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我国电力设备制造行业发展趋势

数读市场中国仪表网2007年02月08日 11:42人气:4393

2006年,国家电网公司为了减少资金压力采取的策略有:原来国网公司只对500kV的输配电设备进行集中招标,2006年下半年220kV设备采购权也收归国家电网公司集中招标;二次设备采用地区集中招标(据了解,实行这一政策后,二次设备单笔合同额变大,但产品单价有所降低);推广110~500kV变电站点型设计,减少占地5%~10%,平均减少建筑面积5%,静态投资减少2%~5%,输电线路减少钢材消耗5%~10%,静态投资减少5%。
  2006年,国家电网采取的政策产生的效果主要有两点:国家电网公司扩大了集中招标目标群,这样稍差点的输配电设备制造商进入电网公司采购系统,压低该电压等级的设备价格;电网公司直接压低了高毛利产品的价格。2007年,电网公司也许会采取进一步措施向电力设备制造商施压。

  趋势之一 输电设备将步入快速发展期

  从“十一五”输配电行业将完成的技术指标上看,2006年是输配电设备制造业发展的序幕,2007年将更加精彩。由于输配电行业具有明显的季节性变化,一、二季度是淡季,而三、四季度是旺季,现在输配电制造业订单饱满,2007年一、二季度输配电制造企业主营收入同比将大幅提高,即使是存货大幅提高也预示未来收入大幅增长。

根据国家电网规划“十一五”电网建设投资12000亿元,比“十五”增长84.62%,输配电设备制造业长期看好。从技术指标上看,“十一五”期间,预计220kV及以上级别变电容量新增9.9亿kVA,“十五”期间此电压等级变电容量增加4.14亿kVA,此电压等级变电容量“十一五”比“十五”增长139.1%。那么,用技术指标将电网投资进行细分,电网投资中输电领域增长139.1%明显高于电网投资增长84.6%,输电领域是未来输配电行业投资重点。

  在输配电行业中,高端设备值得期待。据了解,2010年我国220kV及以上电压等级变电容量达到17.9亿kVA,而2005年此数据仅为8亿kVA。从具体年度发展情况上看,2006年全国预计新增变电容量1.5亿kVA,那么根据规划,2007~2010年将完成8.4亿kVA,年均完成2.1亿kVA,未来四年220kV及以上变电容量将远高于2006年完成的1.5亿kVA水平,因此更加看好220kV以上高端输配电设备行业发展,2006年输电行业发展也刚刚步入快车道。

  业内人士指出,近几年来,我国输配电行业中电压等级越高增长率越快,而高电压等级增长速度与低电压等级增长速度差距有变大趋势,输配电行业公司生产的产品电压等级差异明显。在产品结构方面,高端产品的发展速度高于低端产品增长速度不仅表现在电压等级上面,同样表现在同一个电压等级产品中高端设备的占比,即产品结构升级。

配网发展主要涉及的是城乡电网,2005年国网公司经营的区域内31个重点城市,电网覆盖面积占公司电网覆盖面积的5%,用电量占公司经营区域用电量的32.1%。因此,城市配网又是“十一五”电网投资的另一个重点。

  “十一五”期间,仅仅国家电网31个城市的投资额就超过4400亿元,这个还不包括许多中小城市的电网投资,如扬州40亿元、金华61亿元等。“十一五”城网投资是“十五”的一倍左右,因此城网又是国家电网建设的另一个重点。

趋势之二 政策将驱动风电制造业崛起

  据国家电网公司预测,2010年全国装机容量8.14亿kW,“十一五”期间新增3.14亿kW,年均新增装机6000万kW。而据国家发改委预测,2010年全国装机容量7.5亿kW,“十一五”期间新增电源装机容量2.5亿kW,年均新增装机5000万kW。无论采取哪种预测,电力装配业发展都趋平缓,预计电力装配业下一个建设高峰将在2010年以后出现。

  在各种电力能源构成中,核电与风电是发展最快的两个子行业,核电设备制造业在我国基本上被三大动力集团以及各重型机械厂所垄断。而风电产业是一个新兴产业,并且技术路线并不是走原来传统的火电、核电等模式,因此风电产业的大力发展必然诞生一批新的电力设备制造商,我国风电设备制造商的崛起时间预计在2007~2008年。

