燃煤发电产业可行性分析

燃煤发电产业可行性分析

按照源网荷储一体化工作思路，持续推进城镇智能电网建设，推动电动汽车充换电基础设施高质量发展，加快推广供需互动用电系统，适应高比例可再生能源、电动汽车等多元化接入需求。持续推进粤港澳大湾区、深圳社会主义先行示范区、长三角一体化等区域智能电网建设。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。电力行业发展概况电力工业是国民经济发展中最重要的基础能源产业之一，也是社会公用事业的重要组成部分，是我国经济发展战略中优先发展的重点领域。近年来，国内经济的快速发展，带动电力行业迅速发展，电力装机容量、发电量呈现良好的增长态势。截至2020年底，全国发电设备装机容量22．01亿千瓦，同比增长9．45%；十三五期间，全国全口径发电装机容量年均增长7．53%。截至2021年底，全国发电设备装机容量达23．77亿千瓦，同比增长8．01%；截至2022年6月底，全国发电设备装机容量约24．41亿千瓦，同比增长8．17%。从发电量看，2020年累计发电量74，170．40亿千瓦时，同比增长3．85%，十三五期间年均增长5．84%。2021年累计发电量达81，121．80亿千瓦时，同比增速达9．37%；2022年1-6月累计发电量达39，631．10亿千瓦时，同比增长2．36%。（一）电力行业全社会用电量保持持续增长电力能够比较便利地转换为其他形式的能量且适宜远距离传送，因而电能日益成为支撑社会经济活动的主体能源，是现代工业和现代文明发展的基础。目前，电能仍是传统的一次能源的主要转化途径。随着国民经济的快速发展，我国电力需求也相应保持较高的增长速度。2011年以来，我国经济持续增长，全社会用电量保持持续增长，电力需求量维持比较温和的增速。2020年，全社会用电量75，110．00亿千瓦时，同比增长3．95%；十三五期间全社会用电量年均增长6．14%，高于电力发展十三五规划中年均增长3．6-4．8%的目标。2020年下半年疫情缓解以来，我国全社会用电量全面攀升。2021年，全社会用电量累计83，128．00亿千瓦时，同比增长10．68%；2022年1-6月，全社会用电量累计40，977．00亿千瓦时，同比增长4．16%。随着电能替代、新基建、高端装备制造业和战略性新兴产业的发展，电能占终端能源的比重将持续提高，我国能源需求还处在较长时间的增长期。中电联预测，预计十四五末电力消费需求将达到9．5万亿千瓦时，相较十三五末有约两万亿千瓦时的增长空间。（二）电力行业供需结构性矛盾日益突出电力商品作为一类特殊的商品，具备以光速传播、难以大规模储存的特点，因此电网的供电端和用电端必须时时保持供需平衡，以保证电网的稳定和安全。近年来，我国电网规模不断扩大，发电新增装机总量持续增长，其中新能源装机增长远高于火电装机的增长速度，且占比呈上升趋势，使我国电源结构、网架结构等发生重大变化，但因峰值出力不足而导致部分地区、部分时段电力供需矛盾日益突出。发电新增装机结构中，火电在新增装机中的占比从2011年的66．15%下降至2021年的26．25%，2022年1-6月，新增火电装机容量为818．00万千瓦时，仅占发电新增装机总量的12．76%。虽然发电装机总容量增长速度足以覆盖用电量增长速度，但发电机组在实际运行中所能提供的可靠发电出力却出现不足。由于风光的波动性、随机性和间歇性，导致以风光能源为主体的新能源可靠出力要远低于铭牌装机容量。如果按照火电的可用容量为铭牌容量的80%、风光可用容量为铭牌容量的20%这一标准来测算，火电与风光的可用新增装机容量则呈现出颠覆性变化。因此，从新增可用容量看，由于新能源电力高比例接入电网，但其却没有提供相应足够多的可用装机容量，导致了我国发电可用容量增长速度滞后于用电负荷的增长。2020年冬季以来，全国多个省份出现了普遍性电力短缺现象。从发用电动态平衡的角度来看，风电及光伏发电出力受自然环境影响较大，且在不同地区、不同气候环境，出力曲线都有不同。风电出力呈现夜峰昼谷的特性，其出力高峰往往集中于夜间。在晴天，光伏出力呈现单峰的特性，多数地区中午12时到14时之间出力较大，晚20时到早5时无出力。新能源电力的高比例接入将导致峰谷差加剧，巨大的峰谷差极大增加了电网平衡的难度，电力系统调峰压力进一步增大，电力供需矛盾将会日益突出。以陕西省为例，2021年4月30日，陕西新能源发电瞬时峰值首次突破千万千瓦大关（达到1，000．6万千瓦），同比增长59．