发电行业发展状况

我国的电力能源以碳基能源发电为主，核电、水电、新能源等发展为辅的现状，造成我国电力能源发电行业的结构不平衡，我国电力能源生产结构与世界及部分发达国家存在很大差异。在发达国家发电量结构中，核电、气电占比较大;而我国以燃煤发电的煤电为主，我国能源消费结构中碳基能源的燃煤发电所占比重最大。我国电力能源消费以燃煤发电为主，我国电力能源燃煤发电占整个发电量的78.7%以上。由此，决定我国以燃煤发电为主的电力能源利用格局将长期存在。我国火力发电能源转换效率较低，2013年火电供电煤耗降至321克/千瓦时，比2005年下降了49克/千瓦时，但远高于发达国家。

而燃煤发电机组在发电过程中，排放出大量的CO2、SO2和NO2等有害气体以及粉尘，占我国污染物排放总量的45%左右。据统计，我国碳基能源的燃煤发电机组的总装机容量对环境的污染带来的经济损失每年为2500亿元左右。根据电力能源统计资料，截止到2013年底，我国的电力能源消费总量占世界电力能源消费总量的18.6%。但我国电力能源人均拥有量仅为世界平均水平的45%左右。按照现在剩余的能源可采储量和电力能源消费速度来计算，我国一次能源的煤炭可开采60年、石油可开采13年、天然气可开采40年，使我国一次能源枯竭。

预计到2020年我国需要一次能源消耗约29亿吨标准煤，凭自身的资源赋存已难以支撑经济可持续发展。我国的能源利用效率低于世界发达国家水平的10%左右，我国每年社会经济发展的GDP总量占全世界经济总量的比重不到3%左右，但我国能源消耗总量占全球能源消耗总产量的30%左右，能源资源利用水平低造成能源资源的严重浪费。为应对国际日益严峻的能源形势及保障我国的能源供应安全，我国电力工业在过去的几十年里发展迅速，装机容量以每年10.7%的年均增长率的装机容量增长。全国总发电量也迅速提高，我国电网总装机容量和总发电量均居世界第一。本节主要介绍我国碳基能源、核电能源、水电能源、新能源等发展现状，并对研究中采用的相关数据来源及处理进行详细说明。

碳基能源发展现状

根据电力能源资料统计，截至2013年底，我国主要电力能源消费地区的燃煤发电机组装机容量占全国燃煤发电机组总容量的69%左右。大型燃煤发电基地跨区域输送发电容量约为5189万千瓦时，输配电比重与输煤量相比较低，跨省区输配电量仅占整个煤电装机总量的8.7%左右。我国在十二五期间全国电力能源的发电规模约为3亿千瓦，其中以碳基能源燃煤发电机组装机量约为1.97亿千瓦，燃煤机组发电量约占67%;

整个电力能源投资中碳基能源的投资约占整个投资规模的53%，预计我国到2020年我国碳基能源煤电装机容量将达到11.7亿千瓦。由于燃煤发电具有较好的经济效益和安全可靠的供应的特点。我国燃煤发电将长期存在，但碳基能源的燃煤发电给生态环境和空气污染造成的环境影响成为严重的社会问题，考虑大规模发展煤电带来生态环境影响等因素，我们应该提高煤电发电技术，清洗燃煤发电污染物，加快优化碳基能源的煤电发电。我国的燃煤发电机组主要集中在经济发达的中东部地区，而西部地区集中了我国的煤炭生产的大部分，造成我国电力能源燃煤发电只能按照西煤东运的模式发展。

按照我国整个燃煤发电的电煤输入计算，铁路对燃煤发电的煤炭运输占整个铁路的运力的比重为52%，今后随着我国燃煤发电继续发展，这种矛盾将继续不断的扩大。为了使我国东中部地区的电力能源需求平衡发展，我们要改变现阶段依靠输煤为主的发电现状，变为输电输煤共同发展，以减轻我国的交通运输压力，实现我国电力能源和经济可持续发展。根据我国电力能源结构我们知道火电将一直是电力能源生产的主力军，燃煤发电厂一直是我国煤炭工业的最大客户，据中国统计资料统计碳基能源的燃煤发电用煤量占我国整个煤炭生产总量的比重由2001年的25.3%逐年提高到2013年的46.9%，但我国的煤炭资源人均占有量很低，煤炭结构、品质不齐和电煤含硫分和灰分比例高以及掺杂的杂质大多数未经洗选的特点，造成我国因电力能源污染物排放量大而使环境严重污染。

