2019年，能源轉(zhuǎn)型步伐加快，發(fā)電裝機增速放緩，電改亦進入攻堅階段，火電、水電和核電步入產(chǎn)業(yè)深度調(diào)整期，“陣痛”與“蛻變”并存。

在去產(chǎn)能、減排和業(yè)績增長的多重壓力下，火電艱難求生;告別規(guī)?；_發(fā)，常規(guī)水電和抽水蓄能發(fā)展趨于平緩;核電穩(wěn)步重啟，產(chǎn)業(yè)鏈有望再次被激活，但自主創(chuàng)新、堆型選擇、公眾接受等問題仍待解決。

“水火核”總發(fā)電量占比接近93%，是電力系統(tǒng)的絕對主力，如何實現(xiàn)高質(zhì)量發(fā)展，是三大行業(yè)的必答題。

火電

■■“陣痛”爆發(fā) 煤價回落

經(jīng)歷了近兩年的行業(yè)性虧損后，2019年煤電行業(yè)承受的經(jīng)營壓力持續(xù)釋放，煤電“資產(chǎn)甩賣”“破產(chǎn)”“面臨退市”等事件頻發(fā)。為緩解西北五省區(qū)煤電企業(yè)生存困境，國資委不久前重新整合五大發(fā)電在各省區(qū)的煤電資產(chǎn)，試圖通過減少同質(zhì)競爭“救”企業(yè)一把。

行業(yè)龍頭無奈重整不良資產(chǎn)，將資本和精力集中在優(yōu)勢業(yè)務上，而中小煤電企業(yè)則在降電價、壓負荷的市場環(huán)境中激烈“拼殺”。行業(yè)機構預計，今年煤電整體虧損面將維持在50%左右，行業(yè)性虧損局面仍將持續(xù)。

不過，相比2018年，2019年煤價帶來的成本壓力有所緩解。在煤炭優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能逐漸釋放、進口煤政策調(diào)整等因素影響下，動力煤價格走勢逐漸穩(wěn)定下行。時近年末，中電聯(lián)發(fā)布的中國電煤采購價格指數(shù)(CECI沿海指數(shù))5500大卡綜合價已降至550元/噸以下，電煤價格久違地接近并進入“綠色區(qū)間”。

能源結(jié)構調(diào)整與電改任重道遠，除了煤價，煤電行業(yè)面臨的掣肘仍有很多。2014年開始的“超低排放”改造已到收官階段，通過改造、摻燒等手段降低煤耗成為當前煤電企業(yè)關注的重點。而隨著環(huán)保政策趨嚴，一些尚未被納入監(jiān)測指標的污染物以及二氧化碳排放等，可能還會給煤電行業(yè)帶來新的挑戰(zhàn)。

■■電改深化 “洗牌”加速

對本輪電改而言，2019年是改革措施深化落地的關鍵一年。電改推動過程中，煤電企業(yè)扮演了“讓利”角色，但電力行業(yè)走向市場化發(fā)展的大方向不會變，適應改革環(huán)境已是煤電企業(yè)生存的必要前提。

今年6月，內(nèi)蒙古電力多邊交易現(xiàn)貨市場模擬試運行啟動，此輪電改中第一批8個電力現(xiàn)貨市場建設試點全部投入試運行，也標志著電力市場建設更進一步;今年12月，國家發(fā)改委發(fā)布《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法(修訂征求意見稿)》，省級電網(wǎng)輸配電價改革持續(xù)推進;2020年全國能源工作會議指出，2019年市場化交易電量預計將達到2.3萬億千瓦時，同比提高6%。

同時，煤電行業(yè)開始打破“鐵飯碗”。今年10月24日，國家發(fā)改委公布《關于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的指導意見》，明確從2020年1月1日起，取消煤電價格聯(lián)動機制，將現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制。煤電市場化電量不斷增長，“計劃”色彩濃重的標桿電價機制即將成為歷史，作為電力供應側(cè)“主力”，煤電行業(yè)探路市場化，將為整個電力行業(yè)直面市場提供寶貴經(jīng)驗。

■■做優(yōu)存量 找準“定位”

煤電陷入經(jīng)營困難，產(chǎn)能過剩是原因之一。在國家能源局今年4月發(fā)布的《2022年煤電規(guī)劃建設風險預警》中，煤電建設風險亮起紅燈的省份僅剩8個，這意味著用電需求的增長逐漸“消化”了四五年前過度投資建設帶來的產(chǎn)能過剩，而電網(wǎng)對于可調(diào)節(jié)電源的需求，也隨著新能源電力的增長而同步增多。

即便如此，比起通過規(guī)模擴張追求發(fā)電收益回報的思路，煤電企業(yè)已經(jīng)意識到，當下應深度挖掘現(xiàn)有資產(chǎn)的價值，根據(jù)自身情況找準定位、做優(yōu)存量，并將其轉(zhuǎn)化為經(jīng)濟效益。

