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摘要:一些发电企业抓住新电改、能源转型、经济结构优化的新机遇, 积极稳妥地进入电力“新业态”。如清洁热源供热、燃煤耦合生物质发电、蓝色海洋纳米发电,分散式、低风速与海上风电,光热发电;氢能、充电桩、天然气水合物、智慧能源项目、综合能源服务;分布式能源、配售电业务、微网、泛能网、能源互联网;碳捕集、碳资产与绿证交易、能源金融服务;储能、智能高效热力网、天然气销售与管网等。目前,能源电力系统,呈现能源基础设施互联、能源形式互换、能源技术数据与信息技术数据互用、能源分配方式互济、能源与消费商业模式互利的新格局。例如,新能源大发展,给储能带来了难得的发展机遇,风电+储能有利于平滑输出,风光+储能有利于调节输出,火电+储能有利于辅助调频。近三年,我国电化学储能发展迅速,占国内储能装机2017年为1.35%,2018年为3.43%,2019年达到159.23万千瓦,增长为4.9%,全国储能累计装机3230万千瓦,占全球18%,储能发展方兴未艾。
(来源:能源杂志微信公众号,ID:energymagazine,作者:陈宗法)
“十二五”,以五大为代表的发电行业着力“一次转型”, 大力发展煤炭、金融、科技、风(光)电产业,建设综合能源集团,再加煤炭市场低迷下跌,经营业绩“逆势上扬、单边大涨”,成为2002年电改以来形势最好时期,也成为全国工业企业的一抹“亮色”。
那么,进入“十三五”,宏观经济、政策导向、改革举措、市场环境等因素出现了什么变化?发电行业的发展呈现出什么新的特点?经营业绩又出现了怎样的走势呢?回眸“十三五”,发电行业可谓风雨兼程,跌宕起伏,不禁让电力人感慨万千:“阳光总在风雨后”。
宏观环境:电力消费趋缓,发电利好不多、利空多
新常态贯穿整个“十三五”。由于经济减速、结构优化、动力转换,2016-2019年我国GDP增长“破7”,分别为6.8%、6.9%、6.7%、6.1%。特别是2020年受新冠疫情、中美对抗、世界经济萎缩的冲击,我国经济进入双循环新发展格局,GDP前三季仅为0.7%,IMF预计全年1.9%,实际将完成 2%以上,尽管我国将成为全球唯一增长的主要经济体,仍显著低于正常年份的增长。
我国能源消费2016-2019年年均增长只有2.7%,预计“十三五”为2.5%。同样,全社会用电量前4年年均增长6.1%,预计“十三五”为5.5%,两者均大幅低于“十一五”“十二五”的增长水平。
能源电力消费增速减缓,从社会角度看是进步,但从发电企业角度看,则意味着电力需求下降、产能趋于过剩、市场竞争加剧,意味着社会用电量的增长将更多地依赖电气化、电能替代、新能源车普及,意味着发展空间压缩、传统的规模扩张方式必须向高质量发展方式转变。正因为如此,倒逼“十三五”发电行业必须转型创新。
在习主席“四个革命,一个合作”能源安全新战略的指引下,十九大提出要“构建清洁低碳、安全高效的能源体系”。“十三五”期间,国家不仅推出了《能源发展战略行动计划》、《能源生产和消费革命战略》,而且还推出能源发展、电力发展“十三五”规划及配套子规划,描绘了中长期发展蓝图,并明确了到2020年的发展目标——“能源消费总量控制在50亿吨标煤内;非化石能源占一次能源消费比重15%以上、煤炭占比58%以下;电能占终端能源消费27%。全国发电装机20亿千瓦,年均增长5.5%。非化石能源装机7.7亿千瓦,占39%;煤电装机控制在11亿千瓦内,占比降至55%”,充分体现了绿色发展、清洁转型的战略趋向。
