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山西上半年电力运行情况分析:太阳能装机量达254.05万千瓦

来源:浙江海洋之神手机APP电气有限公司更新日期:2016-8-8

2016年上半年,山西电力运行基本平稳。除装机持续增长外,受整体经济下行压力影响,发电量、用电量等指标均处于低位,外送电形势也不乐观。装机增长、用电低迷,受供给侧与需求侧两头挤压,发电企业经营风险增大。

第一部分 电力运行情况

一、山西电力运行情况

(一)发电情况

1.发电装机

截至6月底,全省发电装机7218.90万千瓦。其中火电6016.23万千瓦,占比83.34%;风电704.73万千瓦,占比9.76%;水电243.88万千瓦,占比3.38%;太阳能发电254.05万千瓦,占比3.52%。

2.发电量

6月份,全省发电量201.48亿千瓦时,同比增长1.92%。其中火电189.76亿千瓦时,同比增长1.81%;风电8.21亿千瓦时,同比降低6.50%;水电1.70亿千瓦时,同比降低10.91%;太阳能发电1.80亿千瓦时,同比增长202.13%。

1-6月份,全省发电量完成1177.88亿千瓦时,同比降低2.52%。其中,火电1080.89亿千瓦时,同比降低4.71%;风电70.67亿千瓦时,同比增长31.66%;水电17.85亿千瓦时,同比增长6.23%;太阳能发电8.47亿千瓦时,同比增长144.80%。

图1:2015年、2016年发电量对比(亿千瓦时)

3.发电利用小时

1-6月份,全省发电设备利用小时数为1665小时,同比减少236小时。其中,火电1817小时、同比减少228小时;风电1028小时、同比减少23小时;水电734小时、同比减少45小时;太阳能439小时、同比减少195小时。

图2:2015年、2016年全省发电平均利用小时数对比(小时)

(二)用电情况

1.最大负荷

6月份,全省最大用电负荷2235万千瓦,同比增长2.20%。

2.省内用电

6月份,全省全社会用电量143.58亿千瓦时,同比增长0.38%;其中工业用电量112.30亿千瓦时,同比持平。各产业及居民用电量同比增长分别为-33.80%、0.14%、7.98%和7.76%;各产业及居民用电量占比分别为3.24%、79.42%、8.91%和8.43%。

1-6月份,全省全社会用电量完成852.97亿千瓦时,同比降低0.13%。其中,第一产业18.29亿千瓦时,同比降低3.75%;第二产业661.41亿千瓦时,同比降低1.59%;第三产业88.07亿千瓦时,同比增长6.31%;城乡居民生活85.20亿千瓦时,同比增长6.37%。

图3:2015年、2016年用电量对比(亿千瓦时)

6月份,完成直接交易电量36.21亿千瓦时,1-6月份累计达成直接交易合同电量360.79亿千瓦时,完成156.24亿千瓦时,合同完成率25.79%。

3.外送电量

6月份,全省外送电量完成57.89亿千瓦时,同比增长5.96%。其中,省电力公司外送电量20.55亿千瓦时(外送京津唐9.02亿千瓦时、外送特高压为0、外送河北11.53亿千瓦时),同比增长15.61%。

1-6月份,全省外送电量累计完成324.91亿千瓦时,同比降低8.29%。其中,省电力公司外送电量125.93亿千瓦时(外送京津唐44.21亿千瓦时,外送特高压31.86亿千瓦时,外送河北49.86亿千瓦时),同比降低13.66%。

图4:2015年、2016年外送电量对比(亿千瓦时)

二、运行分析

(一)第三产业和居民用电量有所回升,第二产业用电量仍低位运行。

6月份,除第一产业用电负增长外,其他用电保持正增长。第三产业和居民用电环比和同比均有所回升,第二产业用电量略有回升,工业用电同比持平,但环比下降1.57%。四大主导行业中,煤炭、钢铁仍保持负增长,分别为3.02%、11.92%;有色、化工行业用电量在大用户直接交易的拉动下,增速分别为7.7%、1.22%。

(二)发电量增幅实现"变负为正"突破,但仍低于全国平均增速。

6月份,全省发电量自2015年以来首次出现正增长,同比增速1.92%,但比全国增速3%低1.08个百分点,发电企业受利用小时持续下降影响,存在较大经营风险,54家省调火电厂中,已有26家企业出现亏损。

(三)受同期外送电量偏低影响,外送京津唐、河北电量呈现较大幅度增长。

6月份,省电力公司外送电量20.55亿千瓦时,同比增长15.61%。受去年同期外送电量偏低影响,送京津唐同比增长19.63%,外送河北南网同比增长14.84%,特高压从5月底开始转为南电北送,无外送电量。

第二部分 生产经营情况

一、电网企业经营情况

截至6月底,山西省2家电网企业资产总额793.76亿元,负债总额528.69亿元,平均资产负债率66.61%,利润总额10.94亿元。其中:

山西省电力公司资产总额732.94亿元,比年初增长0.96%;负债总额493.94亿元,比年初减少0.81%;所有者权益239.00亿元,比年初增长4.82%;资产负债率67.39%,比年初下降1.2个百分点。营业收入340.25亿元,营业成本322.51亿元,利润总额10.08亿元,净利润9.98亿元。