  从风电特许权招标的政策来看,电价在招标中的比重越来越小,而技术、国产化率等指标则权重越来越大,因此风电政策由注重发电向注重设备制造方向转移,而由发改委、财政部等部委制定的《促进风电发展实施意见》已成型,这一政策对风电设备制造商是一次实质性利好,这些利好主要体现在财税方面。

 无论怎样,国家政策是鼓励风电发展,而风电发展的前提就是我国风电设备制造商的崛起,2007~2008年将由国家政策推动风电设备制造商发展,而我国风电设备制造商崛起之后,将导致风电电价进一步降低,从现在0.49元/kWh向火电价格靠拢,届时风电产业将从政策推动向市场推动转变。

  趋势之三 脱硫行业高峰即将过去

  到2010年,我国主要污染物排放总量减少10%,是“十一五”规划纲要确定的约束性指标。根据国家环保总局与6家电力企业签订的“十一五”二氧化硫总量削减目标责任计划书,脱硫工程开工量在2006年达到顶峰。

  现在,所有脱硫公司已经签订的脱硫合同总量已经达到1.8亿kW,而截至2005年12月全国火电机组总量仅3.8亿kW。脱硫企业产能与市场空间有限的矛盾比较突出,这种矛盾导致整个脱硫行业竞争加剧,行业内的企业所面临的是退出与转型。
在2006年,我国六家电力集团(华能、大唐、国电、中电投、华电、国网公司)脱硫工程开工出现高峰。考虑开工与确认收入之间的时间间隔,2007年或2008年将是脱硫产业收入确认的高峰。

  节能环保产业是“十一五”重点鼓励产业,2004~2006年是新增装机脱硫市场高峰,2007年之后火电配套的新增市场需求大幅萎缩,老机组尚有2亿kW待安装脱硫设备,存量市场约有350亿~400亿元的份额,预测2007~2009年后仍能维持较高需求水平。

  在早期,由于该行业的丰厚利润及较低的进入门槛,使众多企业纷纷涌进。而随后产生的激烈竞争,使行业整体盈利能力大幅下降,全行业步入微利时代,行业低价竞争问题一直没有明显好转。脱硫设备成本构成为40%的原材料(主要是钢材)、20%的制造费用(主要是运输费用)、5%~10%的技术引进费用(下降趋势)、30%~35%管理费用等,目前市场价格普遍在200元/kW左右,行业毛利率水平较低。目前,钢材价格本轮回落对于订单充沛的电力环保行业无疑是重大利好,未来毛利率水平有望整体上升。

在国家的高度重视和大力支持下,经过电力行业和设备制造行业的团结协作、共同奋斗,2004年我国发电设备容量已达到4.4亿千瓦。从电力工业快速发展的实践来看,电力行业与电力设备制造行业之间存在着紧密的联系,两者之间相互促进又相互制约。制定和实施“十一五”期间电力工业发展产业政策(以下简称电力产业政策),必将对电力设备制造行业产生全面的、深远的重大影响。
电力产业政策的制定
(一) 制定电力产业政策的必要性和紧迫性
电力工业是关系国计民生的重要基础产业和公用事业,也是国民经济和能源工业的重要组成部分。电力的安全、稳定和充足供应是实现全面建设小康社会的重要保障,事关经济发展、社会稳定和国家能源安全的大局。目前我国电力工业发展正在经历一个大发展、大变革时期,其主要表现在:一是不断增长的强劲的电力需求;二是资源环境的巨大挑战;三是还有两三千万人口没有电应力供应;四是电力市场化改革的复杂性和长期性。
我国改革开放以来的实践表明,要保证今后电力工业快速、健康地发展,就要继续将市场配置资源的基础性作用与政府宏观调控相结合,政府将主要通过电力发展规划和电力产业政策指导、信息发布及规范市场准入,引导社会投资方向,抑制无序竞争和盲目重复建设。