另外，盡管山東、江蘇、廣東等火電大省仍存在高參數(shù)、大容量機組“停機”“壓負荷”現(xiàn)象，但在目前的技術條件下，基荷電源仍是電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的基礎，高能效、高可靠性仍是大機組競爭力的核心要素。小機組在保證能耗與環(huán)保達標的同時，也將自身發(fā)展與地方發(fā)展需要相結(jié)合，積極探索供熱、城市污泥處理、電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻等專項服務，創(chuàng)造必要性與稀缺性來謀求生機。

隨著新能源裝機和發(fā)電量激增、電力市場化建設提速，煤電行業(yè)將面臨更復雜的市場環(huán)境，以及更多的機遇與挑戰(zhàn)。減排、增效、穩(wěn)定運行、靈活的調(diào)節(jié)，仍將是煤電企業(yè)保持競爭力的重要支撐。

核電

■■穩(wěn)步重啟 再迎機遇

今年初，隨著榮成壓水堆重大專項示范工程，以及漳州核電一期、太平嶺核電一期項目先后獲國家核準，我國核電三年“零核準”畫上句號，實現(xiàn)重啟。同時，隨著漳州核電1號機組開建，海南昌江核電二期全面啟動，華龍一號開啟批量化建設。

今年共投產(chǎn)海陽核電2號、臺山核電2號、陽江核電6號3臺機組。截至11月底，我國在運核電機組47臺，裝機4875.1萬千瓦，位居全球第三;在建核電機組數(shù)12臺，裝機容量1295.5萬千瓦，居世界首位。國內(nèi)外在建的自主三代核電項目均處于穩(wěn)步推進狀態(tài)。

預測顯示，“十三五”期間，全國核電將投產(chǎn)約1900萬千瓦、開工760萬千瓦以上，2020年裝機達到5103萬千瓦。而行業(yè)機構測算，2035年核電規(guī)模要達到1.7億千瓦，2030年之前，每年將保持6臺左右的開工規(guī)模。若以每臺投資100億元至200億元計算，投資規(guī)模高達千億元，同時批量化將助力三代核電成本進一步下降。

目前，核電產(chǎn)業(yè)做強迎來“窗口”，從自主創(chuàng)新到產(chǎn)業(yè)應用，再到競爭力提升，核電產(chǎn)業(yè)悄然進入“蛻變期”。

■■供熱首秀 多元轉(zhuǎn)型

國家發(fā)改委11月修訂發(fā)布《產(chǎn)業(yè)結(jié)構調(diào)整指導目錄(2019年本)》，其中“核能綜合利用(供暖、供汽、海水淡化等)”首次進入鼓勵類目錄之列。而就在11月15日，海陽核電核能供熱首期項目第一階段正式投運，為我國核能供熱首開先河。

繼海陽核電核能供熱項目后，東北地區(qū)核能供熱項目提上日程：吉林白山核能供熱項目總承包框架協(xié)議和國家電投佳木斯綜合智慧核能供熱示范項目工程總承包框架協(xié)議先后簽署。

近年來，我國已有多個省份與核電企業(yè)合作開發(fā)相關項目，主要技術方案包括：中燕龍池式供熱堆、“玲瓏一號”模塊式小堆、和美一號供熱堆、HAPPY微壓供熱堆，以及NHR200-II殼式供熱堆等。

作為現(xiàn)階段各國核能綜合利用的“藍海”，小型堆在工業(yè)供汽、制氫、海水淡化和船舶供電等領域的應用空間巨大，但其發(fā)展也面臨經(jīng)濟性、安全監(jiān)管、標準缺失和“鄰避效應”等問題，核能多元化轉(zhuǎn)型道阻且長。

■■入“場”交易 適應“摔打”

隨著電改深入推進，核電企業(yè)均加入了北京電力交易中心和廣州電力交易中心市場管理委員會。遼寧、浙江、江蘇、福建、廣西、海南等地核電企業(yè)也逐步參與電力市場交易，并建立計劃電量與市場電量的雙軌制模式，上網(wǎng)電價和銷售電價逐步放開。

國家發(fā)改委今年8月發(fā)布的《關于全面放開經(jīng)營性電力用戶發(fā)用電計劃的通知》提出，核電機組發(fā)電量納入優(yōu)先發(fā)電計劃，按優(yōu)先發(fā)電優(yōu)先購電計劃管理有關工作要求做好保障消納工作。

2018年，福建、浙江、廣西、遼寧、江蘇五省份核電機組參與市場交易。以田灣核電站為例，2018年實際參與市場電量約占總上網(wǎng)電量比例18.5%，而2019年市場電量指標驟增至27%。

2019年，核電已適應市場化“摔打”，但參與市場調(diào)峰仍有一定困難，相關核安全規(guī)范標準尚未建立。同時，部分地區(qū)核電采取與煤電相同的規(guī)則參與市場交易安排，難以落實核電優(yōu)先發(fā)電計劃。受制于此，核電在市場化交易中還有很多界限待厘清。

