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電監會:非化石能源發電占電力投資超50%

2017-05-27 閱讀次數:4836 新聞作者:京能集團
  近日,國家電力監管委員會在京發布《電力監管年度報告(2009)》(以下簡稱《報告》),《報告》向全社會公告了2009年國家電力供需、電價改革、直購電試點、電力企業節能降耗等方面的情況。

        據《報告》統計,截至2009年底,全國基建新增發電裝機容量8970萬千瓦。其中,水電1998萬千瓦,火電6076萬千瓦,風電897萬千瓦。

        另外,我國電源結構出現積極變化。2009年全年關停小火電機組容量2617萬千瓦,“十一五”關停小火電任務提前完成。2007年—2009年新增發電裝機中,火電機組比重下降了約15個百分點,水電和風電機組比重均上升了超過7個百分點。從投資結構看,非化石能源發電投資已經超過新增投資的一半。2005年—2009年,火電投資占當年電源投資比重從70.3%下降到40.2%。火電投資年度平均增速只有3.67%,核電投資和風電投資平均增速最大,分別為82.65%和142.76%。

        受非化石能源比重增加的影響,全國發電生產耗用原煤量13.99億噸,同比增長6.08%;全國燃煤電廠平均供電標準煤耗為339克/千瓦時,比上年降低7克/千瓦時。

        但隨著經濟形勢好轉,工業用電增加的影響,電力供需缺口仍達713億千瓦。2009年全國全口徑發電量35874億千瓦時,同比增長7%,但全社會用電量為36587億千瓦時,同比增長6.44%,缺口713億千瓦時。從產業看,隨著經濟形勢基本好轉,第二產業用電27125億千瓦時,占全社會用電量的74.14%,同比增長4.54%。

        《報告》指出,為疏導電價矛盾,完善電價結構,促進可再生能源發展,國家對電價水平進行了調整。其中全國銷售電價平均將每千瓦時提高2.8分。標桿電價各地區調整也各有差異。三西、青海、云貴川10個省(直轄市)燃煤機組標桿上網電價每千瓦時上調0.2—1.5分。沿海7省(直轄市)燃煤機組標桿上網電價每千瓦時下調0.3—0.9分。

        燃煤機組脫硫加價標準也體現了因地制宜的原則:在原脫硫加價標準上,根據煤炭含硫率不同,黑龍江、吉林、內蒙古東部脫硫加價標準每千瓦時下調0.2分,重慶和貴州脫硫加價標準每千瓦時分別上調0.5分和0.2分。

        另外,為促進可再生能源發展,彌補可再生能源電價補貼資金缺口,將可再生能源電價附加標準提高至每千瓦時0.4分。

        受調價影響,主要電力企業資產規模繼續擴大,主營業務收入與成本同步增加,整體扭虧為盈。其中五大發電集團實現利潤195.96億元,同比增長524.49億元。相反,國家電網、南方電網受電價政策影響利潤大幅下降,同比減少近六成。

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