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2019水火核蜕变转型

  • 2020-01-02
  • 来源:中国能源报
在去产能、减排和业绩增长的多重压力下,火电艰难求生;告别规模化开发,常规水电和抽水蓄能发展趋于平缓;核电稳步重启,产业链有望再次被激活,但自主创新、堆型选择、公众接受等问题仍待解决。

2019年,能源转型步伐加快,发电装机增速放缓,电改亦进入攻坚阶段,火电、水电和核电步入产业深度调整期,“阵痛”与“蜕变”并存。

在去产能、减排和业绩增长的多重压力下,火电艰难求生;告别规模化开发,常规水电和抽水蓄能发展趋于平缓;核电稳步重启,产业链有望再次被激活,但自主创新、堆型选择、公众接受等问题仍待解决。

“水火核”总发电量占比接近93%,是电力系统的绝对主力,如何实现高质量发展,是三大行业的必答题。

“阵痛”爆发 煤价回落

经历了近两年的行业性亏损后,2019年煤电行业承受的经营压力持续释放,煤电“资产甩卖”“破产”“面临退市”等事件频发。为缓解西北五省区煤电企业生存困境,国资委不久前重新整合五大发电在各省区的煤电资产,试图通过减少同质竞争“救”企业一把。

行业龙头无奈重整不良资产,将资本和精力集中在优势业务上,而中小煤电企业则在降电价、压负荷的市场环境中激烈“拼杀”。行业机构预计,今年煤电整体亏损面将维持在50%左右,行业性亏损局面仍将持续。

不过,相比2018年,2019年煤价带来的成本压力有所缓解。在煤炭优质产能逐渐释放、进口煤政策调整等因素影响下,动力煤价格走势逐渐稳定下行。时近年末,中电联发布的中国电煤采购价格指数(CECI沿海指数)5500大卡综合价已降至550元/吨以下,电煤价格久违地接近并进入“绿色区间”。

能源结构调整与电改任重道远,除了煤价,煤电行业面临的掣肘仍有很多。2014年开始的“超低排放”改造已到收官阶段,通过改造、掺烧等手段降低煤耗成为当前煤电企业关注的重点。而随着环保政策趋严,一些尚未被纳入监测指标的污染物以及二氧化碳排放等,可能还会给煤电行业带来新的挑战。

电改深化 “洗牌”加速

对本轮电改而言,2019年是改革措施深化落地的关键一年。电改推动过程中,煤电企业扮演了“让利”角色,但电力行业走向市场化发展的大方向不会变,适应改革环境已是煤电企业生存的必要前提。

今年6月,内蒙古电力多边交易现货市场模拟试运行启动,此轮电改中第一批8个电力现货市场建设试点全部投入试运行,也标志着电力市场建设更进一步;今年12月,国家发改委发布《省级电网输配电价定价办法(修订征求意见稿)》,省级电网输配电价改革持续推进;2020年全国能源工作会议指出,2019年市场化交易电量预计将达到2.3万亿千瓦时,同比提高6%。

同时,煤电行业开始打破“铁饭碗”。今年10月24日,国家发改委公布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》,明确从2020年1月1日起,取消煤电价格联动机制,将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。煤电市场化电量不断增长,“计划”色彩浓重的标杆电价机制即将成为历史,作为电力供应侧“主力”,煤电行业探路市场化,将为整个电力行业直面市场提供宝贵经验。

做优存量 找准“定位”

煤电陷入经营困难,产能过剩是原因之一。在国家能源局今年4月发布的《2022年煤电规划建设风险预警》中,煤电建设风险亮起红灯的省份仅剩8个,这意味着用电需求的增长逐渐“消化”了四五年前过度投资建设带来的产能过剩,而电网对于可调节电源的需求,也随着新能源电力的增长而同步增多。

