新电改带给电源企业的机遇.docx

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新电改带给电源企业的机遇

新电改带给电源企业的机遇

第一节开发大型电源点巩固电力行业地位

根据今年国家能源局下发的《关于推进大型煤电外送基地科学开发的指导意见（国能电力〔2014〕243号）》，将在中西部鼓励煤电一体化开发，建设若干大型坑口电站。

按照规划，近期将稳步推进鄂尔多斯、锡盟、晋北、晋中、晋东、陕北、宁东、哈密、准东等九个煤电基地开工和启动前期工作，规模7,000万千瓦，占到全国煤电总装机比重的8%，到2020年逐步形成一批以外送电力为主的现代化千万千瓦级大型煤电基地。

图17“十二五”期间规划的十六个大型煤电基地

我国电力行业随着国民经济长期保持高速发展，总装机容量从1978年的5,700万千瓦，增加到2013年底12.5亿千瓦，年平均增长速接近10%，总量增加二十多倍。

截止到2013年底，我国火电装机容量占总装机容量的69.1%，预计到2020年底，我国总装机容量将达17亿千瓦，火电装机容量仍将占64%左右，这就意味着火电装机容量需要从目前的8.6亿千瓦增加到约11亿千瓦。

我国的能源禀赋国情决定了煤炭占据我国能源消费总量的66.6%，现在和将来（直到2050年或更晚）依然是我国能源的主力。

而中国的煤炭有47%用于发电，将来可能增长到70%。

然而，随着节能减排要求的越来越严格，对煤炭生产和消费的控制也影响到了煤电领域。

煤炭的清洁利用以及煤电的“近零排放”将使中国的能源版图发生重大变化。

2014年1月印发的《2014年能源工作指导意见》明确指出，继续严格控制京津冀、长三角、珠三角等区域煤电项目，新建工业项目禁止配套建设自备燃煤电站，除热电联产外，禁止审批新建燃煤发电项目。

东部地区特别是京津冀、长三角、珠三角等区域煤电发展空间越来越小，在新建项目的审批上，只保留了“上大压小”一条出路：

现有多台燃煤机组装机容量合计达到30万千瓦以上的，可按照煤炭等量替代的原则改建为大容量机组。

区域内的煤炭消费总量被限定，新上煤电机组不再给予新增煤炭消费指标，“以煤定电”使得东部地区除了选择大容量、高能效、低排放机组外，别无出路。

除了发展受限，现有规模机组环保性能改造也是东部煤电面临的重要压力，《意见》同时提出，2015年前完成京津冀、长三角、珠三角区域燃煤电厂污染治理设施建设和改造。

《能源发展“十二五”规划》提出，“十二五”时期全国新增煤电机组3亿千瓦，再加上3,000万千瓦气电，火电新增总规模达到3.3亿千瓦，年均6,600万千瓦。

根据前三年火电装机完成情况来看，2011年新增5,886万千瓦，2012年新增5,065万千瓦，2013年新增3,650万千瓦，三年均低于计划年均水平，且下降趋势明显。

按照先前规划，“十二五”的最后两年，我国火电发展规模仍有很大潜力，剩余18,399万千瓦，年均可发展9,200万千瓦，这几乎等同于2013年全口径发电设备新增容量。

综合以上分析，东部煤电在受制于煤炭消费总量控制以及更为严苛的排放要求，很难得到更大规模发展的大背景下，西部煤电基地在接下来两年的突飞猛进或将彻底改变我国的火电布局。

在未来一段时间内，煤电仍然是中国的主要电源点，是满足未来电力消费需求的基础。

高效环保火电将成为煤炭清洁高效利用的主要形式，大型环保火电将依托煤电基地及特高压线路的建设，得到快速发展。

按照集约化开发模式，采用先进的超临界或超超临界技术，开发300MW及以上规模的供热机组，以及1,000MW及以上规模的大型高效机组，逐渐取代小型热电机组，显著提高热电供应效率，符合行业发展趋势和国家政策导向。

有鉴于此，电力企业应把握国家“疆电东送”、“蒙电南送”、“西电东送”的发展战略，积极开发九大煤电基地的战略机遇，配套特高压输电通道规划和建设进度，抢点布局大型高效坑口煤电项目。