2%，瞬时功率首次超过火电发电功率，占比最高达53．7%，成为当时网内发电电力最大的电源类型，但同时，新能源一天之内最大峰谷差达到963万千瓦，占当天最大负荷的47%，巨量的峰谷差给电网稳定带来严重的隐患。根据国网能源研究院预测，2025年，国网经营范围的高峰将达到13亿千瓦，最大日峰谷差率预计将增至35%，最大日峰谷差达到4．55亿千瓦；其初步测算，如果仅考虑已明确的十四五期间投产电源和跨区输电通道，2025年国网经营区东中部地区高峰时段电力供应能力将明显不足，其中，华北、华东、华中等地区的电力缺口将分别达到2，400万千瓦、3，400万千瓦和2，800万千瓦。综上，随着新能源装机的高速增长，电网安全稳定将面临巨大挑战，电力系统调峰压力进一步增大，峰值出力不足导致部分地区、部分时段电力供需矛盾日益突出。（三）电力行业电源结构依然以火电为主由于我国富煤、贫油、少气的能源结构，利用燃煤发电一直是我国电源的主力。2011年以来，随着风电、光伏等新能源装机快速增长，煤电装机容量在电力总装机容量中占比虽然有所降低，但电源结构依然以煤电为主，其地理条件要求低、技术成熟、发电稳定、可靠性高、可调性强等优势持续显现。从装机容量看，截至2021年12月末，火电累计装机容量129，678．00万千瓦，占总装机容量的比重为54．56%；其中煤电累计装机容量为110，901．00万千瓦，占总装机容量的比重为46．66%，占火电装机容量的85．52%；截至2022年6月末，火电累计装机容量130，496．00万千瓦时，占装机容量的比重为53．46%。从绝对数量看，火电是电源结构的主力，装机规模在单一发电类型中排首位。从发电量看，火电发电量占总发电量比重从2015年的74．94%下降至2021年的71．13%;2022年1-6月，规模以上发电企业火力发电总量为27，277亿千瓦时，占总发电量的68．83%。由于在相同的装机容量情况下，火电的可用装机容量要远大于新能源可用装机容量，因此2021年火电装机容量虽然只占总装机容量的54．56%，但发电量占比却高达71．13%，火电的发电量占比要远高于装机容量的占比，依然是电源结构的主力。（四）电力行业火电装机结构进一步优化火电区域布局方面，根据《中国电力统计年鉴2021》，截至2020年末，华东区域、华北区域火电装机容量合计为65，963万千瓦，占全国火电装机比例近53%；西北区域、西南区域火电装机容量合计为25，618万千瓦，占全国火电装机比例约20．56%。火电机组结构方面，根据《中国电力统计年鉴2021》，截至2020年末，单机装机容量小于30万千瓦的机组6，777台，合计装机容量22，850万千瓦，装机容量占全部火电装机比例约19．22%；其中单机装机容量10万千瓦以下的机组达6，099台，合计装机容量约11，897万千瓦，装机容量占全部火电装机比例近10%。从落后装机的区域分布看，单机装机容量10万千瓦以下的装机分布区域主要位于山东、浙江、江苏等华东区域，以上三省合计保有3，933万千瓦的规模。随着电力供给侧改革和西电东送战略的推进，跨区、跨省输电通道能力会显著提升，以及东部地区落后煤电机组在环保压力下加速出清，替代新增的高参数、大容量、低能耗、低排放先进燃煤火电机组将向煤炭富集区布局，西北区域火电装机规模占全国比重将进一步扩大，火电装机的规模和区域结构将进一步趋于优化。加强技术交流与合作深化中欧智慧能源、氢能、风电、储能等能源技术创新合作，推动一批合作示范项目落地实施。发挥各地区位优势，深化区域和次区域合作，加强与能源国际组织交流合作，加强联合研究，拓展对外培训交流。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。强化能源行业监管落实《关于对取消和下放行政审批事项加强后续监管的指导意见（2020版）》。建立国家能源局派出机构、省级能源主管部门之间上下联动、横向协同配合的监管机制。实施《2021年能源监管重点任务清单》，加大对重大能源规划、项目落实和市场秩序监管，将生态环保落实情况作为一项持续性监管内容。推进电网、油气管网等自然垄断环节监管机制改革，加大规划落实、公平开放、运行调度、价格成本、社会责任等方面的监管力度。坚持互利共赢，依托我国强大市场优势，深化能源产业链供应链务实合作，实现更高水平的对外开放，努力实现开放条件下能源安全。加强能源创新能力建设坚持创新驱动发展，加大能源技术装备和核心部件攻关力度，提升产业链供应链现代化水平，打造自立自强的能源科技体系。提升惠企利民水平持续优