中国电力投资周监测报告

【摘要】

宏观经济：

2013年，《全面解决无电人口用电问题3年行动计划》提出，到2015年底，全部解决我国273万无电人口用电问题。

投资政策：

导读：市场普遍预期，将比“十二五”规划中展望(到2020年风电2亿千瓦，太阳能1亿千瓦)数值大幅提升，太阳能发电有望达到1.5亿千瓦，风电2.5亿-2.8亿千瓦。

投资动态：

电监会官员坚信，随着东北市场的深入和完善，随着更大范围内优化配置资源的实现，大家都能从发展中获益或得到补偿，从做大的电力市场的蛋糕中，分享改革的红利。

国内：

近日，国家能源局发布了《关于印发2015年中央发电企业煤电节能减排升级改造目标任务的通知》(以下简称《通知》)，要求八家中央发电企业2015年共需完成煤电机组节能改造容量8974万千瓦、环保改造容量4093万千瓦。

国外：

截止2015年7月份，西班牙可再生能源发电量占发电总量的40.8%，其中风力发电20.3%，CSP发电2.4%，PV发电3.3%。

企业动态：

8月3日从国家电网获悉，国际奥委会第128次全会7月31日在马来西亚吉隆坡投票决定，将2022年冬奥会举办权交给北京。国家电网将以一流电网保障冬奥会供电，全面推进4个方向6条特高压下送通道前期工程，将“特高压电”引入北京城市核心区，为首都安全可靠供电提供强大保障。

项目动态：

随着能源清洁化的发展要求日益迫切，日臻成熟的超超临界发电技术正在全面登场，700摄氏度超超临界燃煤发电技术研发进程积极推进，在凸现新拐点情况下攻坚克难。

【宏观经济】

全面解决无电人口用电大盘点

2013年，《全面解决无电人口用电问题3年行动计划》提出，到2015年底，全部解决我国273万无电人口用电问题。根据国家能源局发布的数据显示，截至2015年4月，我国现有无电人口2133769人，3年行动计划中共有通电乡镇2196个，已完成的有2106个;通电行政村8863 个，已完成 8744 个;通电户数 715131 户，已完成 669545 户。

2015年政府工作报告提到了在2015年底让最后20万人用上电的民生硬指标。离最后期限还有半年时间，哪些地方还有人没用上电?如何让他们尽快用上电，不让他们在全面奔小康的行列中掉队?以下为您梳理各个省份解决无电人口用电进展情况，看看哪些省份提前完成任务，哪些省份仍需加油。

四川

数据表明，在现存的20多万无电人口中，四川省占一大半。目前，四川还有118338人没有用上电。截至2014年9月底，四川省已解决40.2万无电人口用电问题，其中，通过电网延伸解决32.3万无电人口用电问题，通过光伏独立供电解决7.9万人用电问题。目前，四川省无电人口主要分布在阿坝、甘孜、凉山州等少数民族聚集区。

施工困难的原因有以下几点：第一，自然环境恶劣，气候、地质环境较为复杂，施工难度大。第二，建设工期短，距离全面解决无电人口用电问题时间截点只剩几个月，按期完成任务难度较大。第三，施工涉及面广，协调难度较大，部分少数民族地区群众对电网建设不理解影响工期推进。

内蒙古

内蒙古电力公司和国家电网内蒙古东部电力有限公司通过延伸电网通电和风光互补供电两种方式，在占国土面积九分之一的内蒙古自治区实施“户户通电”工程，解决居住偏远农牧民的用电问题。2013年12月03日，占内蒙古自治区“户户通工程”88%工程量的鄂尔多斯市西部4个旗的8496户农牧户通上了电，这是内蒙古最后一批通上电的居民。这标志着内蒙古自治区无电人口用电问题已全部解决。

甘肃

2013年至2014年，甘肃省电力公司投资1.35亿元，通过电网延伸方式解决了0.6万户2.7万人的供电问题，其余无电人口的用电问题由中兴能源公司投资约3.09亿元，通过光伏独立供电工程解决。该工程共涉及5个市(州)、12个县(区)、55个乡、117个行政村。2014年9月，甘肃省通过大电网延伸全面完成了包括张掖、庆阳、陇南、甘南等地在内的所有无电户的通电工程，涉及人口共计27694人，标志着甘肃省大电网延伸范围内的农牧民彻底结束无电史，迎来了崭新的生活。光伏户用系统的发放、安装工程也已经收尾。

青海

2013年，国网青海电力公司投入3亿元资金，开工建设了55个无电地区电力建设项目，并于当年投运，解决了3.97万人的用电问题。2014年，青海省5个地市17个县开工建设183项无电地区电力建设工程，年内解决5.05万人的用电问题。 2014年 12月5日17时，青海省最后一个无电村——海南藏族自治州同德县唐谷乡东吾村顺利通电，标志着由公司建设管理的青海省无电地区电网延伸通电工程提前一年竣工投运，从根本上解决了青海无电区2.27万户、8.34万人的用电问题。

新疆

2013年，新疆共有87万无电人口。其中，由国网新疆电力公司负责实施无电地区电网延伸工程，解决66.9万无电人口用电问题;到“十二五”末，新疆电力公司计划投资37.44亿元，实施无电地区电网延伸工程，解决16.9万户66.9万无电农牧民的用电问题，实现“十二五”期间全面解决无电人口用电问题的目标。