同时,国家除了建立煤电建设风险预警机制,推出取消、缓核、缓建“三个一批”项目,淘汰落后产能,实行峰值管控外,还对煤电环保政策层层加码。一是限期完成煤机超低排放改造、节能改造、灵活性改造9.8亿千瓦;二是实施世上最严的大气污染物排放标准,并率先对火电实施排污许可证,排污费改征环保税;三是推出碳排放强度控制政策,要求二氧化碳排放全国单位火电发电量、单位发电量分别控制在865、550克/千瓦时,启动碳排放份额的分配和碳交易市场;四是严格执行煤电项目取水、用水、水效、废水控制政策;五是设置非水电可再生能源配额,开展可再生能源绿证核发、认购;六是开展严格的中央环保督察、生态文明建设年度评价。环保要求日益严苛、环保成本增加是煤电“十三五”面临的重大挑战。
此外,为稳增长,“降低用能成本”成了“十三五”国家重要会议的主要议题之一。近年来,降低电价政府、市场双管齐下,力度之大史上罕见。一方面,政府直接下调各类电源的上网电价。除了燃煤标杆电价下调,也调整了对新能源一味鼓励的政策。另一方面,通过新电改市场化交易降价。以某发电集团为例,2016-2019年综合交易电价分别比标杆电价每千瓦时降低6.3分、4.7分、5.2、4.2分。“十三五”用电成本的下降,以电力企业直接减收为代价,但确实提升了工商企业竞争力,减轻了我国经济下滑的压力。
当然,“十三五”国家对发电行业也采取了一些正向激励政策。如允许水电、核电超前规划,适度加大开发;鼓励“两个替代”以及“源网荷储一体化”“风光水火储一体化”发展;稳定可再生能源价补机制和核电、气电、跨省跨区送电等价格形成机制;明确煤电环保电价政策不变;市场机制形成煤机参与调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务价格;对煤机利用小时严重偏低的省份,可建立容量补偿机制。另外,针对煤炭去产能形成的供应短缺、煤价暴涨的“后遗症”,国家也开展了“控产量、保长协、稳煤价、抑消费、调进口”“构建铁路大通道运输网”等一系列调控。
改革驱动:三大改深刻影响着发电行业
“十三五”是全面深化改革的推进期,改革达1500项之多。其中:供给侧改革、新一轮电改、国企改革等“三项”重大改革,尽管政出多门,目标差异,但到了发电企业层面均需贯彻落实,给发电行业营商环境、经营业绩、体制机制产生了深远的影响。
1. 供给侧改革
“十三五”期间,供给侧改革从煤炭扩大到煤电领域。到2019年底,煤炭去产能10亿吨任务已完成,煤矿减少到5,800处,平均产能提高到92万吨/年。但晋陕蒙新四省区呈现“煤矿少,单产高,区域集中,应急调运难”等特点,导致“十三五”煤价前期大幅度反弹、呈“厂”型波动,后期高位震荡、小幅回落,最终救起煤炭、伤及煤电,煤炭行业大幅增盈,煤电再现行业性困难。
同时,为化解煤电产能过剩风险,16部委采取了淘汰落后产能、清理违规项目、严控新增产能、加快煤机升级改造、规范自备电厂管理等一系列举措,共淘汰3500万千瓦,停缓建1.5亿千瓦,合计1.85亿千瓦,保证2020年完成“煤电装机控制在11亿千瓦内,占比降至55%”的目标没有问题。尽管短期对煤电企业产生不小的影响,但煤电投资与装机增速的连年下降,促使煤电利用小时短期止跌回升,“三弃”现象逐年好转。
2. 新一轮电改
2015年以9号文正式推出,其主要内容为“三放开、一独立、三强化”,意味着市场竞价揭开大幕。发用电计划加速放开,电力市场的主体数量、交易品种不断增加,中长期交易规模不断扩大,现货市场、辅助服务市场进行了试点、探索,工商业用户不仅增加了选择权,更分享了电改不断释放的红利。2016—2019年全国市场交易电量占全社会用电量比重由19%大幅增加到39%,其中:云南、蒙西、江苏、青海接近或超过50%;煤电上网电量市场化率高达56%。预计2020年全国市场交易电量占全社会用电量比重将超过50%。由于产能过剩,竞争激烈,电力交易价格普遍低于标杆电价,尽管后期降幅收窄,但因市场化率大幅提高,发电企业减收仍在持续。2016—2019年某发电集团四年累计减收397亿元,是同期利润393亿元的1倍还多。
