燃煤发电产业发展实施建议

燃煤发电产业发展实施建议

坚持能源行业管理法治化、规范化，强化规划、改革、标准和监管的作用，不断完善能源治理各项制度，提高能源治理水平，有力推动能源革命。坚持共商共建共享原则，秉持绿色、开放、廉洁理念，高质量推动一带一路能源合作。推进与周边国家能源基础设施互联互通。聚焦重点国家和重点项目，以高标准、惠民生、可持续为目标，开展电力、油气、新能源、核电等领域合作。拓展与发达国家能源合作空间，推动企业间按市场化原则开展合作，加强双边和第三方市场合作。电力行业发展机遇（一）电力行业全社会用电量持续增长2020年，全社会用电量7．51万亿千瓦时，同比增长3．1%，十三五时期全社会用电量年均增长5．7%。随着我国疫情防控取得成效和经济全面恢复，2021年，全国全社会用电量83，128．00亿千瓦时，同比增长10．68%；2022年1-6月，全国全社会用电量40，977．00亿千瓦时，同比增长4．16%。另外，随着电能替代战略的推进，社会用电量将会大幅增长。全球能源互联网发展合作组织预测2050年、2060年我国全社会用电量由2021年的8．3万亿千瓦时分别增长至16万亿千瓦时、17万亿千瓦时；清华大学气候变化与可持续发展研究院测算，当前电力在终端能源消费中的占比约为25%左右，2030年将提升到30%以上，2050年将提升至55%。全社会用电量增速情况反映出我国经济发展呈现稳中向好态势。未来，预计国内电力需求有望保持持续增长。（二）电力行业煤电产业结构持续优化2017年以来，国家发改委等部委陆续发布《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》《关于深入推进供给侧结构性改革进一步淘汰煤电落后产能促进煤电行业优化升级的意见》《关于加大政策力度进一步推进煤电联营工作的通知》等一系列文件，优化规划建设时序，推广应用大容量、高参数、深度可调节的清洁高效煤电技术，加快淘汰落后产能，全面实施燃煤机组超低排放、节能改造和灵活性改造，鼓励煤电联营，加强源网荷储衔接，持续推动煤电产业结构优化。同时，在产业布局上更加合理。根据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》，我国将推动煤炭生产向资源富集地区集中，合理控制煤电建设规模和发展节奏，推进以电代煤。提升特高压输电通道利用率，提高电力系统跨区域外送互补互济能力。综上，煤电供给侧改革将有效优化煤电企业的产业结构，奠定煤电产业持续健康发展的基础，对处于资源富集区、具备煤电一体化优势且拥有高参数机组的煤电企业更为有利。（三）电力行业电力市场化改革不断加速针对我国电力行业目前交易机制缺失、资源利用效率不高、价格关系没有理顺、政府职能转变不到位、发展机制不健全等问题，深化电力体制改革，强调有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。2019年9月以来，国家发改委相继颁发了《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》《关于进一步完善分时电价机制的通知》，取消煤电联动机制，明确将燃煤发电标杆上网电价机制改为基础价+上下浮动的市场化价格机制；要求各地要统筹考虑当地电力系统峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力等因素，合理确定峰谷电价价差。2021年10月，国家发改委颁发的《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》指出，按照电力体制改革管住中间、放开两头总体要求，进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革，有序放开全部燃煤发电电量上网电价。燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在基准价+上下浮动范围内形成上网电价，燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。电力现货价格不受幅度限制。随着电力体制改革逐步深化，将逐渐理顺电力市场价格形成机制，推动建立起能跌能涨的市场化电价机制，有利于上游原材料价格向终端电价的传导；同时，从定价机制上体现火电的多元化服务价值，火电企业未来有望由过去单一电量电价收费模式转变为发电和服务相结合的收费模式，火电企业的合理收益水平可得到切实保障。改善乡村用能条件实施农村电网巩固提升工程，针对东、中、西部地区制定差异化目标，重点支持脱贫地区，补齐农村电网短板。加大农村低电压和频繁停电的治理和改造力度。因地制宜推进清洁能源在农村地区利用。配合指导地方做好光伏扶贫项目资产管理、运行维护、收益分配、补贴发放等相关工作。电力行业技术水平随着装备技术水平的提高和新技术的应用，我国多项发电技术目前已处于国际领先水平，超超临界机组实现自主研发，百万千瓦空冷发电机组、大型循环流化床发电技术世界领先。近年来，大容量、高参数、低能耗、低排放机组的比重上升，煤电机组能源利用率持续提升。目前，全国主要燃煤电厂基本完成超低排放和节能改造，高效煤粉型锅炉技术得到推广应用，主要污染物排放达到超低排放标准，煤电清洁高效利用达到较高水平。同时，煤电机组灵活性改造加快，深度调峰能力不断增强，正在为全面提高电力系统调峰和新能源消纳能力做出更大贡献，为构建新型电力系统提供重要支撑。电力行业的周期性、区域性和季节性电力行业是国民经济发展的基础性行业，行业的发展主要取决于下游行业的需求情况，与宏观经济的运行变化密切相关。因此，火电行业会受经济发展周期性影响，具有一定的周期性特征。火电企业根据不同区域电力需求的高低和发电资源的丰富程度呈现出较强的区域性。我国火电企业主要分布在电力需求负荷较高以及煤炭资源较为集中的地区，主要包括华北、华东、华中及南方等经济较为发达的东部沿海地区以及内蒙古、山西、陕西等煤炭资源较为集中的地区。未来，随着电力供给侧改革的逐步推进，环保标准的不断提升，我国东部地区落后煤电机组将进一步出清，替代的新增高参数、大容量、低能耗、低排放的先进燃煤火电机组将主要建设在中西部煤炭富集区，火电装机的规模和区域结构将进一步优化。火电行业生产及供需关系存在一定的季节性特征。火电行业的季节性主要表现为不同用电季节用电量需求对发电量需求的影响。从用电需求上看，居民生活及第三产业用电需求通常在夏、冬两季达到高峰。深化设施联通和产能合作坚持共商共建共享原则，秉持绿色、开放、廉洁理念，高质量推动一带一路能源合作。推进与周边国家能源基础设施互联互通。聚焦重点国家和重点项目，以高标准、惠民生、可持续为目标，开展电力、油气、新能源、核电等领域合作。拓展与发达国家能源合作空间，推动企业间按市场化原则开展合作，加强双边和第三方市场合作。电力行业发展风险在碳中和，碳达峰的战略目标要求下，随着构建以新能源为主体的新型电力系统逐步成熟，电源结构将趋于低碳化，未来火电将从主体型电源逐步向调节型电源转变。我国目前的发电结构仍以煤电为主。在构建以新能源为主体的新型电力系统的进程中，新能源电力的快速发展一定程度挤占火电企业的市场份额，特别是对火电行业的增量空间、现有机组发电小时数均可能造成影响。火电企业发电成本主要为燃煤成本，而煤炭已完全市场化，其价格受多种因素的影响，这些因素包括但不限于：全球及中国的经济发展，石油、天然气等能源的竞争，电力和钢铁等煤炭主要下游行业的变化、煤炭产能增减情况等。目前，我国上网电价还没有完全实现市场化，煤炭价格波动传导滞后，电价还不能真实反映实际成本，因而在煤炭价格快速上涨情形下，火电企业将面临巨大的经营压力。如果未来国内煤炭市场价格一直保持高位，且未能及时有效传导至终端电价，将对火电企业经营业绩造成不利影响。