2014年11月3日，新疆克孜勒苏柯尔克孜自治州阿克陶县巴仁乡罕铁列克村无电地区通电工程顺利投运，这标志着新疆电网延伸方式可解决的无电人口已全面通电，实现电网覆盖范围内户户通电。

其余无法通过电网延伸方式解决的无电人口，由在疆发电集团通过光伏独立供电方式解决。目前，新疆地区还有4840人没有用上电。

西藏

最后的20万无电人口约有两万分部在西藏。西藏采取主电网扩网、建设小水电、太阳能光伏发电、户用小型燃机发电等多能互补的方式全面解决无电人口用电问题。国家电网公司持续推进藏区电网建设，投资215亿元启动四川藏区最大规模电网建设—甘孜州“电力天路”工程及无电地区建设工程项目。目前，从根本上解决了乡城、稻城、巴塘、得荣、丹巴、新龙、白玉、色达等8个县域电网“孤网”问题，目前该工程进度超过60%，实现甘孜州所有县域电网与国家电网主网相连。相关人员预计该工程将在6月30日前全面完工。届时，西藏无电人口问题将从根本上得到解决。

云南

云南山区、半山区面积占全省国土面积的94%，许多偏远山区村寨分散，电力基础设施薄弱，曾是全国少数几个尚未实现“户户通电”的省份之一。云南无电人口主要分布在昭通、丽江等州市，居住地多为高山峡谷，自然条件恶劣，贫困现象突出，是集边疆、民族、贫困、山区为一体的封闭或半封闭区域。

尽管面临诸多困难，云南省早在2012年就完成了“户户通电”的目标。云南电网公司及地方政府投入建设资金19.58亿元，共解决了8.18万户、36万多无电人口的用电问题。2012年10月30日，云南省最后一批无电人家——丽江市宁蒗县拉伯乡拉伯村2个村民小组48户无电人家通了电，标志着云南省实现了“户户通电”。

【投资政策】

“十三五”新能源目标上调几成定局调幅仍存争议

记者从多条消息源获悉，“十三五”规划新能源目标上调基本确定，市场普遍预期，相关行业的发展目标将比“十二五”规划中展望的(到2020年风电2亿千瓦，太阳能1亿千瓦)数值大幅提升，太阳能发电有望达到1.5亿千瓦，风电2.5亿-2.8亿千瓦，不过上调幅度仍存在争议。

目前，风电“十三五”规划已有初步方案，正在制定规划初稿，明年年初有望上报，光伏规划进展基本同步。

一位能源局内部人士透露，这些目标在能源局层面还没最后确定。由于传统电网建设速度相对固定，能否跟上新能源发展速度，因此也有不同意见。

中国光伏行业协会人士说，“十二五”期间光伏装机目标一再上调，起初也是因为没预期到行业会发展这么快。从目前产业发展情况来看，“十二五”定的到2020年光伏装机目标100GW肯定打不住。并且，基于中美气候变化协定的承诺，要实现到2020年非化石能源消费占比15%的目标，推算一下只能靠核电、水电、风电和光伏实现。

“核电由于建设周期长，到2020年装机基本确定;大型水电站开发难度逐步增加，经济性下降。因此，可能性比较大的还是风电和光伏。”他说，在这种情况下，“十三五”光伏装机目标上调到150GW偏保守，200GW都有可能。

早在今年4月，国家能源局下发通知，要求做好可再生能源发展“十三五”规划编制，9月底前形成全国规划初稿，并征求意见，12月底前形成全国规划送审稿。并提出规划编制重点为：突出转变能源发展方式和推动能源结构调整，论证“十三五”期间各类可再生能源发展目标，研究各地区重点任务和重大项目布局，可再生能源本地消纳和外送电需求，技术装备和产业体系建设，以及发展配套政策。

这位行业协会人士告诉上证报记者，光伏和风电的“十三五”专项规划将在可再生能源发展“十三五”规划后出台。

上证报记者从接近政策制定的知情人士处获悉，7月中旬能源局召开相关会议，确定了风电“十三五”规划初步方案。风电等专项“十三五”规划拟定明年初上报，预计明年年中批复。

但事实上，新能源面临的消纳问题，成为行业提速发展掣肘。

根据能源局的数据，2015年上半年风电弃风率15.2%，同比上升6.7个百分点，上半年全国累计光伏发电量达到190亿千瓦时，弃光电量约18亿千瓦时，甘肃和新疆弃光率分别达28%和19%。

因此，相比“十二五”，“十三五”期间的关键是通道建设。

“新能源产品质量也逐步受到重视，近期能源局推出光伏‘领跑者’计划，联合光伏等中标企业的项目陆续开始在山西大同落地。”多位接受上证报记者采访的人士说。“过去新能源量很小，做‘十二五’规划时没考虑。”一位长期关注新能源的券商研究员对记者分析，“十三五”期间电网需要进一步加强新能源通道建设。新能源政策支持方向明确，行业将维持长期景气。