即便如此,比起通过规模扩张追求发电收益回报的思路,煤电企业已经意识到,当下应深度挖掘现有资产的价值,根据自身情况找准定位、做优存量,并将其转化为经济效益。

另外,尽管山东、江苏、广东等火电大省仍存在高参数、大容量机组“停机”“压负荷”现象,但在目前的技术条件下,基荷电源仍是电网安全稳定运行的基础,高能效、高可靠性仍是大机组竞争力的核心要素。小机组在保证能耗与环保达标的同时,也将自身发展与地方发展需要相结合,积极探索供热、城市污泥处理、电网调峰调频等专项服务,创造必要性与稀缺性来谋求生机。

随着新能源装机和发电量激增、电力市场化建设提速,煤电行业将面临更复杂的市场环境,以及更多的机遇与挑战。减排、增效、稳定运行、灵活的调节,仍将是煤电企业保持竞争力的重要支撑。

稳步重启 再迎机遇

今年初,随着荣成压水堆重大专项示范工程,以及漳州核电一期、太平岭核电一期项目先后获国家核准,我国核电三年“零核准”画上句号,实现重启。同时,随着漳州核电1号机组开建,海南昌江核电二期全面启动,华龙一号开启批量化建设。

今年共投产海阳核电2号、台山核电2号、阳江核电6号3台机组。截至11月底,我国在运核电机组47台,装机4875.1万千瓦,位居全球第三;在建核电机组数12台,装机容量1295.5万千瓦,居世界首位。国内外在建的自主三代核电项目均处于稳步推进状态。

预测显示,“十三五”期间,全国核电将投产约1900万千瓦、开工760万千瓦以上,2020年装机达到5103万千瓦。而行业机构测算,2035年核电规模要达到1.7亿千瓦,2030年之前,每年将保持6台左右的开工规模。若以每台投资100亿元至200亿元计算,投资规模高达千亿元,同时批量化将助力三代核电成本进一步下降。

目前,核电产业做强迎来“窗口”,从自主创新到产业应用,再到竞争力提升,核电产业悄然进入“蜕变期”。

供热首秀 多元转型

国家发改委11月修订发布《产业结构调整指导目录(2019年本)》,其中“核能综合利用(供暖、供汽、海水淡化等)”首次进入鼓励类目录之列。而就在11月15日,海阳核电核能供热首期项目第一阶段正式投运,为我国核能供热首开先河。

继海阳核电核能供热项目后,东北地区核能供热项目提上日程:吉林白山核能供热项目总承包框架协议和国家电投佳木斯综合智慧核能供热示范项目工程总承包框架协议先后签署。

近年来,我国已有多个省份与核电企业合作开发相关项目,主要技术方案包括:中燕龙池式供热堆、“玲珑一号”模块式小堆、和美一号供热堆、HAPPY微压供热堆,以及NHR200-II壳式供热堆等。

作为现阶段各国核能综合利用的“蓝海”,小型堆在工业供汽、制氢、海水淡化和船舶供电等领域的应用空间巨大,但其发展也面临经济性、安全监管、标准缺失和“邻避效应”等问题,核能多元化转型道阻且长。

入“场”交易 适应“摔打”

随着电改深入推进,核电企业均加入了北京电力交易中心和广州电力交易中心市场管理委员会。辽宁、浙江、江苏、福建、广西、海南等地核电企业也逐步参与电力市场交易,并建立计划电量与市场电量的双轨制模式,上网电价和销售电价逐步放开。

国家发改委今年8月发布的《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》提出,核电机组发电量纳入优先发电计划,按优先发电优先购电计划管理有关工作要求做好保障消纳工作。

2018年,福建、浙江、广西、辽宁、江苏五省份核电机组参与市场交易。以田湾核电站为例,2018年实际参与市场电量约占总上网电量比例18.5%,而2019年市场电量指标骤增至27%。

2019年,核电已适应市场化“摔打”,但参与市场调峰仍有一定困难,相关核安全规范标准尚未建立。同时,部分地区核电采取与煤电相同的规则参与市场交易安排,难以落实核电优先发电计划。受制于此,核电在市场化交易中还有很多界限待厘清。