目前,新电改正在途中,也存在行政干预、捆绑交易、单纯降价、市场壁垒、配电受阻、监管不力、现货与辅助服务市场建设滞后等问题。但不可否认,新电改在很大程度上重塑了发电企业,第一次真正比拚的是市场竞争力,对经营理念、投资决策、安全运维、商业模式、客户服务等产生重大而又深刻的影响,促使发电企业由单纯生产型向综合能源供应商转型。
3. 国企改革
“十三五”,国资委积极推动“1+N”国企改革政策落地,2016年推出十项改革试点,2020年部署国企改革三年行动方案。
2017年,国资委根据国办《关于推动央企结构调整与重组的指导意见》提出的巩固加强、创新发展、重组整合、清理推出等“四个一批”,为解决央企布局存在的“多、散、低、同、长、重”问题,决定将国电、神华重组为国家能源,引起业内外的热烈议论与广泛关注。这次跨界大重组,突破了电力、煤炭产业界限,有利于形成煤电路港航产业链,发挥产业协同优势、推动转型升级;有利于缓解煤电矛盾,形成收益、风险对冲机制,稳定业绩预期,从而增强核心竞争力,争创世界一流企业。
2019年,国资委针对15省区煤电企业整体亏损、资产负债率高、经营困难的问题,决定用3年时间开展央企重点区域煤电资产整合。首先在西北开展试点,确定华能牵头甘肃、大唐牵头陕西、华电牵头新疆、国家电投牵头青海、国家能源牵头宁夏,以优化资源配置,淘汰落后产能,减少同质化竞争,“整体减亏超过50%”,促进健康可持续发展。
结果引起很大争议,当时有学者认为与新电改目标相悖,容易形成寡头垄断、操纵市场,不利于构建有效竞争的市场体系。但目前仍在组织实施,有关各方正在协商推进,整合效果有待进一步观察。
市场变化:系统性风险总体偏高
“十三五”发电行业市场化程度提高,竞争特征更加明显,面临的市场环境复杂多变。货币市场、并购市场、境外市场、人才市场对发电行业虽有影响,但有利有弊,总体影响不大。但电力市场、煤炭市场的影响则是决定性的,总体系统性风险偏高。
1. 电力市场
社会用电需求减缓、新增装机不断增加、产能普遍过剩仍是发电行业的风险源,是改善营商环境的重中之重。据统计,社会用电量增长“十五”13%;“十一五”11.1%;“十二五”6.27%;“十三五”预计5.5%。其中:2016年5.0%,2017年6.6%,2018年8.4%,2019年4.4%,2020年1-9月1.3%、预计2.8%。相应地,2016-2019年全国发电利用小时平均为3815小时,比“十二五”4414小时下降14%、减少599小时。其中,反映市场供需关系最具代表性的火电利用小时连年下降、低水平震荡,2016-2019年平均4261小时,比“十二五”4861小时下降12%、减少600小时,远低于5000-5500的设计利用小时,与本世纪以来最高的2004年5991利用小时更是相去甚远。2020年的情况更不容乐观,全国发电利用小时1-9月2758小时,同比下降98小时;火电1-9月3047小时,同比下降127小时。
因此,电力市场竞争激烈,如何开展市场营销、制定交易策略,构建发配售产业链、提供综合能源服务,力争发电量达到“三同”水平 、市场电量超过装机占比、综合电价降幅收窄,实现增产增收成为当前发电企业最大的难题。
2. 煤炭市场
煤炭供需状况、煤价涨落,直接影响煤电企业的盈亏;“煤电过半”的电源结构,仍左右着发电行业整体的盈利水平。“十三五”期间,随着退出、减量重组10亿煤炭过剩产能任务的推进、限产以及安全、环保的严格监管、督查,煤炭市场一改“十二五”单边下跌的颓势。2016年,5500大卡吨煤综合均价较年初大涨59.8%;2017年,供需紧张,涨到650-700元,导致入厂标煤单价同比上涨34%,全国增加电煤采购成本2000亿元;2018年,前紧后缓,供需趋衡,煤价高位震荡,维持在571-635元;2019年,供需平衡,小幅回落,平均降到576元,比上年降低19元;2020年,涨少跌多,1-9月央企煤电板块入炉标煤单价同比下降48元。总体而言, 2016-2017前两年“供需紧张、大幅反弹、厂型走势、居高不下”,2018-2020后三年“产能释放、供需趋衡、高位震荡、小幅回落”,煤炭市场综合均价都超过国家规定500-570元/吨的绿色区间,发电燃料成本整体高于“十二五”同期水平,导致煤电企业盈利基石松动,中期再现大面积亏损。