【投资动态】

东北电改启动艰难：省间地方保护主义壁垒需打破

穿着绿马甲的交易员第一次在中国的电力资源配置中扮演关键角色。

2004年1月15日，中国第一个区域电力市场在沈阳市宁波路18号二楼启动模拟运行。在运行中，交易员取代了经贸委，承担起分电的职能。

装修一新的交易大厅中，原国家电监会领导和相关部委代表，以及东北三省一区分管工业的副省长(副主席)、经贸委主任悉数出席。

原国家电监会主席柴松岳在台上讲话，“第一个区域电力市场正式建立，意味着电力市场化改革已经迈出了实质性步伐”。

面对交易大厅满墙跳动的数字，柴松岳对周围的官员说，只有引入竞争机制才能摒弃垄断带来的市场信息不对称的陋习。

台下坐满了近80名来自各省区和各大电力企业的联络员代表，他们开始努力适应市场带来的冲击。相当部分代表乐观估摸，这将是其所处行业的主要运行方式。

这是中国电力工业在市场中的第一次深度试验。2006年，主管部门发文暂停市场运行，转入总结阶段。近十年来，相关部门没有就此发声。

大小监管之争

5号文下发后，电力改革形势已然明朗，焦点集中于设立一个什么样的电力监管机构。

2002年10月31日，电监会组织中国电力监管体制建设研讨会，讨论电力监管机构的框架和权责。这一尚未正式挂牌的机构以公开方式讨论此话题，让职能权力的划分和转移进入公众视野，昭示了其勃勃雄心。

相关方讨论了“大监管”和“小监管”两种方案，两大方案的核心差异在于是否拥有价格监管权。

“大监管”方案是将电力市场、价格、投资、规划、技术、安全及服务质量、环保、普遍服务等全部电力监管职能纳入电监会。这些权力分散在经贸委电力司、计委基础产业司、价格司以及财政部、环保部。多份国外专业机构的研究报告力挺“大监管”方案。

“小监管”方案则仅针对即将面世的电力市场进行监管。主要职责集中在电力市场的培育和对电力市场的监管上，同时参与电力规划、投资、电价的决策及方案的制定并监督实施。

国家电力公司一位代表赞成小监管，也就是只管“电力交易市场”的方案。他的话确切地说就是只管竞价上网，五号文赋予电监会的职能就是监管电力交易市场。这种观点在当时获得了更多支持。

与会的中编办代表说：“中央的意思是权责一致，重要的不是电监会要什么职能，而是你准备负什么责，然后根据你的责任来分配你的职能。”

激烈讨论后，最终上报中央的为“小监管”方案。2003年2月24日，电监会“三定”方案获国务院批准。核心职能为，拟定国家电力市场发展规划和区域电力市场设置方案，审定电力市场运营模式和电力调度交易机构设立方案;监管电力市场运行，监管输电、供电和非竞争性发电业务。

其他方面，包括投资、价格、规划等，都保留在国家计委，即后来的国家发改委，由国家计委、国家经贸委和国家体改办重组而成的国家发改委，是最重要的综合宏观部门。

在很多国家，相关政府部门与监管机构一起参与电价监管方法的确定，但只要建立了专责的电力监管机构，具体的电价监管决策通常由监管机构负责。不过，在中国，电价通常被认为是宏观经济调控的范畴。国家发改委承担着中国政府对综合经济规划管理的职能，电价是重要工具。

在此国情下，一场没有放开价格管制的市场化改革就此开始。

改革?发展?

2002年11月21日，国务院正式任命原浙江省省长柴松岳为电监会主席，三位副主席则分别由邵秉仁、宋密、史玉波出任。

柴松岳担任浙江省省长时大力支持浙江省级电力市场改革试点，备受国务院领导赞许。史玉波此前担任经贸委电力司司长，在其任上推进了六省市的省级电力市场试点改革。宋密2000年调任中国建设银行前为国家计委基础产业司司长，负责电力行业规划和项目审批，并参与了本世纪第一轮电力改革的专题调研。

电监会下设7个职能部门，分别履行国务院授权的有关职能，其中主要的几大部门分别是政策法规部(电力体制改革办公室)、市场监管部、输电监管部、供电监管部、价格与财务监管部(稽查局)等。这些部门的骨干多出自原国家电力公司、国家经贸委电力司及国家计委基础产业司。

5号文将强化区域作为中国电力工业的重要路径，要求设立区域公司，建设区域市场。如何建立区域市场，便成了电监会组建以后党组会和主席办公会的主要议题之一。

不过，部分出身电力行业的电监会官员坚持认为，现阶段没有必要急于在电力行业形成实质性的竞争，一旦开始竞价，将无助于电力行业发展，无助于保证需求的供给。

电力行业此时最主要的任务依然是保证供给，而不是竞争。这一观点在当时业界的高管中，包括电网企业和发电企业，都颇有市场。

尽管认识不一，“虽然没想得太明白，但是如果没建立市场，那么电监会就没有存在的意义。”原国家电监会的一位亲历者回忆说。

初定东北

电监会正式挂牌前，党组会决定由副主席宋密、史玉波分别带队调研，选择区域电力市场的试点。

一位熟悉东北情况的中层建言宋密，要搞区域电力市场，东北是合适的选择。与其他区域不同，东北区域历史上长期是一张统一的电网。

1948年，东北地区就已成立东北电管局，后改组为东北电力集团，电力系统生产、调度实行高度集中的区域化管理，即统一管理、统一规划、统一建设、统一运行。

党组会后，宋密很快带队前往辽宁和黑龙江。在东北电网中，辽宁和黑龙江分处两端，辽宁是负荷中心，黑龙江则是煤炭大省，外送电能力强。依托黑龙江的煤炭资源和坑口电站，东北区域电力整体富余，甚至过剩。

从东北全区的角度看，2002年最大用电负荷为2403万千瓦，仅为全网装机的六成左右。按照备用容量17%，负荷每年增长5%测算，东北现有装机可以满足6年之内的高峰需求。这也是国内几大电网中供需环境最宽松的地区。