大水电建设稳步推进

经过几十年高速发展,我国水能资源开发已告一段落,水电行业正处于向高质量发展的转型阶段。目前,在建的大型水电工程——乌东德和白鹤滩水电站,集中体现了我国水电建设的最高水平。

12月16日,世界首台85万千瓦水轮发电机转子在乌东德水电站吊装成功,标志着乌东德水电站机组安装全面步入总装阶段,右岸电站计划于2020年6月实现首台机组发电。作为世界上最薄的300米级双曲拱坝,乌东德水电站总装机1020万千瓦,建成后将成为中国第四、世界第七大水电站。

此外,装机规模全球第二、在建规模全球第一大水电站——白鹤滩水电站目前主要建设指标都位居世界前列,其开启了百万机组发展新纪元,比三峡电站的单机容量整整提高了40%。今年1月12日,全球首台白鹤滩百万机组精品转轮正式完工;11月3日,白鹤滩水电站工程左岸最后一台百万千瓦机组座环顺利吊入机坑,标志着我国实现了由“中国制造”向“中国创造”的转变。

2019年是白鹤滩水电站建设的第二个高峰年,建设者成功克服了柱状节理玄武岩作为高拱坝坝基问题、抗震安全性问题、拱坝建设过程中混凝土温控防裂问题、枢纽泄洪消能问题、巨型地下洞室群的稳定问题,以及世界最大百万水轮机组研究应用问题等世界技术难题,实现了中国水电新的跨越。

抽蓄电站建设急踩“刹车”

近几年,以风电、光伏为代表的可再生能源发展势头迅猛。“风光”发展需要抽蓄的配合,但二者的发展并不同步。为提高供电可靠性,今年年初,国网开工5座抽水蓄能电站,总投资386.87亿元,总装机容量600万千瓦,抽蓄迎来“阳春”。但就在11月,国网发布《关于进一步严格控制电网投资的通知》,明确提出“不再安排抽水蓄能新开工项目,优化续建项目投资进度”,给抽蓄发展蒙上“阴影”。

电网“抽身”的根源在于,抽蓄电站项目不计入输配电成本的政策并未转变,加之今年国家发改委、国家能源局明确“储能电站、抽水蓄能电站的成本费用属于与输配电业务无关的范畴,不得计入输配电价”,导致电网企业投资抽蓄难以收回经济成本。目前除了江苏、浙江、广东等极少数省份,其他大部分省份的抽蓄项目均处于亏损。

从经济效益上考虑,电网需要“止损”,对抽蓄“踩刹车”也在情理之中。按照国家“十三五”能源发展规划要求,“十三五”期间新开工抽水蓄能6000万千瓦,目前看完成这个目标尚有难度。业内一致认为,抽蓄要实现可持续发展,让企业对抽蓄“感兴趣”,关键还是要理顺电力价格机制,让其真正成为有效益的电源。

小水电绿色改建提速

自2017年中央环保督查组在全国范围内陆续查出小水电站无序开发等突出问题后,近两年各省不断加大小水电环境整改力度,尤其浙江、福建,摸索出绿色小水电发展、小水电站退出的“样本”。

水利部今年4月公布的2018年度绿色小水电站名单中,浙江省创建绿色小水电站数量最多,达到32座。尤其丽水市,通过几十年来的水电建设与经营,已初步形成以林蓄水、以水发电、以电养林的良性循环。据了解,丽水力争三年内建设不少于30处省级生态水电示范区,并完成100座水电站绿色认证,进一步打造国际绿色小水电示范区。

小水电站“退出难”,是地方政府一块“心病”,福建省创新性地将小水电站“变身”为居民休憩场所,不失为有益的尝试。

随着经济发展和社会变化,有的小水电站退出历史舞台,有的实现绿色转型。然而,无论采取哪种方式,在生态优先的前提下,让小水电造福于民是关键。地方政府可借鉴浙江、福建的尝试,探索适宜可行的方法,让小水电站充分发挥出经济与生态效益。


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