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旱情大幅削弱水电产能 电力供应紧张初现

2010年03月25日22:0421世纪经济报道王秀强我要评论(0)
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云南曲靖市罗平水电站一片寂静,水电站一片干涸,龟裂的河床暴露在烈日之下。

连日来的旱情,使昔日的彩云之南饱受煎熬,多数水电机组几近停产。不仅云南,西南五省(市、区)严重旱情导致水电发电量大大低于历史同期。

本报记者从国家电网了解到,今年2月份云南水利发电量同比下降23.8%,广西水利发电量下降54.6%,四川水利发电量较去年相比仅有缓慢增长。“而在每年此时,都有比较大幅的增长。”国家电网能源研究院经济与能源供需研究所所长单葆国说。

水电的大幅下滑直接导致火电需求大幅攀升,电煤再次成为西南五省(市、区)的能量之源,电厂电煤库存也随之紧张起来。

本报记者了解到,截至3月21日,云南、重庆电厂电煤库存仅为7天,重庆电煤库存只有31.37万吨,贵州库存为9天。“已经到了相当紧张的地步,但现在还能够维持电力供应平衡,如果干旱持续下去,拉闸限电的面积将扩大。”单葆国说。

瞅准了电煤供应紧张的时机,在成都、重庆等地一些柴油发电机租赁企业也活跃起来。

全国电煤供应平衡或打破

大旱之下,西南水利发电正在经受考验。

中电联数据显示,2009年西南五省(市、区)水电发电量占全国的比重达到了44.7%,部分月份甚至超过了 50%,而火电发电量占全国的比重仅有9.2%。四川省内发电装机容量为3969万千瓦,其中水电装机容量为2729万千瓦,占总装机容量的68.8%。

自从去年9月份以来,西南五省(市、区)水电发电量呈持续下降态势。统计局数据显示,去年8月份该地区水电发电量曾达到306.4亿千瓦时,但是到了今年2月份,该地区水电发电量已经降至95.4亿千瓦时,降幅达68.9%。

“对比往年水利发电数据,冬季较上一年夏季水电发电量降幅如此之大,实属罕见。目前,由于水电发电下降,部分地区出现了用电紧张、拉闸限电的情况。”单葆国说。

旱灾将导致西南五省(市、区)从电力净输出省变为电力净调入省,增加对周边地区的电力、电煤需求。目前,西南各个电厂都在加紧做好季节性和保障性电煤储备。

以云南为例,往年云南省一直是往东部省份送电,但春节期间,云南电网组织广东倒送电量3.3亿千瓦时。为保证云南用电,云南电网已计划3月份调减云南外送电量12.5亿千瓦时。

国家电网专家测算,干旱至少会使全国60%以上的水电发电遭受严重影响。如果按照正常年份水电发电量占全国比重12%计算,则本次干旱将导致每月新增占全国发电量3%的电煤需求,即干旱将新增电煤需求3.5%左右。

“由于抗旱将增加当地用电需求,综合考虑此次干旱将额外拉动全国电煤量4%-5%。”上述专家说,预计2010年全国电煤正常的供需增速均在10%左右,一旦额外新增4%-5%的需求,极易打破供需平衡态势并引发煤价上涨。旱灾对煤炭市场的影响绝不仅限于西南五省,而是全局性的。

“在干旱天气影响下,本轮动力煤价格的调整已经结束,未来将重新回到上升通道。如果旱情持续,历史上3-5月份的传统用煤淡季将在2010年成为用煤旺季。”中国煤炭网分析师认为。

秦皇岛煤炭网数据显示,3 月19日,秦皇岛5000和4500大卡动力煤平仓价周环比上涨5-10元;其他煤种也已止跌;煤炭海运价格(秦皇岛至华东)较一周前上涨 10%-20%。

火电需未雨绸缪

“电力供应紧张的局面已经开始显现。国家电网每天由西北向四川跨区联网供电100多万千瓦,若没有跨区供电作补充,四川省内紧张的局势将更加严重。”单葆国告诉记者。

电力供求紧张的局面有可能进一步加剧。“如果西南干旱持续到夏天,可能会出现总体电力供求紧张状况。”中商流通生产力促进中心分析师李廷说。

2009年全国火电平均利用小时数为4839小时,火电机组利用率基本上呈逐月上升趋势。其中,12月份火电机组平均利用小时数为462小时,照此计算,2010年利用小时数将达到5544小时。

“随着夏季用电高峰到来以及经济的进一步回升,火电需求可能仍会有较大幅度增长,火电机组利用率可能会继续提高,因此,有可能出现总体电力供求紧张状况。”李廷认为。

为了避免夏季用电高峰到来之时,火电出力大幅提升带来的煤炭市场需求激增,李廷建议有关部门应该未雨绸缪,趁煤炭价格相对较低,提前启动电煤储备工作。

此外,还应加大淘汰和改造下游高耗能产业落后产能的力度,降低单位产品能耗需求;而火电企业应该抓住当前电力需求淡季,加大发电机组设备检查力度,确保在夏季用电高峰到来之时,水电出力下降的情况下,现有火电机组能够较好的投入运行。

单葆国说:“解决电力供应不足的渠道有三个。一是增加电煤供应,二是跨区联网输电,三是拉闸限电。相对于外运电煤而言,跨区联网输电是最为有效的手段。有利于增强电网水火互济能力,跨大区、跨流域调节能力和事故支援能力,提高电网的抗灾能力和供电水平。我们建议国家加大跨区输电的建设力度和规模。”

目前,我国“输电”与“输煤”比例为1︰20(电煤外运口径),跨区输电交易量仅占全社会用电量的3%-4%,跨区输电能力和交易量明显不足。

据测算,我国7个主要煤炭产区到13个主要受电端地区,输电的经济性优于输煤,输电落地电价较输煤至受电端地区建火电厂的上网电价低0.03-0.10元 /千瓦时。

[责任编辑:flyguo]

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