随行调研的官员深受鼓舞，在其后的调研报告中称，“经济理论和世界各国电力体制改革的实践证明，电力供应相对充裕是引入发电侧竞争机制的必要条件之一”。

东北区域的另一有利条件为省间电价差异小。当时辽宁、吉林和黑龙江的平均销售电价分别为0.410元/每千瓦时、0.416元/千瓦时、0.412元/千瓦时，最高与最低之间仅差6厘钱。“历史上，东北是三省平衡，终端电价则是各省不一致的。”华北电力大学教授曾鸣说。

调研组认为，建立区域市场的电价条件居全国各大电网之首。电价差异小说明区域内各省电价承受力、对电力的引导力是相当的。

三省之外的蒙东地区电力销售价格为0.3584元/千瓦时，与三省差距很大。但蒙东的用电量占比不到全网的4%。调研组认为对全局影响不大。为了照顾蒙东的既有利益，支持蒙东发展，在改革初期，可以设立一个独立的售电价格区。

另一个原因没有被写在纸面上。

“我们当时清楚，东北的干部比较听中央话，中央定下来的事，他们一般愿意听，愿意去做。中央怎么说，地方就怎么做，这也是历史上东北出干部比较多的原因之一。”一位亲历者回忆。

电企的顾虑

对于竞争带来的后果，电力企业更是心事重重。

1999年东北电网管理体制改革后，辽吉黑三省建立了试点运行的省级发电市场，按照年度总计划电量的很少部分分离出来作为竞价电量，有的省份为10%。按日计算比例分解成为每日竞价量，然后省公司管辖的火电厂在其省级发电市场运营系统上竞拍上网日电量。竞得日电量与日计划电量之和后按照每日96点曲线分解，即为电厂每日96点发电计划曲线。省间交易电量以及东北分公司的直属机组没进入发电市场。

由于竞价比例不大，不足年计划电量的10%，对于电厂或者电网来说并没有带来明显效益，因此，电力企业参与的积极性不高。

但在地方政府看来，省级市场试点效果颇为不错。曾任某省电力处处长的官员说，原因是省政府从市场获得收益，把这部分收益转移到其他亏损的省属国有企业中，减轻了省政府的财政负担。

“平心而论，那种情况搞出来的市场，降价很容易做到，其实是由中央所有的电力企业‘输血’给一些利润亏损的地方所属国有企业。”这位官员评价说。

与地方政府的判断相反，经过近两年的试运行，2000年上半年由原国家经贸委、国家计委联合组成的“厂网分开、竞价上网试点工作小组”经过详细调查后认为，试点“没能取得令人满意的效果，也没有取得可以在其他省份推广的成功经验”。

他们的研究报告将试点失败的原因归结为以下三点：

第一，厂网公司没有在产权关系上彻底分开，各省市电力公司既有电网公司又有发电公司，在与独立发电企业共同竞价上网的过程中，很难在制度上做到公平、公正、公开。

第二，试点中的竞价模式不能真正反映成本。但如果加大竞价比例，具有还本付息压力的先进机组在与即将淘汰的老机组竞争时，又会处于不利的竞争地位。还有，地方政府过去对一些外商投资电厂电价及投资回报率承诺等问题，导致市场参与的积极性大打折扣。

第三，由于没有实现真正意义上的“政企分开”，撤销省市一级电力局的工作进展缓慢，因而难以建立规范的市场竞争秩序。

中央主管部门判定的试点改革失败导致了电力主导权的转移。中央提出电力体制改革工作“由国家计委牵头，会同国家经贸委等有关部门和单位组成电力体制改革协调领导小组负责”。

2001年底，国家计委主导进行了电力体制改革的筹划工作，并领导进行了大刀阔斧的电力市场化改革——拆分国家电力公司。

厂网分开后的电网企业和发电企业则对可能真正面临竞争的市场失去底气。

三省电力公司对区域市场疑虑首先是对盈利的担忧。三省公司均预测2003年以后会发生亏损。主要理由包括：一是此时的盈利水平很低，受东北经济不景气的影响，判断近期电力需求也不会有大的改观。其二，城乡农网改造导致财务成本加大。其三，电厂投资收益从网公司划出，减少了收入，输配电价占比太低。因此，他们强烈要求适当提高销售电价或从竞价收入中弥补。

此时，“东北现象”开始被讨论。随着计划经济体制下的矛盾显现，东北国有企业大批停产、半停产，大批职工下岗失业。

东北经济的龙头辽宁2001年全省国有企业的平均资产负债率超过80%，经营困难，用电负荷持续低迷，东北整体富余40%左右的装机。

与此同时，东北三省电力公司开始了大规模的城乡电网改造，这是国务院领导要求启动“两改一同价”的重点工程。但实施电网改造工程后，未能带动用电需求增长，电力销售增长不多，无法弥补巨额的债务负担，省级公司的财务成本加大。

发电企业则认为，当时的电价水平已经很低，如果竞争过度，势必引起上网电价大幅度下降，那么发电企业将很难生存。而电监会则认为辽吉黑三省综合电价并不低，还有部分下降空间。

市场竞争还会衍生其他潜在问题。这些不应该由市场来解决，却是地方政府的心头痛。一些新老机组害怕面对市场。黑龙江省经贸委的一位人士说，地方电厂、自备电厂等约占全省电力装机容量的40%，对吸纳就业、对社会稳定功不可没。在此前的政府发用电分配计划中，政府不能不照顾老、小机组。