同时，依托东部省份积极开拓区外来电的战略机遇，按照“煤、电、网”一体化的开发思路和“高标准、低排放”的建设要求，在山西、内蒙古、新疆等资源大省积极开发大型高效火电项目，借助省级政府的力量，实现跨区送电的目的，在壮大自身装机规模的同时，强化在国内电力行业中的市场地位。

第二节参与大用户直购电提升盈利能力

直购电是电改的组成部分，也是电改的重要突破口。

继2010年地方直购电试点被中央部委叫停之后，2014年4、5月份，山东、云南等省再次掀起直购电试点热潮。

除山东和云南外，安徽、江苏、江西等十多个省都在今年上半年启动了直购电试点。

不过，不少地方的试点额度都确定在全年用电量的2%左右，也就是说，试点交易量对现有供电结构影响很小。

图2云南直购电试点的大用户购电价格

即将定稿的《深化电力体制改革若干意见》中，明确表示将改变电网企业的盈利模式，电网企业不再以上网及销售电价的差额作为收入来源，而是按照政府核定的输配电价收取电网费。

这也就意味着电网目前的盈利模式由两点变为一点，只保留电网维护管理费，也就是只收取俗称的过网费。

直购电试点的模式正好迎合了上述改革思路。

在新一轮电改推进过程中，大用户直购电作为已经在过去若干年中逐步推进试点工作的市场化措施，其现实意义主要并不在于降低电价，而是要让用电企业和发电企业能直接协商用电价格，搭建充分竞争的市场化电力交易平台，彻底打破电网原有统购统销的垄断经营模式。

作为对现有电力销售机制的一种改革尝试，直购电有利于探索建立合理的输配电价形成机制，促进电网输配分开，使终端用户进入电力市场，促进建立开放的电力市场。

同时直购电工作也将成为在破除改革阻力之后推进最为顺畅、最为水到渠成的举措，预期作为深化电改的重要推手得到进一步的推广。

对于发电企业而言，直接交易虽有可能会造成出厂电价的不稳定，但由于直购电游离于电网统一调度之外，避开电网调峰，有利于发电小时数提高，对发电企业长远利益有利。

电力企业应依托自身成本控制优势和电厂集群管理优势，抢抓直购电深化试点的时机，以专线直供和过网直供两种开发模式，在经济发达的重点地区积极参与大用户直购电试点工作，提高发电小时数和总发电量，逐步扩大直购电销售比例，进一步提升电力企业的盈利能力。

在有条件的地区，可重点利用专线直供的方式，建设不依靠电网的专线供电线路，条件成熟时构建覆盖特定区域的微电网。

作为专业的电力投资、运营商，电力企业拥有电力行业的专业化特长，直购电可实现电力企业管理下的独立供电、输电和售电，提高了整个电力系统的运行效率，在降低用户供电成本的同时也能拓展电力企业的利润来源。

第三节拓展清洁能源推动业务转型

随着我国国民经济持续快速发展和新型城镇化建设的逐步推进，能源需求增长强劲、能源消耗总量不断增长，石油等优质资源进口量急剧增加，长期以煤为主的能源结构对生态环境的影响日趋显现。

一方面，我国能源低碳化和优质化进展缓慢;另一方面，全球面临新能源技术的重大变革，发展清洁能源、应对气候变化是大势所趋。

因此，大力发展清洁能源，不仅可以逐步改善能源结构、保障能源安全，更可以减少温室气体排放、促进环境保护，对于推进生态文明、建设美丽中国，实现国民经济可持续发展具有重要意义。

为促进清洁能源健康、有序和可持续发展，我国“十二五”规划纲要中将“2015年非化石能源占一次能源消费比重的11.4%”确定为约束性指标;在风电、光伏发电和生物质能等专项规划中，也确定了各类清洁能源发展的总体目标和布局。