行业转型:符合“十三五”电力规划预期
1. 绿色发展,清洁转型。
“十三五”,发电行业更加注重清洁转型,加快绿色发展步伐,特别是风光电实现了超越式发展。到2019年底,我国发电装机达到20.1亿千瓦,其中:非化石能源装机8.2亿千瓦,占比41%,较2015年提高5.8个百分点;非化石能源消费占比从2015年的12.1%提高到 2019年的15.3%;非化石能源发电量增量占全社会用电增量的49.5%。特别是风光电,双双超过2亿千瓦,占比均超10%;年均增速分别达到12.4%、48.5%,远超7.1%的全国装机年均增速,成为发展的最大亮点。目前,我国能源清洁转型成效显著,如国家电投清洁装机占比超过50%,光伏突破2000万千瓦;国家能源风电装机突破4000万千瓦,世界第一;青海开展“绿电15日”活动,成功实现全清洁能源连续供电;北京基本实现“无煤化”,清洁能源占比超过96%;山东第一个发布氢能省级规划;张家口成为国家一个可再生能源示范区。可以预见,清洁能源成为主体能源不再遥不可及。
2. 峰值管理,煤电减速。
“十三五”,煤电告别了传统的规模扩张阶段,与新能源快速发展形成很大的反差,进入了“投资下降、增速减低、淘汰落后、升级改造、重组整合、结构优化、提质增效”的减量发展阶段,走上了“少新建、多延寿”的路子。到2019年底,煤电装机完成10.41亿千瓦,年均增速3.7%,比全国装机年均增速7.1%低了3.4个百分点;每年新增装机从“十二五”5000万千瓦以上下降到目前3000万千瓦左右,预计“十三五”将少投9300万千瓦以上。而且,“两个占比”持续下降,煤电装机占比下降到52%,煤机发电量占比下降到62%。预计到2020年底,煤电装机完成10.8亿千瓦,可以较好地实现控制在11亿千瓦内的目标。此外,机组结构持续优化,热电联产机组、超超临界机组、超低排放机组比例明显提高。
3. 抓住机遇,介入新业态。
一些发电企业抓住新电改、能源转型、经济结构优化的新机遇, 积极稳妥地进入电力“新业态”。如清洁热源供热、燃煤耦合生物质发电、蓝色海洋纳米发电,分散式、低风速与海上风电,光热发电;氢能、充电桩、天然气水合物、智慧能源项目、综合能源服务;分布式能源、配售电业务、微网、泛能网、能源互联网;碳捕集、碳资产与绿证交易、能源金融服务;储能、智能高效热力网、天然气销售与管网等。目前,能源电力系统,呈现能源基础设施互联、能源形式互换、能源技术数据与信息技术数据互用、能源分配方式互济、能源与消费商业模式互利的新格局。例如,新能源大发展,给储能带来了难得的发展机遇,风电+储能有利于平滑输出,风光+储能有利于调节输出,火电+储能有利于辅助调频。近三年,我国电化学储能发展迅速,占国内储能装机2017年为1.35%,2018年为3.43%,2019年达到159.23万千瓦,增长为4.9%,全国储能累计装机3230万千瓦,占全球18%,储能发展方兴未艾。
4. 规划目标,大多符合预期。
电力发展“十三五”规划提出了到2020年23项目标任务。根据目前完成的情况评估,其中:人均装机、煤电、常规水电、非化石能源消费在一次能源消费中的比重、现役煤机平均供电煤耗等9项指标符合规划预期;总装机、非化石能源装机、太阳能发电、风电、生物质发电、非化石能源发电装机比重、化石能源发电装机比重、煤电装机比重等10项指标提前超额完成;以上两类合计占83%。滞后规划进度的只有抽蓄装机、核电、气电、充电桩等4项,只占17%。