局面迟迟没有突破。宋密表示：“地域经济发展和电力发展的不平衡性，决定了人们对电力改革的出发点和角度不同，利益取向和人们在社会生活中承担的责任和义务也决定了人们对改革的认识不同，电网自然垄断的特性也削弱了人们对电力体制改革的信心，对此，我能够理解。但，理解不是赞同。”

她在多个场合强调：“认识的不同，理解的差异，不能影响东北区域电力市场改革试点的进程”，“事关电力行业百年大计的电力体制改革，不可能因为个别地方的地方利益与个别企业的历史包袱而停滞不前。”

多轮座谈交流后，各省政府终于表示同意支持启动区域市场。这一点来之不易。弥足珍贵的共识之下，还有一个依然巨大的分歧。省级政府依然希望在本省设立省级电力交易中心，区域市场与省级市场共存、互补。电监会则坚持建立区域电力市场的原则，不设省级市场，不设省级电力交易中心。

僵持不下时，电监会官员强调，启动市场才是硬道理。

电监会官员坚信，随着东北市场的深入和完善，随着更大范围内优化配置资源的实现，大家都能从发展中获益或得到补偿，从做大的电力市场的蛋糕中，分享改革的红利。

【国内】

能源局公布八家发电央企煤电改造目标

近日，国家能源局发布了《关于印发2015年中央发电企业煤电节能减排升级改造目标任务的通知》(以下简称《通知》)，要求八家中央发电企业2015年共需完成煤电机组节能改造容量8974万千瓦、环保改造容量4093万千瓦。

《通知》要求，华能、大唐、华电、国电、原中电投、神华、华润、国投八家中央发电企业2015年分别完成节能改造任务机组容量为1830、1121、1390、1500、1560、170、796、608万千瓦，分别完成环保改造任务机组容量为539、184、647、528、616、900、579、100万千瓦。

《通知》指出，各中央发电企业要细化制定具体实施方案，及时将2015年目标任务分解到具体电厂。落实改造计划、工作责任、人员安排、资金投入等，稳妥有序推进改造工作，保障机组改造后能效水平逐步达到同类机组先进水平、各项大气污染物排放指标符合有关规定。国家能源局将会同有关部门，适时监督检查各中央发电企业煤电节能减排升级改造工作开展情况，确保煤电节能减排升级改造目标任务按期完成。

到2030上海电力需求响应的效益可达8.112亿

“最佳情景下，预计到2030年上海电力需求响应(DemandResponse，英文简称DR)的效益可达8.112亿元，同期电力DR资源可实现250万千瓦的负荷削减量，占当年峰荷的4%。”7月28日，国际环保组织自然资源保护协会(NRDC)和牛津大学联合在京发布《上海需求响应市场潜力及效益评估》报告，对我国首个城市电力需求响应试点项目———上海电力需求响应试点项目进行了评估。

作为我国第一家实行电力需求响应试点工作的城市，时隔一年，上海交出了首份答卷。

工商业可削减负荷项目占DR市场潜力主要份额

根据国家发展改革委有关要求，在上海市经信委的组织下，上海于2014年夏季开展了我国首个电力需求响应城市试点项目，今年初共计31家工业用户和33家楼宇用户同意参加该项目并作为试点项目的用户。

据悉，《上海需求响应市场潜力及效益评估》报告通过基于“可避免成本”这一评估需求响应效益的方法进行评估。研究重点主要是预测到2030年直接空调负荷控制项目(针对居民和中小工商业用户)以及可削减 负荷项目(针对工商业用户)的需求响应市场潜力。

据英国牛津大学高级研究员大卫˙罗宾逊介绍，报告得出了两项全新的评估结果。

首先，工商业可削减负荷项目贡献了预期需求响应市场潜力的主要份额。据估计，约64%～73%的需求响应市场潜力来自上海工商业的可削减负荷项目。特别是工业可削减项目，在不同情景下的主要年份中预计能够贡献需求响应市场总潜力的43%～59%。在“最佳表现”情景下，2030年总计250万千瓦的需求响应市场潜力中，工业和商业用户的可削减项目可以分别实现110万千瓦和50万千瓦的峰荷削减。

其次，直接空调负荷控制项目能够为需求响应市场潜力作出杰出贡献。虽然针对中小型工商业用户的空调直接负荷控制项目的贡献很少，但是在不同情景下的主要年份中，针对居民空调的直接负荷控制项目可占预期需求响应市场潜力的23%～33%。在“最佳表现”情形下，2030年针对居民空调的直接负荷控制项目可以减少80万千瓦的峰荷。

DR市场价值尚未完全放开

当前，市场自由化使得价格信号可以更 好地帮助电力系统平衡，新的智能技术推动着需求响应实施的成本下降，政策上更加关注减碳和减少环境污染，科学技术在供应与需求端也在悄然发生着变化。一个重要的趋势是电力需求响应变得越来越重要。

然而，在上海的具体试点过程中，电力需求响应仍然存在诸多问题。首先，电力系统管理当中对经济效益这方面的考虑还有所欠缺。这不仅是我国的问题，在世界上很多国家也存在同样的问题。如电力系统规划方在考虑未来电力系统情况的时候，可能没有一定的激励政策，对需求响应资源考虑不是特别充分。