从2003年开始,在国家发改委能源局的直接领导下,委托中国电力企业联合会组织有关专家研究、制定“十一五”期间的电力产业政策,到2004年底已完成电力产业政策(初稿),该稿还要在广泛征求意见和充分论证的基础上进行修改、补充,预计2005年国家可以发布施行。

(二) 电力产业政策的制定原则

制定电力产业政策的原则,一是要认真贯彻落实科学发展观,紧密结合我国工业化、城镇化、市场化发展步伐,为全面建设小康社会这个总体目标提供安全、优质、经济的强大电力支撑,这是电力工业发展的指导思想,也是制定电力产业政策的根本;二是电力产业政策要贯彻我国的能源发展战略,即电力工业发展要遵循把节约能源放在首位,大力调整和优化能源结构,坚持以煤炭为主体,电力为中心,油气和新能源全面发展的新战略;三是电力产业政策要结合电力工业的特点,即结合电力工业产供销同时完成,技术、资金、设备密集,产业关联度高和建设周期相对较长的特点;四是电力产业政策要统筹兼顾、综合配套;五是电力产业政策要增强可操作性。

电力产业政策的简要介绍

根据我国“北煤西水”的一次能源分布格局和地区间社会经济发展水平不平衡的状况,实施“西电东送、南北互供、全国联网”的战略;加强国家级、区域级、省级电网主干网架、跨区域送电通道和负荷中心受端电网建设,提高安全、稳定供电水平;加强城乡电网规划,与主电网同步建设,形成安全、可靠的配电网络;重视电网无功的合理配置和分层分区平衡,同步建设二次系统。

限于篇幅,本文分别按输变电设备、发电设备以及电力用户等方面简要介绍电力产业政策中与电力设备制造业关系更为直接的有关部分。

(一) 输变电设备方面

1. 根据我国“北煤西水”的一次能源资源分布格局和地区间社会经济发展水平不平衡的状况,实施“西电东送、南北互供、全国联网”的战略;加强国家级、区域级、省级电网主干网架、跨区域送电通道和负荷中心受端电网建设,提高安全、稳定供电水平;加强城乡电网规划,与主电网同步建设,形成安全、可靠的配电网络;重视电网无功的合理配置和分层分区平衡,同步建设二次系统。

2. 根据长距离西电东送的需要和受端电网的技术需求,积极研究、科学论证更高一级电压、特高压的交直流输电技术、适时启动建设。优化输配电网络结构,逐步简化电压等级。

3. 鼓励电网新技术的研究和应用,支持更高一级电压、特高压交直流输电技术和设备研制,支持研究和掌握具有世界先进水平的交直流输变电关键技术,积极采用先进成熟的技术与装备,提高电网输电能力,节约线路走廊和占地,减少输电过程中的损失,促进电网技术优化升级。

4.实行电网统一规划设计、分层控制、信息逐级传送,不断提高电网自动化水平,保证电网的安全可靠运行。支持开展电力系统分析与联网、大电网互联调度与运行技术的研究,支持研究和掌握先进的电力系统控制和保护技术及电力系统信息技术、电力市场支持系统技术、输变电设备运行技术、电力超导技术、电工新材料技术。

5.供电侧应优化输配电网络路径、结构,简化电压等级,实行经济调度,合理配置无功补偿装置,降低电网损耗;鼓励采用节能型输变电设备,提高电网装备的技术水平和科技含量。
依法开展电力生产过程中产生的电场、磁场、电磁场、噪音对环境影响的预防和治理。

(二)发电设备方面。加快电源结构调整 ,优化电源布局,提高绿色电力的比重。坚决贯彻开发与节约并重的方针,在电力建设及生产全过程要高度重视节水、节地和节能工作。努力提高机组效率和安全生产水平,加大老电厂技术改造力度,鼓励电厂实施节能管理,降低发电能耗和厂用电率。大力推进清洁燃烧技术和清洁生产,提高污染治理水平,减少污染排放,促进电力与环境的协调发展。