水電

■■大水電建設穩(wěn)步推進

經(jīng)過幾十年高速發(fā)展，我國水能資源開發(fā)已告一段落，水電行業(yè)正處于向高質(zhì)量發(fā)展的轉(zhuǎn)型階段。目前，在建的大型水電工程——烏東德和白鶴灘水電站，集中體現(xiàn)了我國水電建設的最高水平。

12月16日，世界首臺85萬千瓦水輪發(fā)電機轉(zhuǎn)子在烏東德水電站吊裝成功，標志著烏東德水電站機組安裝全面步入總裝階段，右岸電站計劃于2020年6月實現(xiàn)首臺機組發(fā)電。作為世界上最薄的300米級雙曲拱壩，烏東德水電站總裝機1020萬千瓦，建成后將成為中國第四、世界第七大水電站。

此外，裝機規(guī)模全球第二、在建規(guī)模全球第一大水電站——白鶴灘水電站目前主要建設指標都位居世界前列，其開啟了百萬機組發(fā)展新紀元，比三峽電站的單機容量整整提高了40%。今年1月12日，全球首臺白鶴灘百萬機組精品轉(zhuǎn)輪正式完工;11月3日，白鶴灘水電站工程左岸最后一臺百萬千瓦機組座環(huán)順利吊入機坑，標志著我國實現(xiàn)了由“中國制造”向“中國創(chuàng)造”的轉(zhuǎn)變。

2019年是白鶴灘水電站建設的第二個高峰年，建設者成功克服了柱狀節(jié)理玄武巖作為高拱壩壩基問題、抗震安全性問題、拱壩建設過程中混凝土溫控防裂問題、樞紐泄洪消能問題、巨型地下洞室群的穩(wěn)定問題，以及世界最大百萬水輪機組研究應用問題等世界技術難題，實現(xiàn)了中國水電新的跨越。

■■抽蓄電站建設急踩“剎車”

近幾年，以風電、光伏為代表的可再生能源發(fā)展勢頭迅猛。“風光”發(fā)展需要抽蓄的配合，但二者的發(fā)展并不同步。為提高供電可靠性，今年年初，國網(wǎng)開工5座抽水蓄能電站，總投資386.87億元，總裝機容量600萬千瓦，抽蓄迎來“陽春”。但就在11月，國網(wǎng)發(fā)布《關于進一步嚴格控制電網(wǎng)投資的通知》，明確提出“不再安排抽水蓄能新開工項目，優(yōu)化續(xù)建項目投資進度”，給抽蓄發(fā)展蒙上“陰影”。

電網(wǎng)“抽身”的根源在于，抽蓄電站項目不計入輸配電成本的政策并未轉(zhuǎn)變，加之今年國家發(fā)改委、國家能源局明確“儲能電站、抽水蓄能電站的成本費用屬于與輸配電業(yè)務無關的范疇，不得計入輸配電價”，導致電網(wǎng)企業(yè)投資抽蓄難以收回經(jīng)濟成本。目前除了江蘇、浙江、廣東等極少數(shù)省份，其他大部分省份的抽蓄項目均處于虧損。

從經(jīng)濟效益上考慮，電網(wǎng)需要“止損”，對抽蓄“踩剎車”也在情理之中。按照國家“十三五”能源發(fā)展規(guī)劃要求，“十三五”期間新開工抽水蓄能6000萬千瓦，目前看完成這個目標尚有難度。業(yè)內(nèi)一致認為，抽蓄要實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展，讓企業(yè)對抽蓄“感興趣”，關鍵還是要理順電力價格機制，讓其真正成為有效益的電源。

■■小水電綠色改建提速

自2017年中央環(huán)保督查組在全國范圍內(nèi)陸續(xù)查出小水電站無序開發(fā)等突出問題后，近兩年各省不斷加大小水電環(huán)境整改力度，尤其浙江、福建，摸索出綠色小水電發(fā)展、小水電站退出的“樣本”。

水利部今年4月公布的2018年度綠色小水電站名單中，浙江省創(chuàng)建綠色小水電站數(shù)量最多，達到32座。尤其麗水市，通過幾十年來的水電建設與經(jīng)營，已初步形成以林蓄水、以水發(fā)電、以電養(yǎng)林的良性循環(huán)。據(jù)了解，麗水力爭三年內(nèi)建設不少于30處省級生態(tài)水電示范區(qū)，并完成100座水電站綠色認證，進一步打造國際綠色小水電示范區(qū)。

小水電站“退出難”，是地方政府一塊“心病”，福建省創(chuàng)新性地將小水電站“變身”為居民休憩場所，不失為有益的嘗試。

隨著經(jīng)濟發(fā)展和社會變化，有的小水電站退出歷史舞臺，有的實現(xiàn)綠色轉(zhuǎn)型。然而，無論采取哪種方式，在生態(tài)優(yōu)先的前提下，讓小水電造福于民是關鍵。地方政府可借鑒浙江、福建的嘗試，探索適宜可行的方法，讓小水電站充分發(fā)揮出經(jīng)濟與生態(tài)效益。