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《能源转型路漫漫：2018年全球化石能源发电比例仍高达64%》

  • 来源专题：中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
  • 编译者： guokm
  • 发布时间：2019-04-08

  • 根据国际能源署（IEA）最新数据，2018年全球发电量达到26.672万亿千瓦时（26627TWh），其中煤电10.116万亿千瓦时，比2017年增长2.6%，占全球发电量的38%；其他电源包括天然气发电（23%）、水电（16%）、核电（10%）、风电（5%）、燃油发电（3%）、生物质与垃圾发电（3%）、光伏（2%）、其他可再生能源发电（1%）。可见，2018年全球化石能源发电比例仍高达64%，可再生能源发电占比26%，核电10%。

    由于煤电反弹，2018年全球二氧化碳排放增长1.7%，排放总量达到331亿吨，创历史最高水平。其中中国在这一年的碳排放增长2.5%，总量达到95亿吨。

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  • 《五大发电主要上市公司2017业绩盘点： 陷求生泥潭，转型路漫漫》
    • 来源专题：中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
    • 编译者：wukan
    • 发布时间：2018-04-25
    • 摘要：经历了“狂欢2015”和“心跳2016”，几家龙头发电企业艰难度过了“求生2017”：营业收入均获增长的情况下，除大唐发电扭亏为盈外，其余四家2017年净利润分别锐减五至八成不等，且全部出现单季度亏损。 4月17日，随着国电电力发布2017年业绩报告，五大发电旗下主要上市公司至2017年业绩报告披露工作画上句号。 经历了“狂欢2015”和“心跳2016”，几家龙头发电企业艰难度过了“求生2017”：营业收入均获增长的情况下，除大唐发电扭亏为盈外，其余四家2017年净利润分别锐减五至八成不等，且全部出现单季度亏损。 火电亏损形势蔓延 “五大发电主要上市公司”均为其所在集团的火电资产整合平台，火电业务的经营情况在公司整体业绩中权重颇高。作为火电行业经营成本的主要构成部分，电煤价格在2017年全年保持高位运行，绝大多数时间处于“红色区间”，火电行业2016年出现的局部地区亏损演变为行业普遍情况，并蔓延到资产优质的五大发电上市公司。 2017年，全国火电发电量同比增长5.2%，2017年7月，工业企业结构调整专项资金的取消也变相提高了发电企业整体上网电价。而根据中电联发布的中国电煤采购价格指数（CECI），CECI沿海指数综合价5500持续走高，2017年底已高达614元/吨（见表1）。火电“量价双升”带来的收益，仍难敌电煤价格的“一意孤行”。以煤炭销售为主业的中国神华，2017年净利润较上年同期近乎翻倍，煤价涨幅可见一斑。 国电电力年度业绩报告中指出，2017年，该公司下属部分火电子公司产生大额经营亏损。中国电力火电业务经营利润录得2.4亿元，但财务费用颇高，最终其火电业务年度亏损约1.9亿元，而其2016年火电业务利润约为15.28亿元。 其他三家虽未在业绩报告中指明旗下火电业务的亏损情况，但普遍存在的单季度业绩亏损问题已将经营压力展现无疑。 华电国际2017年二、三季度连续出现小幅亏损；2017-2018供暖季，由于天气等因素影响，电煤供应形势紧张，电煤价格持续攀高，在保供应与高煤价压力下，除华电国际外，其余四家均于2017年第四季度出现亏损。大唐发电在解除了煤化工业务对业绩的影响后，于2017年成功扭亏，但扣除非经常性损益后，该公司净利润较上年同期下降48.08%，同样因高煤价影响了火电业务盈利。 清洁能源收益稳增 火电业务全年整体亏损的中国电力，依靠水电扳回一城。2017年，中国电力水电业务总利润接近14.50亿元，对该公司总利润的贡献超过113%。实际上，中国电力水电业务利润总额较上年同期降低近4.4亿元，利润占比的提升主要由于火电收益大幅下降。但风电、光伏业务的盈利能力持续增强，清洁能源发电在几大上市公司的利润占比均稳步增加。 