1.大力发展水电。

(1)、优先开发调整性能好的水电,按照“流域、梯级、滚动、综合”原则重点推进大型水电基地开发;结合电力市场需求和电力负荷特性的要求,因地因网制宜,积极开发中小型水电站。在电网调峰能力不足的华北、华东、广东、东北等地区,根据电力系统安全、经济运行的需要,在负荷中心适当建设抽水蓄能电站。
(2)、水电站要进一步提高水能利用效率,服从水资源综合利用。
(3)、根据大中型水电工程建设的需要,提高水电的设备制造能力和技术水平,支持开发单机容量50万~70万千瓦混流式水轮发电机组、10万~30万千瓦轴流转浆式高能效机组、3万~6万千瓦贯流式机组和25万~35万千瓦大型抽水蓄能机组的设计与制造技术。

2.优化发展煤电。

(1)、除西藏、新疆及海南以外,在大电网覆盖范围内,规划建设高参数、大容量、高效率、节水环保型、调峰性能好的燃煤电站项目,所选机组单机容量原则上为60万千瓦及以上,在缺少煤炭资源而燃煤运输条件较好的沿海地区,应规划建设单机容量为百万千瓦级的港口燃煤电站项目,并原则上采用高效率的超临界、超超临界机组;在生产外运煤炭的坑口和煤炭矿区 ,鼓励建设燃用洗中煤、泥煤及其它劣质煤的大中型电厂。鼓励发展采用洁净煤燃烧技术的电厂。在煤矸石资源丰富的地区,鼓励建设国产高效大型30万千瓦及以上循环流化床锅炉的煤矸石电厂。鼓励发展热电联产项目。在热负荷比较集中,或热负荷发展潜力较大的大中型城市,根据城市电力和热力规划,结合考虑运输和环保等因素,鼓励采用单机30万千瓦及以上的环保、高效发电机组,建设大型发电供热两用电厂。鼓励发展大型热电冷多联产电厂。
(2)、东部地区应淘汰10万千瓦及以下凝汽式火电机组,中西部地区淘汰5万千瓦及以下凝汽式火电机组(不含供热机组)。鼓励利用原有厂址对中小型机组电厂进行升级改造。原则上禁止燃油发电机组建设。
(3)、60万千瓦及以上机组发电煤耗要控制在286克标准煤/千瓦时以下。规划建设的煤矿坑口或矿区电厂的机组发电煤耗要控制在295克标准煤/千瓦时以下(空冷机组发电煤耗要控制在305克标准煤/千瓦时以下)。缺乏煤炭资源的东部沿海地区,优先规划建设发电煤耗不高于275克标准煤/千瓦时的燃煤电站,鼓励国内制造厂开发研制60万千瓦及100万千瓦级的超临界和超临界机组、60万千瓦及以上容量的空冷机组。
(4)、鼓励技术引进、开发、推广30万千瓦以上的大型循环流化床技术、煤气联合循环发电技术(IGCC)及增压循环流化床技术。建设技术先进、有一定规模的示范电站。鼓励技术引进、开发大容量空冷系统设计和制造技术。
(5)、鼓励火电厂项目采用新技术、新工艺,降低用水指标。对扩建项目,应对同一电厂中已运行的机组进行节水改造,尽量做到发电增容不增水。
禁止新建扩建机组取用地下水,严格控制使用地表水。鼓励利用城市污水处理厂的中水或其他废水,创造条件使火电厂与城市污水处理厂的配套设施同步建设。坑口燃煤电厂建设应优先安排使用矿井蔬干水的项目。鼓励沿海缺水地区利用火电厂进行海水淡化。对水资源匮乏地区的燃煤电站要采用节水的干法、半干法烟气脱硫工艺技术。对火电厂耗水要按有关指标控制。
(6)、鼓励燃煤电厂采用新型高效的低氮燃烧技术或烟气脱硝技术以及袋式除尘器等高效除尘技术。新建、扩建燃煤电厂项目应同步建设烟气脱硫和排放物连续监测装置。在扩建电站时,应对燃煤含硫超标的煤电机组实施专项除尘和脱硫改造。
(7)、燃煤发电厂污水应严格做到达标排放,并鼓励采用零排放技术。
3、积极推进核电发展。

