電力供應(yīng)能力充足，水電、火電和核電完成投資同比繼續(xù)負增長，各類型發(fā)電設(shè)備利用小時同比降低

 

上半年，電力工程完成投資同比下降6.1%，其中電源同比下降12.7%，電網(wǎng)同比略降0.6%;基建新增發(fā)電裝機3670萬千瓦，其中新增非化石能源裝機占60%。截至6月底國內(nèi)6000千瓦及以上電廠裝機為12.51億千瓦、同比增長9.4%。上半年國內(nèi)規(guī)模以上電廠發(fā)電量2.62萬億千瓦時、同比增長5.8%，其中非化石能源發(fā)電量同比增長10.9%。國內(nèi)發(fā)電設(shè)備利用小時2087小時、同比降低79小時。

 

火電完成投資及新增裝機同比下降。上半年完成投資同比下降7.7%，新增裝機1503萬千瓦，截至6月底 6000千瓦及以上火電裝機8.79億千瓦、同比增長5.4%。發(fā)電量同比增長4.7%，設(shè)備利用小時2375小時、同比降低26小時。

 

電煤供應(yīng)持續(xù)寬松，二季度天然氣供應(yīng)形勢緩和。國內(nèi)煤炭市場供應(yīng)充足，電煤供需總體寬松。隨著供暖期結(jié)束，二季度天然氣供應(yīng)緩和，大部分燃機發(fā)電供氣不受限。行業(yè)經(jīng)營狀況繼續(xù)改善，但上半年五大發(fā)電集團所屬燃氣發(fā)電廠虧損面仍達三分之一，熱電聯(lián)產(chǎn)電廠供熱虧損面高達60%。

 

有關(guān)建議

 

(二)加快理順電價、熱價形成機制，促進解決北方熱電聯(lián)產(chǎn)企業(yè)及天然氣發(fā)電企業(yè)普遍虧損問題

 

一是加快建立獨立的輸配電價機制，輸配電價采用過網(wǎng)費模式，平均輸配電價由平均銷售電價扣除政府性基金及附加、線損折價和平均上網(wǎng)電價形成。在此基礎(chǔ)上，穩(wěn)妥推進電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易。二是針對華北、東北及西北地區(qū)熱電聯(lián)產(chǎn)企業(yè)供熱連年大面積虧損的實際困難，建議有關(guān)部門應(yīng)出臺分區(qū)域供熱價格指導(dǎo)政策，對供熱虧損較大的地區(qū)按照成本加成原則重新核定熱價，同時在熱價中考慮供熱中燃用成本的脫硫、脫硝、除塵等環(huán)保補貼電價;對熱價倒掛嚴重、虧損嚴重的供熱企業(yè)予以政策支持和財稅補貼。三是加快理順天然氣發(fā)電價格機制，盡快建立氣電價格聯(lián)動機制。四是盡快研究云南等水電大省的火電價格形成機制，在地區(qū)內(nèi)開展水、火電企業(yè)發(fā)電權(quán)交易，建立健全水電與火電互補機制，盡早啟動實施火電機組兩部制電價試點, 補償火電企業(yè)基本的固定經(jīng)營成本,解決這些地區(qū)火電企業(yè)持續(xù)嚴重虧損、經(jīng)營狀況持續(xù)惡化而面臨的企業(yè)生存問題。

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