目前，清洁能源产业布局初步成型。

截至2013年底，我国风电并网装机7,716万千瓦，光伏并网发电装机1,942万千瓦，生物质发电装机850万千瓦。

受区域经济发展不平衡、能源生产中心和消费中心逆向分布等诸多因素的影响，特别是电网规划滞后，使得电网建设进度远落后于地方新能源项目建设进度，导致电网建设滞后和调峰能力不足，清洁能源消纳和输送受阻，分布式能源发电和微电网建设方面也存在着制度约束，我国清洁能源产业在取得显著进展的同时，也还存在着一些亟须解决的问题。

图3电网调度优先次序

随着此一轮电改的渐次深化，以往一家独大的电网将会实现输配分开、配售分开，电网的规划、建设也将更为科学、合理，电网的统一调度和管理水平也会提高。

随着电网的升级及智能电网的应用，清洁能源发电的波动性和分布式发电的间歇性问题都将迎刃而解，并确保清洁能源发电的优先输送。

更为重要的是，清洁能源的广泛应用是未来全球能源生产和消费的既定目标，结合中国清洁能源巨大的市场潜力，可以预见中国的清洁能源市场将迎来长足的发展。

电力企业应立足于现有能源业务，抢抓国家大力发展清洁能源的历史机遇，大力拓展风电、光伏等清洁能源业务，逐步提高清洁能源在总装机容量中的比例，贯通清洁能源产业链，从单一的传统能源供应商向提供多种清洁能源整体解决方案的专业集团升级，通过积极发展清洁能源，践行电力企业的社会承诺，提升品牌知名度和社会美誉度。

电力企业需因地制宜确定地区清洁能源发展重点。

在用电密集、用电负荷较高的东部地区，可以清洁能源为基础大力发展分布式发电;在清洁能源资源丰富的老少边穷地区，着力解决边远地区清洁能源一次性投入后带来的管理、维护等后续问题。

协助当地发展微电网和局域网，有效解决边远地区输电距离远、功率小、线损大的困难，推动当地尽早实现电气化。

第四节布局分布式能源构建微能源网

分布式能源是兼具节能、减排、安全、灵活等多重优点的能源发展方式。

目前，集中与分布式协同、多能源融合、供需互动、高效配置的现代能源体系正在形成，分布式发电已成为世界电力发展的新方向，它的大规模应用将对能源，尤其是电力系统的产业结构调整和技术进步产生深刻的影响。

虽然目前分布式能源装备价格比较高，但由于是与用户直接挂钩，适合与商业电价比较，仍有一定的价格优势，仍是未来满足用户个性化用能需求的主要方向。

电力企业可以现有或规划的电源项目为中心，在分布式能源行业发展初期，在经济发达、电价承受能力强的地区抢点布局分布式能源项目，实现能源结构、利用方式、供应模式的自我、协同与总体平衡，带动区域能源体系优化升级。

以天然气分布式能源为核心，辅以光伏、风电、低位热能、储能等能源形式，利用物联网、云计算及大数据等手段，将能源的前台和后台进行有机结合，构建“多位一体”的微能源网，重点集中在园区、公共建筑、大型数据中心、城市综合体和交通枢纽等用能较为集中的业态上进行项目实践，通过示范项目提高整个能源系统的运营效率、降低投资成本，最大程度满足能量应用端对能量品位的要求，并在微能源网的市场蓝海里实现技术和商业模式的突破，提升电力企业微能源网的市场和品牌价值，成为提供多种能源解决方案的综合能源供应商。

“多位一体”分布式微能源网技术带来的不仅是能源技术上的革命性突破，更意味着互联网时代电力企业分布式能源运营模式的创新。

根据终端用户的用能特点，首先通过节能技术降低用能侧的能源需求，功能系统优先使用风能、太阳能、地热能等可再生能源，然后再使用“多位一体”技术高效集成天然气分布式能源、可再生能源、储能和节能系统，建立集中式与分布式相结合、多能混配、按终端用能数量和品位相匹配供应的微能源网，从而在提高能源利用效率的同时提高能源系统的经济性。

“多位一体”微能源网基于分布式多能云计算网络，通过能效控制、系统优化、总体调度、全网监控，支撑微能源网系统平稳运行，并为用户提供余能上网、能源交易、节能服务等能源综合服务。