我国在电力行业仍然缺少基于市场机制的电价信号。这包括发电容量、能源、辅助服务市场等价格信号。用户现在对电价信号的接收度和反应度也不是特别好。“如果没有这些信号，对需求响应效益评估会比较困难。”参与撰写报告的政策研究分析师金亨美强调。

此外，当前国内开展的行政需求规划措施和需求响应之间存在一定的矛盾。如目前我国对电价行政规划的成分还是比较重。

电力需求响应核心目标是用户能够基于反应系统成本的电价信号，自愿地对价格信号或者经济激励做出反应，从而改变用电 行为。在市场化的电力系统中，电力需求响应将作为一种灵活性资源，媲美发电侧资源，发挥同等的调峰作用，同时具有更高的环保和经济效益。我国电力市场尚未完全放开，电力需求响应的市场价值，包括用户和其他参与方的应得效益，很难估算。

“分阶段”发展DR市场更加适合

电力系统运行方面的差异给需求响应在我国的发展设置了障碍，但如火如荼的新电改却为需求响应今后的发展提供了机会。

对此，国家发展改革委能源研究所研究员、能源系统分析研究中心主任周伏秋表示，“我认为，电改如果成功，就能建立三维更优的电力经济体系。我们的新能源消纳就可能更有效、更充分，就能更加促进电力需求响应资源的充分开发和利用。开发电力需求响应资源不光是为了做减法，更多的是为了做加法;不光是减下来，还要加上来。电力需求响应资源的开发绝对不是简单节约电量的问题，而是整个电力系统的优化，是系统效益。”今年4月，国家发展改革委发布电力体制改革配套文件，要求4个电力需求侧管理试点城市北京、唐山、苏州和佛山借鉴上海电力需求响应试点的实践和国际经验，组织实施电力需求响应，完善电力应急机制。

可以看到，国务院不仅明确了需求响应和其他需求侧资源在确保电力供需平衡上的重要作用，而且重点提出了深化电价改革以及引入市场机制的目标。此外，有序地缩减行政需求规划以及鼓励用户与电力公司签订可中断负荷合同也是政策鼓励的方向。

从本质上来说，这些举措能够为需求响应的发展提供更加有利的环境。

基于我国现有的电力体制，“分阶段”的方式发展需求响应市场应该更加适合。在最初的阶段，需求响应项目可以考虑比较简单的设计，也可通过试点形式，增强用户对市场化机制需求响应的兴趣和认识。从“用户旅程”的角度来看，这种方式的价值在于更好地促进用户兴趣和学习。另外，电力公司和负荷集成商也扮演了重要角色。

能源基金会电力项目主任王万兴建议，在政策层面上，应进一步把握新电改这一契机，让用户逐渐熟悉电价的市场特性，通过推广分时电价或尖峰电价来增加用户在高电价时段参与需求响应的效益。对于监管者和电力公司而言，也可通过进一步提升系统成本核算和更细致地定义系统服务，从而更好地支持对需求响应系统价值的估算。

中国电力跨省输送情况

是否大部分本省产生的电力都被本省使用?某些地级市虽然自身的用电量并不多，但为了本省的电力需求而超额供电的情况是否普遍?在2010年或再以前，跨省电力的输送存在着怎样的阻力与困难?发达国家电网与我们的相比在这一方面又有什么不同?我们的跨境电力输送规模在早年(2008年前)与联邦制国家相比又是如何?让我们带着以上这些问题，看看下面专家的简析吧。

1)是否大部分本省产生的电力都被本省使用?

显然不是，因为在中国，负荷和电源时空分布是不均衡的。

可以看看美国和中国的数据区别就知道了，美国的负荷和电源分布相对中国来说，要均衡。

各区域电网连线，代表区域之间规划送电规模。

根据能源局最新数据，2020年全国跨省跨区送电规模达到2.5亿千瓦左右。

2)某些地级市虽然自身用电量并不多，但为了本省电力需求而超额供电的情况是否普遍?

比较普遍，因为对于供电局和政府来说，报大负荷都是有好处的，类似GDP，然后负荷上去了，电力公司项目申请就有了充分条件，新项目上了，运行起来更舒服，BOSS压力更小，而没有负荷就意味着没有项目。

比较明显的，就是在每年的夏大时刻，很多地级市工厂不开的流水线要转起来，高耗能的要开起来，即使开一两个小时，负荷也要冲上去。

3)在2010年或再以前，跨省电力的输送存在着怎样的阻力与困难?

2010年之前，我国的跨区电力输电已经发展的不错了，葛洲坝-上海南桥的500kV直流，1985年开工，1990年双极就投运了，后面类似工程也很多。

就你说的问题，跨区电力输送的阻碍和困难，前面也有人回答了，基本就是那些，无外乎电压等级高，设备技术等级高，稳定问题，现在随着制造水平的提高，柔性交直流输电设备的运用，也已经不是什么问题了。

4)发达国家电网与我们的相比在这一方面又有什么不同?