在政策、市场等多种因素驱动下，风电、光伏发电的设备成本近年来已有明显降低，对补贴的依赖也开始减弱，弃电问题也有所好转。根据北京电力交易中心统计，2017年，国家电网经营范围内风电、光伏发电交易电量分别达到2300亿千瓦时和930亿千瓦时，分别较上年同期增长29.6%和76.6%。省间非水可再生能源交易达到490亿千瓦时以上。弃风弃光总电量从2016年的464亿千瓦时下降至412亿千瓦时，下降了11.3%，弃电率也同比下降5.3个百分点，达到11%，成功实现了“双降”。 华能集团董事长曹培玺在今年“两会”期间接受本报记者采访时指出，在当前电力产能比较富裕的情况下，调整装机结构，进一步推动清洁能源发展，对发电企业来说是趋势也是机遇。 各上市公司虽然是所属集团火电资产的整合平台，但出于产业政策要求与自身发展需求，均持续提高清洁能源装机占比。截至2017年底，华能国际清洁能源发电装机占比达15.49%，华电国际约为20%，中国电力27.54%，大唐发电约为30%，国电电力清洁能源发电装机最高，为37.54%。 整合或致格局生变 3月1日，国电电力、中国神华发布公告，双方拟以各自所持相关火电公司股权及资产，共同组建合资公司。这一合资公司注册资本100亿元，由国电电力控股，双方将向其中注入合计34家火电公司与6家联营公司的权益，上述资产涉及在运、在建装机容量超过7600万千瓦。 有业内人士指出，在整体经营环境暂未出现大幅变化的情形下，此次资产整合将对五大发电主要上市公司原有格局产生影响。由于采用权益法进行核算，合资公司的成立并不会直接对两家上市公司造成财务报表层面的影响，但数千万千瓦装机的火电资产整合，将有效避免同业竞争，扩大市场竞争优势。中国神华旗下火电资产多集中于浙江、安徽、江苏等地，结合中国神华在煤炭业务方面的优势，国电电力在上述地区乃至全国范围内的竞争力与影响力将得到加强。 根据中国神华2017年业绩报告，该公司2017年发电业务利润同比减少36.7%，低于上述五家上市公司，煤电一体化运作在煤电互保方面的优势较为明显。而随着神华集团与国电集团合并，国电电力与中国神华火电业务进一步整合，这项优势也将逐渐在国电电力未来的经营情况得到体现。 国电电力凭借较高的清洁能源装机占比，近年来经营情况好于体量相近的华电国际与大唐发电，2017年净利润在五家公司中居第一位。上述合资公司的成立，让国电电力在控股装机容量上大幅提高，在市场规模上得以缩小与华能国际的差距，此外，资产整合后的协同效应，将使其资产在盈利能力方面的优势进一步扩大。 夹缝中持续转型 2017年，尤其是年底供暖季期间的高煤价，对五大上市公司经营造成巨大冲击。各分析机构纷纷寄望于煤电联动与煤价下跌，能拉动各公司火电业绩的复苏。 4月19日，国家发改委发布了《关于降低一般工商业电价有关事项的通知》，调整用电价格的同时，并未提及燃煤发电上网标杆电价的调整，继2017年初“由于未达到联动要求暂不调整”后，上调上网电价的期望或将再次落空。而电煤价格虽在今年一季度明显回落，但整体仍处于高位，中电联相关负责人则认为，煤炭价格的下行仅是阶段性、季节性现象，日前进口煤政策的再度收紧，也将限制煤价下跌空间。 另一方面，能效、环保等政策要求趋严，市场电量占比不断提升，火电盈利空间承受多方挤压。2017年底，《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》发布，电力行业率先进入碳交易市场。碳排放作为化石能源的“原罪”，目前仍缺乏真正经济实用的控制手段，现阶段想要通过电力行业实现减排目标，只能继续在成本上施压，火电行业经营压力又将加大。 提高清洁能源占比的同时，各上市公司持续做强火电主业，力求机组清洁、高效。根据业绩报告，截至2017年底，华电国际60万千瓦及以上的装机比例达到51%，30万千瓦及以下机组绝大多数完成供热改造，87台需要进行超低排放改造的机组已改造完成82台。华能国际煤电机组全部实现超低排放，60 万千瓦以上机组超过50%，包括14台百万千瓦级超超临界机组。国电电力60万千瓦及以上机组占比61.5%，超低排放改造完成71.56%。大唐发电超低排放改造完成95.1%。中国电力19台煤电机组均完成超低排放改造。 在已有的外部压力下，发电企业为了达到政策要求、履行市场电量，在机组安全、能效、环保等方面还要继续自我加压。 2017年艰难的“求生之路”，也许仅仅是个开始。