经营业绩:前降后升,V型反弹
“十三五”,受宏观经济、政策导向、改革举措、市场环境、发展成果等因素的综合影响,发电行业整体业绩呈现“前降后升,V型反弹”走势,在2015年业绩“置顶”的基础上,表现为2016年“腰斩”、2017年“跌地板”、2018年“坐起”、2019年“前行”、2020年“奔小康”。
——2016年“腰斩”。由于火电标杆电价政府下调3分/千瓦时,煤价下半年大幅反弹,新电改市场交易电价下降等因素的影响,经营业绩开始“坐滑梯”,规模以上发电企业实现利润(下同)2608亿元,比2015年3479亿元下降25.4%,其中:火电板块利润下降43.54%。
——2017年“跌地板”。由于煤价涨至高位,全行业增加电煤采购成本2000亿元,火电板块亏损面超过60%,非电产业、清洁能源成盈利主角,再现行业盈利模式“不正常”“不合理”,盈利增长“逆大势”,盈利水平“不理想”。实现利润1763亿元,同比下降32.4%,其中:火电只有207亿元利润,同比下降83.3%。与13.3万亿资产规模极不匹配,与全国工业企业利润增长21%形成很大反差。下半年,有关部门不得不取消、降低政府性基金及附加,腾出电价空间用于提高标杆电价,缓解火电的经营困难。
——2018-2019年“坐起、前行”。发电行业抓住2018年宏观经济企稳、用电量快速增长8.4%、“三弃”现象持续好转的有利时机,大力开展市场营销,增产增收;利用2018-2019年“产能释放、供需趋衡、高位震荡”的煤炭市场积极开展集约采购,降本增效。同时,电力市场竞争回归理性,交易电价降幅收窄,上调火电标杆电价翘尾影响,再加金融等非电产业、清洁可再生能源利润贡献的显著增加,2018、2019年实现利润2210亿元、2876亿元,分别增长23.8%、28.4%。其中:火电利润分别为323亿元、680亿元,实现了恢复性增长。
——2020年“奔小康”。发电行业克服疫情冲击、经济下行、用电量减少、市场电量扩大等不利因素,抓住电煤、天然气市场“小幅回落”与资金市场宽松的窗口期,坚持外拓市场与内控成本并举、资本运营与生产运营并重,加强考核、过程与目标的统一。1-9月,清洁可再生能源发电量增长7.3%,煤电平均入炉综合标煤单价同比下降48元/吨,对冲了发电量增速下降的影响,实现利润同比增长26.5%,其中:火电利润增长41%。可以预见,2020年发电业绩增长将走在全国工业企业前列。
总之,“十三五”发电行业发展目标大多符合预期甚至提前超额完成,经营业绩V型反弹、理想收官、实现“小康”,但盈利总额与装机、资产规模增长不匹配,整体盈利水平不如“十二五”。特别是煤电经营形势严峻,再现行业性困难。“十四五”,发电行业面对百年未有之大变局以及市场化改革过渡期、能源清洁转型期、全球经济萎缩期,如何按照国资委创建世界一流企业的部署以及“碳中和”的远景目标,在危机、挑战、变革中寻找机遇,在“绿、下、外、新”四字上下功夫,继续实现转型创新与高质量发展,将是全体发电人需要破解的共同课题。
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3月24日,华能雄安分公司华能雄安总部园区综合能源服务一期示范项目PC工程招标公告发布。华能雄安分公司华能雄安总部园区综合能源服务一期示范项目PC工程招标公告(招标编号:HNZB2024-03-1-252)项目所在地区:河北省1.招标条件本华能雄安分公司华能雄安总部园区综合能源服务一期示范项目PC工程已由项目
国网综合能源服务集团有限公司2024年度集中采购批次安排
3月21日,在由北极星电力网主办的2024年第六届综合能源服务产业创新发展大会上,“北极星杯”综合能源服务影响力企业评选颁奖仪式隆重举行,近五十家企业荣获奖项。在“碳达峰、碳中和”目标指引下,中国能源机构转型按下加速键。越来越多的能源企业从生产型向“生产+服务”进行多元化拓展,针对用能侧
