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2016年能源界發展趨勢(二)
發布時間:[2016-03-18 15:38:48]

2.電力:

2015年,全社會用電量同比增長0.5%,增速為1974年以來年度最低水平。全國6000千瓦及以上電廠發電設備累計平均利用小時為3969小時,同比減少349小時。其中,水電設備平均利用小時為3621小時,同比減少48小時;火電設備平均利用小時為4329小時,同比減少410小時。2015年,全國電源新增生產能力12974萬千瓦,其中,水電1608萬千瓦,火電6400萬千瓦。中電聯預計2016年全國電力供需形勢寬松,用電需求增長在1-2%,從供給側看,預計全年新增發電裝機1億千瓦左右,其中非化石能源發電裝機5200萬千瓦左右;年底全國發電裝機達到16.1億千瓦,同比增長6.5%左右;非化石能源發電裝機比重提高到36%左右。

從2009年至2014年,全球電力消費增加了17%,中國增加了52%,美國增加4%。2011年中國發電量已經超過美國,成為世界上最大的電力生產國。目前,中國人均電力消費量(458W/人)高于世界平均水平(313W/人),但美國比中國高出3倍半。在全球一次能源消費中增長速度最快的是原煤,而不是天然氣。據IEA統計,燃煤發電一直保持在40%左右,燃油發電逐年降低,燃氣發電維持在21%左右。2014年再生能源發電新增容量超過燃煤發電和燃氣發電新增容量的總和,占據約59%的全球凈電力新增裝機份額。截止2014年全球再生能源發電占電力總量的22.8%,其中水力發電最高,占16.6%,風電3.1%,光伏0.9%。

2014年,中國電力構成中,化石燃料、水力、再生能源和核能占總裝機容量分別為67.3%、22.2%、9%和1.5%;按發電來源比例的世界排名分別是第119、88、42和32位。

最傳統的火電

盡管有煤價下跌支撐,但新常態下,電改、環保(近零排放)、清潔能源發展的浪潮迅猛,節能環保新技術廣泛應用,國內火電增長空間已經有限。尤其開年直降3分錢,全國火電行業利潤減少超過1100億元(約占2015年火電行業利潤總額的一半),更是老血一口,全年平均利用小時數下降到4000小時左右,已經開始步煤炭全行業虧損后塵(2015年1-10月,火電企業虧損面達到25%)。

電改意見以及六大配套文件業已出臺,輸配電價改革試點,售電側改革試點以及電力體制改革綜合試點穩步推進中。目前來看,發電側利潤正向用電側轉移,且不說甘肅直購電的慘烈,就湖北省,2016年1月實現直接交易電量近300億千瓦時,約占全省工業售電量的40%。電力直接交易使企業用電價格平均降低7.1分/千瓦時,轉移利潤近20億元。南方水電、核電較多的省份,火電行業經營壓力較大。一個4X30萬電廠,發電量較2014年減少近35%,往年耗煤量在300萬—400萬噸,2015年僅205萬噸,目前正常運營的有3臺,過年期間再停1臺。

火電未來出路兩個:一個是轉型升級,加強營銷,力爭電、熱、冷、蒸汽等多種產品的區域綜合能源供應中心,二是出海,如華能布局新加坡、俄羅斯,國華逐鹿印尼,抓住海外新建電力項目、現有電力裝機更新改造剛性需求,以及“一帶一路”戰略帶來電力互聯互通新增需求。