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  • 《非化石能源发电装机占比有望达50%》
    • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2022-02-15
    • “预计2022年底，我国全口径发电装机容量将达26亿千瓦左右。其中，非化石能源发电装机合计达到13亿千瓦左右，有望首次达到总装机规模的一半。”在近日举行的“2021—2022年度全国电力供需形势分析预测报告”发布会上，中国电力企业联合会秘书长郝英杰说。 郝英杰表示，在上述13亿千瓦的非化石能源发电装机中，水电约4.1亿千瓦，并网风电约3.8亿千瓦，并网太阳能发电约4.0亿千瓦，核电5557万千瓦，生物质发电4500万千瓦左右。正是在新能源快速发展带动下，预计2022年基建新增装机规模将创历年新高，全年基建新增发电装机容量2.3亿千瓦左右。 过去一年，各地区各部门认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，坚持稳中求进工作总基调，科学统筹疫情防控，国民经济持续恢复发展，全年电力消费增速实现两位数增长，电力装机结构延续绿色低碳发展态势。 受电煤供应紧张等多重因素影响，2021年9月、10月全国电力供需总体偏紧，多地采取有序用电措施。电力行业全力以赴保民生、保发电、保供热，采取有力有效措施提升能源电力安全稳定保障能力。2021年11月7日起至2021年底，全国有序用电规模基本清零，仅个别省份对部分高耗能、高污染企业主动执行有序用电。 “中央经济工作会议强调今年经济工作要稳字当头、稳中求进，各方面要积极推出有利于经济稳定的政策，为2022年全社会用电量增长提供了最主要支撑。”郝英杰表示，综合考虑国内外经济形势、电能替代等带动电气化水平稳步提升、上年基数前后变化等因素，并结合专家预判，预计2022年全年全社会用电量8.7万亿千瓦时至8.8万亿千瓦时，同比增长5%至6%，各季度全社会用电量增速总体呈逐季上升态势。 中国电力企业联合会统计与数据中心主任王益烜表示，根据电力需求预测，基于对气温、水电来水、电煤供应等关键要素的分析，综合考虑新投产装机、跨省跨区电力交换、发电出力及合理备用等，预计2022年全国电力供需总体平衡，迎峰度夏和迎峰度冬期间部分区域电力供需偏紧。 “不过，2022年的电力供需形势还存在一些不确定因素。气温变动、外贸出口增长等影响着电力消费需求，而电力燃料供应、主要流域降水情况等，给电力供应带来了不确定性。”王益烜分析说，当前我国煤电发电量占总发电量的比重高达60%，燃料的供应情况很大程度上决定了电力供应情况。同时，目前尚难准确预测2022年汛期降水情况，水电出力具体情况仍然存在不确定性。 当前，我国还处在工业化、城镇化推进期，这决定了未来用电需求仍将持续增长，“十四五”期间预计年均增长4.8%，全社会用电量年均增加近4000亿千瓦时，相当于世界排名第十位国家全年用电量总额。在碳达峰碳中和目标下，电力行业要加快新型电力系统建设，全力推动能源电力结构转型。 对此，郝英杰建议，一是要加快研发和突破新型电力系统关键技术。要集中力量开展复杂大电网安全稳定运行和控制、大容量风电、高效光伏、大容量储能以及低成本CCUS等技术创新。 二是科学有序推动大规模新能源建设。要持续优化新能源发展布局，因地制宜发展新能源，在东部地区建立多能互补能源体系，在西部北部地区加大风能、太阳能资源规模化、集约化开发力度。针对新能源配置储能建立“统一调度、共享使用”的协调运行机制，最大程度发挥储能促进新能源消纳、调峰调频、功率支撑等多重作用。 三是科学有序推进煤电清洁转型，继续发挥煤电基础性作用。在推进煤电机组改造升级过程中，要统筹考虑煤电节能改造、供热改造、灵活性改造及机组的技术特性，对不同类型的机组采用不同的供电煤耗改造基准线，不“一刀切”。建立合理的电价机制疏导“三改联动”技改成本。 四是加快构建大规模源网荷储友好互动系统。要加大源网荷储协同互动，对电力柔性负荷进行策略引导和集中控制，充分利用用户侧资源，化解短时电力供需矛盾。将新型电力设备等多类型需求响应资源统筹纳入电力运行调度，提高电网的灵活性。
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