发达国家高压跨区输电这块，发展的也比较早，特高压是没有的，但是高压电网这块也基本可以满足要求。

发达国家由于投资的限制，管理体制的相对分散，市场经济的制约，设备更新比较慢。

但我反对一种说法是：中国电力系统发展水平比西方国家的先进。

电力系统发展是和投资，稳定水平是和裕度有关，但这一切到中国似乎有点走样了，盲目的规定各种防线，各种校核准则，过于追求不必要的稳定，造成投资的极大浪费，也难怪，帽子和位子是第一位的，小心599号令哦。

什么叫先进?良好的规划，较好的设备利用率(有一定裕度)，高的稳定水平，较低的运行成本就是先进的电网，我国电网规划，就说高压电网的吧，也就是这上十年比较重视，比较好，相对于发达国家一如既往的合理规划，还是有差距;设备利用率就不说了，主变晒太阳，常年负载率低于30%的太多了;稳定水平，高压电网的应该比发达国家好些，但人家也是很高的，别老瞅着那几次大停电了，一个水平线上;运行成本，国内的肯定高不少，毕竟智能化水平还不高。

这上面主要是高压电网的，配电网我就只能呵呵了，估计被欧美国家拉下几条街了，现在世界的趋势都是在电网和用户的智能化互动方面，这块差距还很大。

就拿智能电网来说，我国的智能电网的建设和讨论过多地纠结于高压电网的部分、过多地关注在硬件部分、过于集中在电网企业，虽然这与目前我国没有完善运作的电力市场有关，但也与智能电网的发展探讨过于依赖电网企业密不可分，而欧美企业注重用户端应用、注重储能等技术入网、注重软件/IT技术支撑中获得启示，将重点侧重于能源的消费效率。我觉得这更代表了一种电网发展的先进方向，就是发论文也好发些吧。

5)我们的跨境电力输送规模在早年(2008年前)与联邦制国家相比又是如何?

这个问题有点不清晰。

跨境?还是跨区?跨境的中国目前来说都很少，与美国，欧盟国家相比肯定是少的。国外的国家之间的互联互通做的比较好。

如果是跨区，2008年前，我国的输送规模已经不小了，绝对值在世界上也处于领先之一了，毕竟我国人口多，地方大，资源丰富，需求放在这里，没有几个国家有可比性。

以后更是规模庞大，如下图。(十三五华东电网为例)

【国外】

西班牙七月份CSP发电量占发电总量3.8%

截止2015年7月份，西班牙可再生能源发电量占发电总量的40.8%，其中风力发电20.3%，CSP发电2.4%，PV发电3.3%。

而在今年7月份，西班牙可再生能源发电占发电总量的30.78%，其中风力发电12.9%，CSP发电3.8%，PV发电3.7%。

自从考虑日历效应和温度这两个因素后，7月份的夏季，西班牙这个半岛国家的电力需求量上升了。今年7月份的需求量同比去年增加了5.4%。总需求量为23477GWh，比截止2014年7月份的需求量增加了11.2%。

图：2015年1月-7月份各类发电电量比例

西班牙电力需求量的增加是由今年高温所致。今年是自2004年以来同比往年相同月份电力需求量最大的一年。

图：2015年7月份各类发电电量比例

今年前7个月内，由于日历效应的更正和高温来袭，西班牙电力消耗比去年增加了1.2%，电力总消费量为146922GWh,比去年同期增加3.2%。

今年7月份，可再生能源发电量占发电总量的30.7%。49.1%的电力生产没有CO2的排放。

【企业动态】

国家电网：开展奥运专项规划特高压电入北京核心区

8月3日从国家电网获悉，国际奥委会第128次全会7月31日在马来西亚吉隆坡投票决定，将2022年冬奥会举办权交给北京。国家电网将以一流电网保障冬奥会供电，全面推进4个方向6条特高压下送通道前期工程，将“特高压电”引入北京城市核心区，为首都安全可靠供电提供强大保障。

在2022年冬奥会召开前，国家电网北京电网将通过13个外受电通道形成多点多源的受电格局;区内将形成9个相对独立、互联互通的供电分区，抵御重大事故和自然灾害的能力将得到显著提升;实现四环内配电自动化覆盖率100%，CBD核心区等A+类地区供电可靠率达到99.999%，部分区域达到99.9999%。

国网冀北电力积极开展奥运专项规划，制定张家口市和崇礼县供电方案，确保电网工程按期投产。到2022年，崇礼将新建2座220千伏变电站、3座110千伏变电站，形成220千伏加强型双环网供电模式，110千伏站均形成“单链式”供电结构，确保220千伏网络和110千伏网络的高可靠供电。国网冀北电力还将环保、低碳作为供电保障的主题，将进一步发挥国家风光储输示范工程作用，大力服务电动公交车等清洁能源用能设施发展，全力服务绿色冬奥。

国电电力上半年核准火电项目各200万千瓦

近日，从国电电力2015年年中工作会上获悉，上半年，国电电力核准电源项目430万千瓦，其中，水电、火电项目各200万千瓦，风电项目30万千瓦。

国电电力上半年核准的电源项目中，火电项目为方家庄电厂2×1000兆瓦项目，该项目属于大容量、高参数、节能环保型电源项目，是国电电力2015年核准的第一个大型外送电项目。水电项目为大渡河双江口电站4×500兆瓦水电项目，该项目地处大渡河干流规划开发梯级电站第五级，是大渡河干流上游控制性龙头水库电站，年均发电量77.07亿千瓦时，梯级补偿效益显著。

2015年以来，国电电力以质量和效益作为发展工作的核心，推进布局结构的战略性调整和产业优化，加大前期工作深度和力度，加强投资全过程管控，推动公司实现质量转型、效益转型、科技转型、绿色转型。火电方面，国电电力持续优化发展火电，切实抓好煤电基地、东南沿海、煤运通道、特高压外送电通道的重点项目开发。清洁能源方面，国电电力坚持大力发展清洁能源，努力做精水电，优化水电项目战略布局，因地制宜推进项目开发。同时，国电电力继续加快推进大型外送电基地和风资源好、消纳能力强区域的风电开发和资源储备，加快海上风电布局。