性價比最高的水電:眾多球友已研究透徹,這里略去。

風光依舊:技術進步引領行業上坡,補貼等體制因素致使政策退坡

2015年風電新增裝機容量3297萬千瓦,再創歷史新高,累計并網裝機容量達到1.29億千瓦,占全部發電裝機容量的8.6%。風電發電量1863億千瓦時,占全部發電量的3.3%。平均利用小時數1728小時,同比下降172小時,利用小時數最高的地區是福建2658小時,利用小時數最低的地區是甘肅1184小時。2015年,風電棄風限電形勢加劇,全年棄風電量339億千瓦時,平均棄風率15%,創歷史新高,其中棄風較重的地區是內蒙古(18%)、甘肅(39%)、新疆(32%)、吉林(32%)。中國風電經過一段迅速發展的時期,已經成為新興風電機組出口國,開始由粗放式數量向提高質量、降低全生命周期風電成本的方向轉變。無論是金風科技在南非市場屢獲訂單還是中國電建收購德國TLT公司成為全球最大的電站風機制造商,都是風電積極發展海外市場的絕佳案例。此外,國電集團以龍源電力為海外新能源投資建設和運營平臺,在加拿大建成9.91萬千瓦德芙琳風電項目,正在南非建設容量24.45萬千瓦的兩個風電項目。

2015年中國光伏新增裝機15GW,其中地面電站占比84%,分布式電站占比16%,累計裝機約43GW,累計裝機容量已經躍居世界首位。全國光伏發電量400億千瓦時,棄光電量40億,棄光率約10%。其中國網公司調度范圍(不含蒙西)棄光率12.62%,集中在甘肅、青海、新疆、寧夏四省區。產業上游多晶硅產量超過16.5萬噸,同比增長21%;電池片產量超過41GW,多晶仍為主流,單晶及多晶電池產業化效率分別達到19.5%和18.3%,單晶硅片價格下降使P型單晶電池成本下降明顯,已出現單晶報價接近多晶報價情形;組件全年產量超過43GW,同比增長20.8%,制造環節通過兼并重組集中度逐步提升,產品單價走低,逐步達到世界領先水平,下游大型電站投資招標均價4元/W,平價轉讓電站模式已開始出現。

盡管風光產業前景一片光明,但補貼遲發欠發和限電日漸成為痛點。2015年可再生能源基金繼續缺口達400億元。盡管2016年初,可再生附加標準調高至1.9分/千瓦時,基金將增加163億元左右,但由于2015年兩次煤電標桿電價下調導致可再生能源補貼需求增加149億元,基金帶來的凈增加僅有10億,杯水車薪。至于限電,用電需求放緩,新增裝機遠超用電需求是造成棄光棄風的主要原因。2015年全國火電、核電、風電、太陽能利用小時分別下降410、437、172、35小時,此外還有部分地區火電直購電電量加大進一步擠占了風光的市場空間。在考慮20%限電2年的情況下,一類光照地區,電價需上升0.04RMB/kWh,二類廣招地區的電價需上升0.3RMB/Kwh。此外,稅收、接入等非技術性因素也在不斷蠶食風場、電站利潤。

最具潛力的核電

核電環保和政策扶植下的利用小時數高是眾所周知的,但核電占發電機組比例最低,甚至低于印度,下一步提升空間廣闊。核電最具潛力在于系統效率提升以及隨著技術創新核廢料趨向合理利用。且不說后期一旦成功可供應數百萬年內地球所需能量的核聚變(如Generalfusion 致力于磁化靶向聚變系統),單說去年比爾蓋茨來中國找中核和神華推銷的第四代核能技術行波堆技術就可以直接利用廢棄的鈾以及只需簡單轉化的核廢料,在貧鈾條件下運行數十年,產生的廢料遠少于常規反應堆。另外,Transatomic Power 也在嘗試將核能產業中產生的有害核廢料轉變成無碳能源。

2015年,中國28臺正式商業運行的核電機組累計發電量約1690億千瓦時,同比增29.42%;累計上網電量為1583億千瓦時,同比增29%。要完成《核電中長期規劃》提出的“2020年在運裝機5800萬千瓦、在建3000萬千瓦”目標,2015年-2020年平均每年開建和投產機組均在6臺左右,2016年核電依然是“開工忙碌”之年。但內陸核電重啟估計不會有大的進展,核電“走出去”戰略隨著國內核電標準化設計以及示范工程建設的進展,將繼續在海外市場深耕,去年,中核斬獲阿根廷兩臺機組總額150億美元的大合同,中廣核則在英國和羅馬尼亞先后簽訂關鍵合作協議,新組建的國電投也沒閑著,角逐的南非新建核電招標,聯合西屋開拓土耳其核電項目,最近又盯上保加利亞K7新建項目。

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