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能源政策研究2016年第二期(总第2期)

发布日期: 2017-02-14

编辑: 能源政策研究中心

来源: 能源技术经济研究所

【期刊摘要】


1.学习贯彻两会精神 推动“十三五”改革发展:

“十三五”能源发展由主要依靠化石能源满足供应转向由非化石能源满足需求增量,油气替代煤炭、非化石替代化石能源的双重更替将逐步加快。

煤炭、煤电等行业面临产能过剩风险,“十三五”期间将严格控制煤炭新增产能和煤电新开工规模。要强化煤电项目风险意识,客观分析用能需求和新增煤电项目经济性。

以分布式能源为载体、能源互联网为平台的终端供能系统集成将是提高电力系统效率和智能化的重要方向。对于新增用能需求应统筹考虑电力、热力、供冷、燃气和智能微网等设施建设,示范开发基于分布式能源的微型能源互联网,通过提升能源系统效率获得经济和社会效益。

围绕“十三五”期间的新局面,要加大科技投入比例,在对未来具有战略性影响的科研领域尽早布局。清理低效资产同时以新技术为先锋开拓资产高效利用领域,才能带动企业具有不断发展的活力。

“十三五”规划的重要主线之一“在完善社会保障机制的条件下积极推进市场化改革”,结构性改革会出现大量的资本和资产重组机遇,将为企业构建产业链纵向整合和行业横向整合提供机遇。


2.跨区电力用户直接交易对发电企业影响分析:

北京电力交易中心和广州电力交易中心定位于跨省跨区电力直接交易,根据组建方案看,具有如下特点:未明确市场管理委员会的组建和运行机制;未明确两交易中心与省级交易市场的关系;缺失具有价格发现功能的现货市场。

结合银东直流看跨区电力交易具有如下特点:跨区交易对可再生能源收益改善影响不大,提高可再生能源平均利用小时约53.5小时,考虑到市场竞价,对收益率影响有限;不同省网内相同成本发电企业,受跨省输配电价影响,竞争力差异较大;交易电量占参与交易发电企业发电量比重较小,市场竞争激烈。


3.燃煤机组碳排放标准与配额分配方案分析:

燃煤机组碳排放配额标准将参照基准实施,并根据机组类型予以细调。配额发放将按收费与免费相结合的方式进行,并随时间逐渐加大收费配额的比例。地区经济发展结构和水平的不平衡、机组类型的多样性成为制定配额政策的主要考虑因素。


4.我国天然气分布式冷热电联供经济性分析:

目前天然气终端销售领域多元化已实现,随着天然气价格市场化改革持续推进,天然气资源供应主体和购销模式将向多元化发向发展,天然气分布式冷热电联供的优势将不断明显,集合微网和能源互联网的运行模式,项目经济效益和竞争力将会不断提高。

通过研究各省天然气发电价格、上网电价、单位投资成本和利用小时等主要指标对江苏、重庆、上海、广东、天津、江西、浙江、山东、安徽、北京10个地区开展项目前景的优劣进行分析得出以下结论:

在单位投资为0.8万元/kW,利用小时数为5600h,热价为70-95/GJ 前提下,若满足内部收益为10%10个地区的天然气发电价格范围为2.01-2.43/m3,上网电价的范围0.72-0.80/kWh,预计投资回收期约为9.6年;

2016年各地天然气门站价格一定的前提下,发电上网电价、利用小时数、投资成本对天然气分布式热电冷联产项目的内部收益率影响较大,只有上网电价高于当地燃煤上网标杆电价的幅度在0.34-0.46/kWh,内部收益率才可能达到10%,如果政府没有相关的政策补贴和优惠,不宜开展该项目;

江苏地区是开展天然气分布式热电冷联产项目的最优选择,其次是重庆、上海和广东,最次是天津、江西、山东、安徽、北京。


《能源政策研究》2016-2.pdf

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