4月17日,综铁科技建设中策橡胶(建德)有限公司电化学储能电站项目招标公告发布,项目自筹资金3029万元,规模12.5MW/23.295MWh,折合单价1.3元/Wh。本项目为交钥匙工程,位于浙江省杭州市。
4月18日,华丰能源建设杭州电化集团有限公司电化学储能电站项目招标公告(非政府采购项目)发布,项目资金来源为自筹资金3506.24万元,规模15MW/27.954MWh,折合单价1.254元/Wh。本项目为交钥匙工程。
北极星售电网获悉,近日,福建省宁德市工业和信息化局等部门发布关于印发宁德市工业领域碳达峰实施方案的通知,《方案》提到,加速构建以新能源为主体的新型电力系统,推进风光水核等清洁能源与电化学储能一体化发展,实现新能源发电精细化运行与控制,源网荷储互动、多能协同互补、用能需求智能调控。
北极星储能网获悉,近日,济南市政府印发《济南市2024年国民经济和社会发展计划》。《计划》提出,2024年济南将加快新能源项目建设。有序推进分布式光伏开发建设,继续推进整县(区)屋顶分布式光伏规模化开发。加快新型储能推广应用,推进蓝海领航智慧能源中心储能项目等3个省新型储能示范项目建成并
近日,江苏省市场监督管理局发布《关于批准建设2023、2024年度省市场监管重点实验室和技术创新中心的通知》(苏市监科信〔2024〕62号),由无锡市检验检测认证研究院申报的“江苏省市场监管重点实验室(电化学储能)”正式获批建设。该实验室是省内首个以高水平储能产品质量安全评价及储能系统安全预防
北极星储能网获悉,4月17日,中国能建在回复投资者提问时表示,公司通过投资运营和工程建设方式参与各种传统能源和新能源发电项目,截至2023年底,公司控股并网装机发电项目约100余个。在储能领域,公司大力推进空气压缩储能、电化学储能、重力储能等项目,湖北应城300MW天然盐穴压缩空气储能、甘肃酒
根据国网新疆电力公司调度数据,2024年一季度全区投运的新型储能平均等效充放电次数141次,按照电化学储能85%电能量转换率折算,基本可满足单日“一充一放”,平均利用小时数达471小时,平均利用系数超80%,已达较高水平。一季度新疆电网新增新型储能电站18座,新增装机规模146.95万千瓦/529.4万千瓦时
北极星储能网获悉,4月11日,江苏昆宇电化学储能项目开工。该项目由昆宇电源股份有限公司投资建设。项目总投资45亿元,占地面积300亩,建成后年产电化学储能电池12GWh,达产后年销售收入约60亿元。
储能大时代,电化学储能正处于从商业化初期向规模化发展转变的关键期,电化学储能具备地理位置限制小、建设周期短、成本持续下降等优势,是目前发展速度最快、行业内最为关注的储能技术。未来,在政府扶持政策、储能系统成本进一步下降以及储能意识提升的推动下,预计全球新增电化学储能装机量将从2022
新能源汽车与电网融合互动,是新能源汽车通过充放电装置与电网进行能量和信息的互动,按能量流向主要分为智能有序充电、双向充放电等形式,可参与削峰填谷、虚拟电厂、聚合交易等应用场景。近日,国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部、市场监管总局四部门联合印发了《关于加强新能源汽车与电网
在全球绿色能源和技术的发展浪潮下,我国电源结构持续优化,可再生能源发电装机规模屡创新高。目前,我国已建成了世界上最大的清洁电力供应体系,在全球清洁能源技术价值链中发挥着核心作用。不同于传统能源的是,可再生能源存在着供应不稳定的特点。不同地区、气候下的能源供需存在巨大的差异,在传统
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