“多位一体”分布式微能源网是一个系统工程，不能一蹴而就，可分阶段实施、逐步到位，最终形成微能源网的新型产业形态。

电力企业未来可以分布式能源示范项目构建微能源网的基础单元，择机以单一园区为突破口，参照示范项目进行快速复制，通过能源规划获得区域能源特许经营权，建设电力、天然气和热力相结合的微能源网。

待市场成熟后，可将多区域的微能源网进行大范围的连接，形成城市级的微能源网。

第五节试点微电网探索新商业模式

相对传统大电网，微电网是一组分布式微电源、负荷、储能系统和控制装置构成的系统单元，可以充分利用可再生能源以及能源的梯级利用技术进行冷热电一体化生产、计划和调度，具备安全、可靠、高效、经济等特点，因而作为最佳的实用型解决方案受到各国关注。

2012到2016年间，全球微电网市场投资年复合增长率将达到25.7%。

在中国，发展微电网的最大动力是充分利用清洁能源满足未来能源多元需求，最大化接纳分布式电源，提高能效。

微电网的一个突出优势是可以充分利用电网的分时电价、多种能源储存技术以及清洁能源的梯级利用技术进行冷热电一体化生产、计划和调度，帮助用户选择更经济的电源，最大限度地降低用户的能源消耗总成本，同时满足国家越来越严格的环境监管和大气治理政策。

由于电网消纳问题，中国新能源的发展一直受制于并网难题而存在大量弃风、弃光现象，而微电网作为可控的电源/负荷系统，可就地消纳分布式的可再生能源发电。

大电网将接入可观、可控的微电网，而不是成千上万难以直接调控的分布电源。

此外，微电网能通过规划调度和内部多样化的能源组件实现可再生能源优化配置，既可实现用户在不同时间段内对冷热电的不同需求，也能保证能源综合利用的成本最小化和能源利用效率的最大化。

中国已经启动了一百座清洁能源示范城市的申报工作，国家“十二五”可再生能源发展规划中也明确提出，到2015年要建成三十个“新能源微电网示范工程”的目标，这些都将促进微电网快速发展。

电力企业应把握新一轮电改后微电网或将快速发展的市场机遇，借助全国城镇化、智能城市的规划建设，优先在新城镇、工业园区开发投资微电网系统，满足多样化、低成本、灵活可靠的用能需求，让能源的生产和消费与微电网充分融合，积极进行微电网的技术创新和产业实践，以专业能源管理服务供应商的身份，为电力企业未来发展探索新的商业模式和盈利模式。

微电网为发展更稳定的基础设施和智能电网技术提供了机遇，能够使电网更加稳定和灵活。

随着直购电、配售分开等一系列改革措施的落实，原来完全封闭的电网系统将逐步开放，未来电力企业可作为独立的运营商去经营微电网，在微电网内向用户进行售电。

微电网即可采用与外部电网并网运行的模式，也可以选择孤立脱网的运行模式。

现阶段微电网更适用于由燃气发电、光伏发电、风电、储能系统以及燃料电池等组成的分布式能源系统，未来可再生能源成本如果能够持续降低到传统发电水平甚至更低，而且市场准入更加便利时，微电网将可能应用在单一能源系统。

由于微电网仅处于市场启动的初期阶段，相关政策、技术等尚不够明确和完善，电力企业需要时刻关注这一极具潜力的市场，但也不能盲目大规模介入。

在条件成熟的地区，可通过示范工程的建设，从全寿命周期的角度，研究用户侧微电网的技术经济评价方法，定量评估各种运营模式下的微电网投入产出效益。

进而根据微电网的典型运营模式与用户需求（供电可靠性等级与经济性要求），探索并提出实用化的用户侧微电网典型供电模式和设计方法，为微电网的建设提供规范性的引导，提升用户服务质量和供电可靠性。

微电网的发展需要充分整合各个产业链资源，能够将光伏、风能与储能进行有效的配合，形成产业发展合力，并结合具体用户的应用环境进行科学配比，形成从方案设计、设备选型、安装调试、运行评估等切实可行的发展路径，为广大的新能源客户提供“更安全、更经济”的新能源应用模式，以促进智能微电网产业的可持续发展。