山西地方电力有限公司资产总额60.82亿元,比年初减少0.74%;负债总额34.75亿元,比年初减少3.49%;所有者权益26.07亿元,比年初增长3.17%;资产负债率57.14%,比年初下降1.62个百分点。营业收入17.83亿元,营业成本14.79亿元,利润总额0.86亿元,净利润0.80亿元。

二、发电企业经营情况

(一)经营指标

1.利润

上半年,纳入电力监管统计系统的61家燃煤火电企业总装机容量4955万千瓦,完成发电量915.92亿千瓦时(占网、省火电90.65%),完成利润22.18亿元(税前,下同),同比减少25.52亿元,其中:网调完成18.88亿元,同比减少3.41亿元;省调完成3.30亿元,同比减少22.11亿元。统计口径内的55家省调火电厂中,27家企业盈利10.91亿元、2家企业持平、26家企业亏损7.61亿元。

2.资产负债

截至6月底,全省火电企业资产总额1637.67亿元,比年初增长3.38%;负债总额1224.04亿元,比年初减少1.89%;所有者权益总额413.63亿元,比年初增长22.93%。资产负债率平均为74.74%,比年初下降4.02个百分点,其中:国、网调机组平均为43.33%,比年初下降4.10个百分点;省调机组平均为79.66%,比年初下降4.07个百分点。

3.发电成本

上半年,燃煤机组发电成本完成235.16亿元,其中燃料费66.5亿元、水费4.5亿元、材料费11.56亿元、职工薪酬19.32亿元、折旧51.82亿元、修理费12.9亿元、购电费2.3亿元、其他费用27.82亿元、营业税金及附加5.6亿元、财务费用32.84亿元。发电成本中占比较大的分别是燃料费28.28%、折旧22.04%、财务费用13.96%。各成本项目占比见下图。

图5:发电各成本项目占比图

4.供电煤耗

上半年,全省燃煤机组供电煤耗完成319.74克/千瓦时,同比下降5.89克/千瓦时。同比降幅较大的电厂有:同煤大唐热电、广宇、永皓、国投大同能源、河坡、耀光、云冈、太二、长治热电,分别降低54.35克/千瓦时、46.79克/千瓦时、40.23克/千瓦时、39.84克/千瓦时、35.5克/千瓦时、30.13克/千瓦时、29.19克/千瓦时、28克/千瓦时、19.01克/千瓦时,供电煤耗降幅较大的主要原因是:部分供热机组供热期煤耗较非供热期低,但非供热期发电量较少,因此,供热期煤耗占比较非供热期高,影响上半年供电煤耗降幅明显;同比升高较多的电厂有:柳林、晋城热电、运城、国锦,分别升高13.4克/千瓦时、13.2克/千瓦时、12.13克/千瓦时、9.34克/千瓦时。

图6:60万千瓦级(含50万千瓦)供电标准煤耗比较

(二)经营情况分析

上半年,受省内外用电市场持续低迷影响,火电机组设备利用小时继续下行,但在较低的煤价支撑下,经营情况总体平稳,资产负债情况略有改善。影响利润的主要因素是:到厂原煤同比降低约75元/吨(含税),节约燃料成本约31.8亿元;平均利用小时下降228小时,减少边际收益约24.6亿元;1月1日电价下调3.33分/度,减少利润约30.4亿元;大用户直接交易影响利润同比减利2.4亿元,另外供电煤耗、供热煤耗以及固定成本等的变化对利润都有影响。

主要特点:

1.网调电厂盈利能力仍明显高于省调电厂

上半年,全省火电盈利约22.18亿元,其中国、网调机组盈利18.88亿元,其装机占比16.4%,盈利占比85%。利用小时和电价是影响盈利水平的重要因素。一是发电利用小时,国、网调机组为2332小时,省调火电机组为1709小时,相差623小时;二是上网电价,国、网调机组比省调标杆电价高约1-3.5分,省调机组参与省内大用户直接交易,上半年直接交易电量161.6亿千瓦时,平均成交价格比标杆电价低5.04分/千瓦时。

2.省调机组亏损面加大且呈现阶段性不平衡

上半年,电煤价格持续下行,但受电价调整及发电机组利用小时持续下滑、直接交易电量增长等因素影响,省调燃煤机组利润完成3.3亿元,同比降低22.11亿元。上半年26家省调电厂累计亏损7.61亿元,亏损面同比扩大16家,亏损额增加至5.14亿元。受电网运行方式影响,发电机组经营呈现阶段性不平衡,一季度供热机组普遍盈利,亏损主要发生在大容量纯凝机组;二季度大容量纯凝机组经营情况好转,供热机组发生亏损。

3.南北电厂煤价差异缩小

上半年,煤价继续低位运行,中南部主力电厂入炉标煤单价约256元/吨,北部主力电厂入炉标煤单价约220元/吨,南北相差36元/吨,2015年同期相差约60元/吨。南北电煤价格差异缩小,北部电厂煤价优势减弱。

图7:部分主力电厂入炉煤标煤单价对比图(单位:元/吨)

原标题:山西上半年电力运行情况分析