、山西、新疆,可能对湖北、湖南、重庆、四川有一点“返送”作用。此外国网、南网还在考虑减少华中和西南的水电外送来解决现在的缺电问题。

电力系统保供的长远方案:

(1)每年新增装机的从以电量为平衡转向电量+富裕度平衡,因为新能源不确定性增加,所以要增加更多的装机;

(2)新增装机的类型:1)新能源:目前占比13%,占比达到15%是个槛,需要调峰资源以及电网的配套建设;2)水电、核电:按目前计划继续执行;3)煤电:预计要把2030年投产的装机提前到2025年以前投产,提升装机投产节奏,主要投产的区域为大型清洁能源基地和煤电资源不够的地区;4)灵活性机组:主要靠煤电灵活性改造和抽水蓄能。

(3)由于煤炭资源是我国可以控制的,所以煤电还是要继续建设的,作为电力系统安全性的保障非常重要,不能“有米没有碗”;

(4)电力市场建设还会继续,现货市场建设受本次缺电影响可能会放缓,容量电价目前需要进一步扩大试点。根据容量电价的性质,凡是能参与调峰调频的电源都应该享受容量电价。

(5)在新能源装机占比达到25%~50%的时候,智能微电网、虚拟电厂可能会起决定性作用,下一步这方面的投资相关政策还会出台。

【Q&A】

Q:当前煤炭价格下,火电发电意愿不太明确。未来火电的收入方式是否会变成上网电价+调频(即调频成为主要收入来源)?

A:煤炭方面,今年1月发改委开始要求中长期全覆盖,5月开始巡查,要求8月之前全覆盖,不符合的全部罚款,现在中长协已经降低到570~770元/吨的价格范围中了,电量需求上升后,煤价又有一定增长。火电发电的意愿不是问题,没有意愿一说,因为都是央企国企需要听从政府安排。去年是在高价期安排检修,今年电价上升了20%所以都会积极发电。调峰会直接在现货市场中体现价值;调频预计会通过辅助服务市场来体现。

Q:交易电量对高耗能不设置上限,但看起来并没有很高,这是为什么?

A:高耗能各地方不一样,判定是交给各省的,比如硅在云南就不算高耗能。各地方都没做,一方面是因为不明确,另一方面是因为电力企业属于央企而高耗能则是地方企业,地方肯定不愿意把这价格抬到20%以上来影响当地经济,所以各地发改委都不想出台相关政策,总体还是因为经济不太好。

Q:是否可以理解为高耗能规则都落地但实际执行不力?

A:发改委的文件中高耗能行业大类是明确的,但是高耗能名单是各省报名单上去备案,现在各地都还没报上去,名单也没明确截止时间,现在这一阶段还是保障经济增速比较重要。

Q:去年和今年都出现缺电,从市场的角度来看是否是因为电价太便宜,运营商新建新项目的意愿不是很强,后续装机建设是否会出现这样的情况?

A:现在是不会把价格拉上去,大幅提高电价不符合我国情况。我国的电量和电价是能够保障平衡有余,保障基本发展就行了。我国电力市场没这么简单,电力市场主要是补贴给了居民和农业,占了20%~25%,平均下来某个省的工商业用电价格比居民农业高一毛七,分摊的比较多。目前中央还没决定把一产和居民用电的电价提高。我们后续的投资是要按节奏来的,不能影响碳达峰、碳中和目标,煤电建好之后不会大发,而是更多的作为备用。

Q:既然煤电会提速,那新能源装机增速是否会提高?还是等储能都装好?

A:风光目标仍是“十四五”新增9亿,现在增速肯定比规划快,原计划每年5000万千瓦的光伏,现在每年都9000~10000万千瓦,其中分布式增长很快,整县推进、渔光互补项目都在加速。

煤电方面不知道是否会突破原定目标(专家认为会突破)。

储能发展的确需要加快,主要靠煤电灵活性改造与制造,水电改造,抽水蓄能建设来解决。“十四五”会开工1.8亿千瓦的抽蓄项目,预计2025年会投产一些小型抽蓄项目,大项目要2030年才能投产,下一步应关注抽蓄投资从哪里来。

Q:您说的碳中和规划有提前布局是什么?

A:这次就是用双碳目标把新型制造业拉起来:通信系统,新能源智慧化;电动汽车;新能源制造(光伏风电设备组件制造、智能化)。

Q:电网要更智能化,按现有的水平,现在离智能化远吗?还要多少投入?