根据2013年我国的煤炭实际产量21亿吨来计算，煤炭资源的存储量仅能开采和使用约80年左右，煤炭资源的后续存储量和适合露天开采的煤炭占总存储量的6%左右，燃煤发电的电煤的安全供应将关系到整个电力能源可持续生产的关键。根据电力能源统计数据，我国2013年以燃煤发电的电煤消费量占煤炭消费总量的47%左右，电力能源行业的SO2排放量占全国的硫化污染物的排放总量的42.7%左右;温室气体CO2排放量与其他污染物的排放量总和占全国总温室气体排放量和污染物的排放量的总和的51%，因此，我国电力行业污染物排放和碳排放的减排的压力非常大。

但为了满足我国经济社会快速发展的需要和依据我国能源资源的有限条件，要想解决这种矛盾，我们要解决煤电绿色开发和大力发展热电联产，规划和布局好热电联产电源。从国内外电力能源与碳基能源的煤炭发展的来看，一个国家电气化水平不断提高和经济可持续发展与发电用煤量占煤炭消费量比呈现正相关性。我国碳基能源的燃煤发电装机容量和发电量近几年持续增长，我国碳基能源的燃煤发电装机容量由2005年的3.82亿千瓦上升至2013年的8.60亿千瓦。我国火力发电量由2005年的21032亿千瓦时增加到2013年的41900亿千瓦时，均增长率约为8.5%。

我国六大区域火力发电量，我国华东经济发电地区碳基能源的火力发电量最大，而经济相对薄弱的东北、西南等地区因为经济发展慢，用电量少，碳基能源的火力发电量比较少。从发电量看出经济水平与发电量呈现正相关性。我国主要碳基能源发电电力企业情况，目前有华能集团、华电集团、大唐集团、国电集团、中电投集团等五大电力发电企业和各省国有大型发电企业，我国五大发电集团发电量和装机量占全国发电量的53.9%。见表3.9。通过表中数据可以看出，我国电力能源结构优化重点在五大发电集团，我国建立发电权和碳排放权交易作为重点交易对象。

我国现阶段的发电能源结构主要是以碳基能源的火力发电的动力煤发电为主。随着我国国民经济的高速发展，电力能源行业对动力煤的需求量将持续不断的增加。从电力行业耗煤量来看，呈不断上升态势。2005年我国电力行业耗煤量为10.52亿吨，2012年耗煤量增加到18.55亿吨。我国2005-2012年间对电煤的需求量一直在不断的持续增长，因在2008年发生经济危机造成的经济下滑，电煤的需求量才略微下降一点，我国的电煤消费量增长了约3倍由2.72亿吨增长到7.33亿吨，煤炭产量增长率波动不大，同期煤炭产量仅增加约1.4倍;发电用煤占煤炭总消费量的比重也从2005年的25.68%迅速上升到2012年的53.51%，而发达国家发电用煤量占煤炭消费量的约81%以上，我国与发达国家相比发电用煤量还要大幅提升和巨大的差距。

我国石油可开采量和存储量相对较少，若按我国最终可采储量为160亿吨，若继续按年产2亿吨计算，可持续生产80年。随着经济的发展使勘探开发的深入和科学技术水平的提升，我国可采储量的石油会有所增长。但由于燃油发电的成本较高，相对于其他发电电源类型来说，只能作为电力能源生产的补充。同时，由于燃烧重油所排放出的二氧化硫、烟尘、氮氧化物远远高于碳基能源的燃煤发电，因此，随着石油价格的不断提升，燃油发电将面临着严峻的石油资源的供给问题和污染排放造成的严重的环境问题以及发电厂自身利益的等问题，使我国的燃油发电不具有可持续性发展。

我国天然气资源很匮乏，分布不均衡主要分布在京、津、唐等地区。截止2013年底，我国探明可采天然气储量约2.46万亿立方米，约占同期全世界剩余可采储量178.79万亿立方米的1.5%，我国天然气发电装机容量仅约为2900万千瓦，因天然气是清洁的化石能源，为了降低污染物排放，我国用于发电的天然气消耗量将会逐年提升，我们只能通过进口增加我国天然气的供应量，同时天然气消费价格相对于其他能源的消费价格较高，用于天然气发电成本远高于碳基能源的燃煤发电、水电和核电。由于天然气发电机组运行灵活，启动和启停方便，在输配电网中的可以进行调峰等协助功能。

随着新能源等清洁能源的开发利用和我国电力能源结构的优化调整，碳基能源的发电企业面临着崭新的生产经营环境，作为支撑我国社会经济发展基础的电力能源产业，在以碳基能源发电企业由于资源价格的高昂等方面的限制普遍盈利能力不强，我国发电企业的资产保值增值能力较弱，只有优化碳基火力发电企业发展，才能实现我国电力产业整体可持续发展