(1)、优先在沿海经济发达、能源资源缺乏地区建设群堆核电站。在中部缺少煤炭资源的地区,积极研究并储备一批核电站厂址。降低核电工程造价,增强在电力市场中的竞争力,其市场竞争力应不低于脱硫燃煤电站。

(2)、核电的发展技术路线和核电堆型,应统一到百万千瓦级压水堆,积极支持研究和跟踪新一代核电技术,提升我国核电技术应用水平。积极推进具有自主知识产权的10万千瓦级高温气冷堆核电示范工程。

4、适度发展天然气发电。

(1)、结合“西气东输”,近海天然气开发和国外引进液化天然气、管道天然气等工程,在输气管道沿线及电力负荷中心、环境要求严格、电价承受力强的地区,适度建设天然气电厂。在输电工程建设困难的负荷中心,鼓励结合输气管网,分散建设天然气电厂。在有天然气管网的城市,鼓励建设热电冷多联产电源点。
(2)、鼓励先进的燃气、蒸汽联合循环机组设备制造和设计技术的本地化。鼓励引进技术和建设兆瓦级别的微型燃气轮机和以燃料电池为核心的分布式热电冷联产机组。
5、加快新能源与可再生能源发电。
(1)、优先在东南沿海地区和新疆、内蒙、河北北部、东北等资源条件好、具备并网条件的地区、开发一定规模的风力发电场;鼓励发展太阳能光伏电池发电;鼓励发展地热发电、潮汐电站;鼓励在农村发展生物质能与沼气发电;与垃圾处理相结合,鼓励在大中城市建设垃圾发电厂。
(2)、鼓励开发可再生能源发电技术和能源综合利用技术重点研究和应用风力发电技术,特别是兆瓦级及以上容量风力发电机组的设计、制造与应用,加快实现产业化发展与本土化制造。支持发展太阳能光伏发电技术。支持利用生物质能(包括垃圾)发电的技术研究。
(三) 电力用户
1、鼓励推广高效用电设备,采用节电型生产技术、生产工艺。国家将定期公布产品电耗标准及高电耗设备的目录,适时推行节电产品标签制度。努力降低单位产值能耗,各行业要加快制定降低能耗的措施和目标,缩小与世界先进水平的差距。
2、增强用户节能意识,开展能源使用状况调查和节能政策研究,国家鼓励和支持节能技术和产品的研发和推广应用。
意见和建议
从正在研究、制定的电力产业政策来看,在“十一五”期间促进产业升级,优化产业结构是电力工业发展的一项重要任务。电力工业要着眼于走出一条科技含量高、经济效益好、资源消耗低、环境污染小的新型工业化道路。根据我国一次能源分布格局和地区间社会经济发展水平不平衡的状况,要切实贯彻开发与节约并重的方针,强化生态环境保护和资源节约,提高能源利用效率,加强电网建设,加快电源结构调整,优化电源布局,提高绿色电力(水电、核电、气电、其他可再生能源发电、环保型煤电)的比重。但是,我国目前电力工业总体装备水平与发达国家相比有较大差距,清洁煤发电技术、核电技术、大型超(超)临界机组、大型燃气轮机、大型抽水蓄能设备及高压直流输电设备等国内尚不具备(或不完全具备)生产能力,自主开发能力也显不足。因此,对于电力设备制造行业来说,除了要满足电力设备总量的需求外,还要特别注意电力工业进行战略性结构调整,优化产业结构给电力设备制造行业提出的新要求和带来的重大影响。
重大电力技术和重大电力装备技术先进,成套性强,关联度大,是知识、技术和资金密集性的重大产品,代表了电力设备行业的水平。因此要把上述研制专项工作落到实处,就必须切实加强电力设备行业的基础改造,发展新型产业集群,增强开发创新能力,培育有自主知识产品和技术,着力推进电力制造行业本地化,提高基础元件和关键成套设备制造水平。依托重大工程建设,通过消化吸收引进技术,组织好上述专项研制工作。建议国家要出面组织协调,建立国家级电力重大装备研发基地,即在充分调查研究的基础上,合理分工,以重大装备制造骨干企业为核心,有科研、设计、制造、用户(电力企业)参加,完成全过程的研制开发任务。
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