A:中西部地区差的还有点远。真正的智能化在末端,因为机组不大,所以末端改造要大幅度进行(微电网、源网荷储)。以后可能是电网、集成商、用户自己来做相应的改造,电源则是分布式、集中式相结合。

Q:虚拟电厂在冀北运行较多,但盈利模式还不太明确,能否举例解释?

A:冀北冬凉夏暖,所以需要现货来解决电力供需问题,因此先试点虚拟电厂和需求侧响应。以张家口为例,张家口有很多虚拟电厂,若两个供电局的电压在一个等级上,那大平台就会把发电侧和用户侧的负荷进行调节。由于发电侧有自己的监控装机,因此只需要集成商在用户侧装上监控装机,得到负荷曲线,然后报给大电网,由电网来进行调度参与辅助服务。通过辅助服务得到的收益由集成商和用户进行分配,在这中间用户可以不出任何成本而白赚钱。

   

Q:独立运营商是否可以参与?

A:可以。

Q:缺电会导致装机发展加速吗?

A:会,现在经济不好,需要用基础设施建设来拉动经济,此次缺电是推动力。

Q:投产新火电肯定亏钱,需要容量电价补偿,是分摊给工商业电价?

A:按道理要传导下去,现在还没决定疏导方式,还是由发电集团承担相应成本。灵活性改造方面,政府对灵活性改造给予了补助,灵活性改造机组还能从辅助服务中赚取更多收益。如果利用小时数不够,新投产的火电作为保障作用的话政府肯定是会补偿的,例如云南火电利用小时只有1300左右,水电中提取的基金就会拿来补助火电。经历此次事件后,以及四川投产的火电也会得到补助。

Q:去年和今年哪次缺口更大?各省限电政策不一样,具体区别。

A:去年是煤价大涨,煤价大涨导致的没法发电,是全国性的问题,缺口很大,结合能耗双控直接导致多地拉闸限电。今年主要是高温带来,最开始是华北地区电力供需紧张,之后才转移到华东、华中、西南地区,导致三产和居民用电大增。后来四川水电不好才引起的限电。这次限电对四川、重庆影响大,对华东影响没那么大。四川、重庆、湖北是硬缺电,华东缺的是高峰负荷(需求侧响应),先通过需求侧响应主动解决,如果不够就开始按名单有序用电。

Q:各水库9月还是补水为主,之后温度下降,川渝降水增加,什么时候能恢复到缺口被补齐?

A:预计今年9~10月用电还是偏紧,具体还要看来水情况。往年9~10月蓄水都是为春节后开工的枯水期准备的,今年还要观望。如果冬季供暖期间西电东送电量还没补上来,可能对煤电、煤价会有影响。发改委说煤炭保供保价要维持到明年冬天,预计还会在高压监管下。

Q:山东的容量电价,对机组盈利性的改善如何?

A:容量电价一般有三种:稀缺电价,给标高电价,吸引投资方;补偿电价,政府部门核定,三年为一监管周期,作为可调度的资源,用边际价格定价;竞争电价,政府发布每年的需求,各方竞标获得电价。

现在大家都在调研山东,山东之前标杆电价很低,但是风电成本很高,所以用容量电价来补偿一点。投资方面,还是看煤炭价格趋势、投资价格趋势问题。

Q:以目前的形势来看有哪些方面抽蓄政策会出台来激发投资积极性?

A:现在两部制电价,加上容量部分进输配电价就是鼓励投资积极性,只不过纳入输配电价核算的规则还没出台。资本市场应当关注抽蓄投资的标的,如南网抽蓄资产注入文山电力、国网新源可能上市等事件,此外还可以关注参股抽水蓄能项目的标的。

Q:火电灵活性改造迫切性如何,各省的政策和价格机制如何?

A:2018年时因为市场传导机制不行所以没改造,现在强制性要求改造,主要通过政府补贴+辅助服务补偿+煤电延寿来提高经济性。从成本上来看,煤电灵活性改造只要300~500元/kW,远低于抽水蓄能和电化学储能的成本,发电企业有做这件事的积极性。

Q:“十四五”必须要灵活性改造的火电机组大概有多少?

A:(专家记不清具体数字了)“十三五”火电基本都不是灵活性机组。气电、抽蓄等灵活性机组只占总装机的3%。“十四五”末气电+抽蓄+煤电灵活性改造+需求侧响应要达到总装机的24%,还是低于美国和西欧,预计要2030年末才能达到美国和西欧的水平。

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