用电需求高增，电力企业利润明显改善。国家统计局发布全国规模以上工业企业利润，1-8月份电力行业利润同比下降2.0%，相较于1-7月份降幅收窄10个百分点。生产生活的逐步恢复叠加极端高温天气，电力行业的利润在8月份明显改善。从用电量数据来看，8月全社会用电量8520亿千瓦时，同比增长10.7%。其中城乡居民生活用电量大幅增长，同比增长33.5%。高温天气加大了居民的用电需求，电力负荷屡创新高。此外，第二产业用电增速由降转升，同比增长3.6%，工业的恢复带动用电的增长。用电需求的增家带动了电力行业生产，使得行业利润得到一定改善。

风电和光伏的主要问题就是发电不够稳定，像光伏晚上或者阴雨天就不能发电了，因此需要配套储能，但是国内现在碳酸锂价格太贵，储能成本太贵，盈利困难，暂时需要火电机组提供过度，也就是火电企业建立一些冗余的机组，一旦风电和光伏发电不足，用火电机组顶上，GJ会给这些机组提供一些补贴，提升火电企业的盈利能力。

火电企业发展新能源主要有两个优势，一个是火电机组能够实现储能的作用，另一个是火电企业折旧比较多，折旧会抵扣公司利润，但是不影响公司现金流，火电企业现金流都比较充裕，可以用这部分现金流支撑风电光伏建设。

企业层面，受益于上网电价提升，部分火电企业已实现扭亏，但由于煤炭价格持续高位震荡，火电企业仍面临很大成本控制压力。

综合考虑国内外疫情、宏观经济、燃料供应、气候变化等因素，预计2022年下半年，全国电力供需总体紧平衡。当前火电压舱石作用仍极为重要，但未来受电力市场化改革持续推进以及“碳达峰”“碳中和”目标等因素影响，电源结构将逐步向绿色低碳转型，清洁能源电量对火电电量挤占程度加剧，火电机组调峰作用将逐步凸显。

一、火电行业

本文中的火电行业，主要指煤电。

1、 全国发电装机总量与发电量构成分析

2021年末全国发电装机容量达23.8亿千瓦，比上年末增长7.9%。全国全口径火电装机容量13.0亿千瓦，其中，煤电11.1亿千瓦，同比增长2.8%，占总发电装机容量的比重为46.7%，同比降低2.3个百分点。煤电在全国发电装机总量中的比例已低于50%，但煤电对全国发电量的贡献仍然是最大的，达到60%。

2021年，全国全口径发电量8.38万亿千瓦时，同比增长9.8%。由于风电与光伏发电利用小时数低，2021年我国非化石能源发电量2.90万亿千瓦时，占总发电量的比重为34.5%，化石能源发电占总发电量的比重仍高达65.5%。煤电发电量5.03万亿千瓦时，同比增长8.6%，占总发电量的比重为60.0%。未来十几年，煤电在我国发电行业中主导地位不会改变，但占比将会持续下降。

2021年，全国发电设备利用小时数为3817小时，同比提高60小时。其中，火电设备利用小时4448小时，煤电为4586小时，气电为2814小时。水电设备利用小时3622小时。并网风电利用小时2232小时，并网太阳能发电利用小时1281小时。

全国用电量保持平稳增长同时，电力消费结构正日益优化。第二产业用电比重逐步收缩，第一产业、第三产业比重略微扩大。用电结构将进一步向第一产业和第三产业倾斜。

2、2021年全国新增发电装机情况

2021年，全国新增发电装机容量17629万千瓦。其中，新增火电装机4628万千瓦，并网水电2349万千瓦、风电4757万千瓦。新增可再生能源装机1.34亿千瓦，占全国新增发电装机的76.1%。

中国新增发电装机总规模连续九年超过一亿千瓦。2021年新增火电装机4628万千瓦，较上一年同期减少1032万千瓦。重点工程包括：国内最大在建项目—国家能源集团国电电力上海庙公司百万千万超超临界1号机组投产发电、华能集团自主研发的世界参数最高和容量最大超临界二氧化碳循环发电试验机组投运、国家优质工程金质奖上海漕泾电厂改造完成并网、安徽省首个厨余垃圾沼气发电项目并网、四川省首台超超临界百万千瓦机组投运、福建罗源湾港储电一体化电厂工程1号机组投运、获得世界最高冷却塔吉尼斯世界记录的国能胜利电厂一期工程全面建成投产等。

3、超低排放改造稳步推进，污染物排放下降明显

截至2020年底，全国煤电总装机容量的89%已实现超低排放。据中电联统计，2020年，全国电力烟尘排放总量约为15.5万吨，同比降低15.1%。二氧化硫排放量约为78万吨，同比降低12.7%。氮氧化物排放量约为87.4万吨，同比下降6.3%。

近十年来，我国火电污染物排放下降明显。烟尘排放总量由2011年的155万吨下降到2020年的15.5万吨，单位火电发电量的烟尘排放量由每千瓦时0.4克下降到0.032克;二氧化硫排放总量由2011年的913万吨下降到2020年的78万吨，单位火电发电量的二氧化硫排放量由每千瓦时2.3克下降到0.16克;氮氧化物排放总量由2012年的948万吨下降到2020年的87.4万吨，单位火电发电量的氮氧化物排放量由2012年每千瓦时2.4克下降到2020年的0.179克。