【项目动态】

超超临界研发遇新拐点 650摄氏度火电技术被提出

“在推进超超临界火电技术进步的征程上，材料性能、蒸汽温度、技术经济性是三大关键要素。”在近日中国电力科技网举办的高温耐热钢新材料在超(超)临界机组应用技术研讨会上，中国电力科技网CEO魏毓璞向记者表示。

随着材料技术的不断进步和热能动力理论的日臻完善，蒸汽的参数经历了低压、中压、高压、超高压、亚临界、超临界直至超超临界的发展过程。随着能源清洁化的发展要求日益迫切，日臻成熟的超超临界发电技术正在全面登场，700摄氏度超超临界燃煤发电技术研发进程积极推进，在凸现新拐点情况下攻坚克难。

将材料在更多电厂进行实验

“国外尤其是欧洲国家针对700摄氏度机组进行了较为深入的研究，由于材料问题，示范机组的建设计划被延后。”中国华能集团清洁能源技术研究院副院长肖平在上述会议上介绍。

“发展超超临界机组最大的制约因素还是材料，是新型耐热钢。”华能玉环电厂金属监督专工熊伟在上述会议上向记者介绍。熊伟所在的华能玉环电厂是我国首个超超临界百万机组电厂，截至目前，首台机组运行时间近9年。

“新型耐热钢在百万机组中应用时间还比较短，还是处于摸索、完善阶段，运用经验还是比较欠缺，各类大大小小的缺陷还是时有发生。新型耐热钢组织老化、性能劣化和氧化皮生长机理等规律尚不清楚，为保障电厂安全运行，需进行持续的跟踪研究。”魏毓璞谈道。

P92 类材料是发展超超临界机组的关键材料之一，业内专家期待尽快解决其存在的相关问题。针对材料硬度问题，中国国电集团专家周江谈道：“目前在用的超超临界机组中大量存在P92类材料的硬度低于标准值的问题，严重制约锅炉的安全运行。”在使用温度方面，华电电科院材料技术部主任张锦文表示：“目前国内外规范对于P92类材料的最高使用温度存在一定争议，国内特设规《锅炉安全技术监察规程》规定其使用上限为630摄氏度，而ASME规范《锅炉及压力容器规范案例 2013》推荐温度使用上限为649摄氏度。”“要建设高效超超临界火电机组锅炉，保证高温段过热器和再热器安全运行，需要寻找新材料以满足要求。新选择的材料应是综合性能优异、实验数据充分、国际标准认可且具有商业化业绩的奥氏体耐热钢。”山特维克大中华区管材业务总经理赵东华在接受记者采访时表示。

据记者了解，近日通过全国锅炉压力容器标准化技术委员会评审鉴定的山特维克Sanicro25钢，是瑞典山特维克公司研发的新型奥氏体耐热钢，可以应用于更高参数的超(超)临界锅炉的过热器和再热器。“如果工况能够继续提高到650、700摄氏度，Sanicro25将会有更大发挥空间。”西安热工研究院有限公司电站材料技术部副总工程师周荣灿表示。

“尽管发达国家在材料试验研究方面还在不断进行，但对工程的开展和投入远远还是未知数。”中国电力工程顾问集团公司副总工程师龙辉表示，我国已经投入一定的资金开发了铁镍基合金，建议将其在更多的电厂进行实验，为工程应用创造条件。

溪洛渡电站累计提供清洁电能达860亿千瓦时

自2013年7月15日首台机组投产以来，溪洛渡电站已安全稳定运行两周年。截至7月底，溪洛渡电站累计发电达860亿千瓦时，相当于减少使用标准煤3400万吨，减少二氧化碳排放量约8500万吨，减少二氧化硫排放量近256万吨，为国家稳增长、调结构、惠民生作出了积极贡献。

两年来，溪洛渡电厂以创建国际一流电厂为目标，强化设备诊断运行，加强巡检维护，累计完成超过110万项设备操作，办理工单3.5万张，开停机超过3900次，完成18台机组首轮整顿型检修，18台机组全部实现首稳百日，机组可靠性指标居行业先进水平;积极探索设备运行规律，完成了3种机型稳定性试验，形成了完整的机组运转特性曲线;积极开展右岸孤岛运行方式研究，不断提高机组运行可靠性;改善设备运行环境，深入创建本质安全型电站，全面投产当年便高标准通过安全生产标准化一级企业达标，保持零人身伤害事故、零设备事故的“双零”目标。

2015年，随着泄洪设施的陆续接管，溪洛渡工程已正式参与长江防洪体系运用。溪洛渡工程水库防洪库容达到46.5亿立方米，可使川江沿岸的宜宾、泸州、重庆等城市的防洪标准从20年一遇提高到50年一遇标准，同时配合三峡水库运行调度可确保长江安澜。

国家电投海阳核电站2号核岛安全壳成功封顶

8月4日，海阳核电2号机组钢制安全壳顶封头正在吊装。当日，建设中的山东省海阳核电站2号机

组钢制安全壳顶封头顺利吊装就位，2号机组反应堆厂房内部核岛土建施工基本完成，1、2号机组目前进入移交调试高峰阶段。海阳核电项目一期工程投入运营后，年发电量将达175亿千瓦时，对优化山东电源结构，拉动地方经济发展，特别是节能减排起到积极作用。

原标题：中国电力投资周监测报告