加快清洁低碳转型发展深入落实我国碳达峰、碳中和目标要求，推动能源生产和消费革命，高质量发展可再生能源，大幅提高非化石能源消费比重，控制化石能源消费总量，着力提高利用效能，持续优化能源结构。（一）大力发展非化石能源研究出台关于促进新时代新能源高质量发展的若干政策。印发《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，2021年风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到11%左右。扎实推进主要流域水电站规划建设，按期建成投产白鹤滩水电站首批机组。在确保安全的前提下积极有序发展核电。推动有条件的光热发电示范项目尽早建成并网。研究启动在西藏等地的地热能发电示范工程。有序推进生物质能开发利用，加快推进纤维素等非粮生物燃料乙醇产业示范。（二）增强清洁能源消纳能力发布2021年各省（区、市）可再生能源电力消纳责任权重，加强评估和考核。健全完善清洁能源消纳的电力市场机制，积极推广就地就近消纳的新模式新应用。在确保电网安全的前提下，推进电力源网荷储一体化和多能互补发展，提升输电通道新能源输送能力，提高中东部地区清洁电力受入比重。加快建设陕北~湖北、雅中~江西等特高压直流输电通道，加快建设白鹤滩~江苏、闽粤联网等重点工程，推进白鹤滩~浙江特高压直流项目前期工作。进一步完善电网主网架布局和结构，提升省间电力互济能力。推动新型储能产业化、规模化示范，促进储能技术装备和商业模式创新。完善电力需求侧响应机制，引导市场主体健全完善峰谷分时交易机制，合理规范峰谷价差。（三）推动能源清洁高效利用强化和完善能源消费总量和强度双控制度，合理分解能耗双控目标并严格目标责任落实。深入推进煤炭消费总量控制，加强散煤治理，推动煤炭清洁高效利用。大力推广高效节能技术，支持传统领域节能改造升级，推进节能标准制修订，推动重点领域和新基建领域能效提升。积极推广综合能源服务，着力加强能效管理，加快充换电基础设施建设，因地制宜推进实施电能替代，大力推进以电代煤和以电代油，有序推进以电代气，提升终端用能电气化水平。增强能源安全保障能力坚持底线思维和问题导向，补短板、强弱项、促转型，提高能源供给保障能力，加强能源供需形势分析研判，确保能源安全稳定供应。（一）加强能源预测预警加强电力、天然气等供需走势分析研判，针对可能出现时段性、区域性供需矛盾较突出的地区，从资源供应、基础设施布局、需求侧管理等方面，提前谋划应对举措。密切关注东北、两湖一江等地区煤炭供需形势变化，加强产运需调度，保持港口、电厂库存处在合理水平。健全完善能源形势分析和苗头性倾向性潜在性问题会商机制，准确把握行业发展动态，注重防范化解影响我国能源安全的各种风险挑战，提高能源宏观调控能力。（二）进一步提升能源储运能力立足全国一张网，推进天然气主干管网建设和互联互通。积极推进东北、华北、西南、西北等百亿方级储气库群建设，抓好2021年油气产供储销体系建设管道、地下储气库和LNG接收站等一批重大工程建设。提升煤炭生产、流通和消费各环节库存水平。（三）加强电力应急调峰能力建设积极推进以新能源为主体的新型电力系统建设，推动北京、上海、天津、重庆、广州、深圳等试点城市坚强局部电网建设，加强应急备用和调峰电源能力建设。研究促进火电灵活性改造的政策措施和市场机制，加快推动对30万千瓦级和部分60万千瓦级燃煤机组灵活性改造。开展全国新一轮抽水蓄能中长期规划，加快长龙山、荒沟等抽水蓄能电站建成投产，推进泰顺、奉新等抽水蓄能电站核准开工建设。稳步有序推进储能项目试验示范。（四）强化能源供应保障基础推动油气增储上产，确保勘探开发投资力度不减，强化重点盆地和海域油气基础地质调查和勘探，推动东部老油田稳产，加大新区产能建设力度。加快页岩油气、致密气、煤层气等非常规资源开发。防范化解炼油产能过剩，推动产业转型升级。夯实煤炭兜底作用，坚持上