从上述数据可以看出，过去十年中我国的发电总量在翻倍，烟尘排放物却下降了80%左右，这一方面源于发电主机技术的进步，另一方面源于工业节能技术、余能回收利用技术、烟尘治理技术的进步，以及国家推行的十大节能工程。

4、火电行业发展趋势

未来几年，我国火电行业新增装机将持续下降， 2040年以前国家将出台政策原则上不再建设火电机组。

二、2022年上半年火电行业主要政策及动态点评

关键词1：市场化交易

2022年1月25日，广州电力交易中心发布《关于印发《南方区域绿色电力交易规则(试行)》的通知》，规定南方区域绿色电力交易的市场成员按照市场角色分为售电主体、购电主体、输电主体和市场运营机构，绿电交易包括直接交易和认购交易两种形式。绿电交易价格由电能量价格和环境溢价组成，具体根据市场主体申报情况通过市场化方式形成。

2022年1月28日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出要完善电力价格形成机制，统一规范各地电力市场价格规则，有效平衡电力供需。有序推动工商业用户全部进入电力市场，确保居民、农业、公益性事业等用电价格相对稳定。

2022年3月3日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》，指出支持具备条件的现货试点不间断运行，尽快形成长期稳定运行的现货市场。第一批试点地区(广东、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃)原则上2022年开展现货市场长周期连续试运行，第二批试点地区(上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北)原则上在2022年6月底前启动现货市场试运行。其他地区尽快开展现货市场建设工作。2022年6月底，省间现货交易启动试运行。

2022年5月25日，北京电力交易中心发布《关于印发《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》的通知》，参与绿色电力交易的发电企业初期主要为风电和光伏等新能源企业。绿色电力交易优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电量参与交易;已纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电量可自愿参与绿色电力交易，其绿色电力交易电量不计入合理利用小时数，不领取补贴;分布式新能源可通过聚合的方式参与绿色电力交易。

点评：推动全国统一电力市场体系的建设有助于解决目前电力市场存在的体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒等问题，有利于构建适合我国能源资源禀赋和新能源发展的电力市场体系。绿电交易不仅仅是原有中长期电力交易的扩展，更是我国电力市场一项重大的机制创新，核心就在于充分发挥市场作用，在交易价格上全面反映绿色电力的电能价值和环境价值，促进全社会形成主动消费绿色电力、充分反映环境价值、促进新能源发展的良性循环，实现发用两侧共赢的目标。

关键词2：现代能源体系

2022年3月22日，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》，文件从加强应急安全管控、推动构建新型电力系统、创新电网结构形态和运行模式、增强电源协调优化运行能力、加快新型储能技术规模化应用、大力提升电力负荷弹性等几个方面对建设现代能源体系作出了顶层设计，为电力各个环节发展提供了详细的政策细则和实施路径。在推动构建新型电力系统方面着重提出，要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系，积极推动源网荷储一体化发展。

具体而言，“十四五”时期现代能源体系建设的主要目标有：能源综合生产力达到46亿吨标煤以上(原油2亿吨、天然气2300亿方、发电装机30亿千瓦);单位GDP碳排放五年累计下降18%;

单位GDP能耗降低13.5%;非化石能源发电占比达到39%;非化石能源消费达到20%;电气化率达到30%;灵活性调节电源占比达到34%;电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%~5%。

点评：《“十四五”现代能源体系规划》发展目标更加聚焦于能源安全、低碳转型和创新发展。其中，保障安全是能源发展的首要任务，“十四五”时期将从战略安全、运行安全、应急安全等多个维度，加强能源综合保障能力建设。其次，“十四五”是碳达峰的关键期，能源绿色低碳发展的重点在于做好增加清洁能源供应能力的“加法”和减少能源产业链碳排放的“减法”，推动形成绿色低碳的能源消费模式。此外，科技创新是能源发展的重要动力，需加快能源产业数字化智能化升级，完善能源科技和产业创新体系，加快构筑支撑能源转型变革的先发优势，因此储能、氢能、新一代核能、二氧化碳捕集利用与封存、天然气水合物等为科技前沿领域，是企业未来投资的新领域。

关键词3：平衡收益，保供稳价

2021年9月29日，中国煤炭工业协会、中国煤炭运销协会发布《关于进一步做好电煤保供工作的通知》，要求各企业深挖电煤增产潜力，全力增加电煤供应量，并优先确保发电供热用户的长协合同资源，原则上四季度要按照不少于全年合同量的1/4进行兑现，已签订的电煤长协合同履约率四季度要达到或超过100%。