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我国燃煤发电行业需加速升级转型,2016年我国火

2019-09-07 16:59

作为落实“十三五”规划的第一个年头,2016年改革进程备受各界关注。目前我国燃煤发电行业在技术和运行经验上都已趋于成熟,节能减排取得一定成效。然而,整个行业的产能建设已过度,结合行业发展现状及相关政策分析,火电今年的路也许并不好走。 结构调整发展空间受限 《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》要求,到2020年,非化石能源占一次能源消费比重达到15%,天然气比重达到10%以上,煤炭消费比重控制在62%以内。根据行业人士分析测算,截至2020年,留给火电机组容量的增长空间约为2亿千瓦。然而统计数据显示,目前我国在建、已核准、获路条火电机组合计将近4亿千瓦。显然,这些机组并不会全部落地,但已足够体现出电力行业投资热情高涨与投资空间受限的矛盾。 《计划》对电源结构提出了总要求,新一轮电改中的相关政策则体现出了对于各类电源发展的态度和原则。关于输配电价机制的相关要求,一方面提出要“还原电力商品属性”,另一方面,电网企业的盈利机制由“赚差价”变为“准许成本 合理收益”。盈利机制的变化,将对各类机组的利用情况造成显著影响。 “目前存在的‘弃风’‘弃光’等弃能源现象,对电网企业,有电网建设上的难题,也有经济性的考虑。”某电力行业人士表示,“因为电网企业过去是以赚取差价作为主要盈利手段,所以会更加倾向于接纳低价的火电、水电等。相比较之下,风电、光伏发电等价格更贵,对电网冲击更大。” 若输配电价改革落实到位,火电的低价格将不再成为一项很强的竞争力。有投资人士称,电网建设方面的相关投资或属于“准许成本”范畴,在国家的监管与指导下,电网建设步伐将加快,以增强其对风电、光伏发电及分布式发电等电源形式的接纳能力。 9号文配套文件中还曾提出,要优先安排风能、太阳能、生物质能等可再生能源保障性发电,热电联产及燃气发电、水电、核电兼顾资源或调峰等需求安排发电,高效节能、超低排放煤电机组被放在最后。虽然有观点认为,这一顺序根据各地实际情况,具体实施时可能存在较大出入,但已经可以看出国家对于燃煤发电机组的定位愈发明确。 倒逼升级加速落后淘汰 去年12月,国家环境保护部、国家发改委、国家能源局联合制定了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》。《方案》要求,到2020年,全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放,且要求东部、中部地区分别提前至2017年、2018年前总体完成超低排放改造任务。 2014年出台的《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》被视为燃煤发电对标燃气发电,实施“超低排放”的开始。从2014年开始不到两年的时间,“超低排放”由一个在学界和业界仍有争议的概念成为了“十三五”规划期间限时完成的政策,这与国家推进节能减排,实现煤炭清洁高效利用的强烈意愿是分不开的。 据不完全统计,截至2015年8月底,我国实现超低排放的煤电机组规模已超过5000万千瓦,截至2015年年末,大唐、浙能等超低排放机组规模均超过1000万千瓦,华能日照电厂、黄台电厂、上安电厂,国电投平顶山电厂等陆续实现全厂机组超低排放。五大发电集团均表示,将在2017年、2018年基本完成或全面完成规模以上机组的超低排放改造工作。 完成超低排放改造的清洁、高效、大容量的机组,本身竞争力强于普通机组,国家给予超低排放机组的0.5至1分的电价补贴与脱硫、除尘电价等相关补贴相结合,一定程度上可以抵消超低排放改造成本,增强竞争力。今年1月1日起开始下调燃煤发电上网电价,使得不具备改造条件的小火电机组面临更大生存压力,火电行业或加速对落后产能的淘汰。 上述《方案》中要求,对于经整改仍不符合能耗、环保、质量、安全等要求的小火电机组,由地方政府予以淘汰关停,优先淘汰改造后仍不符合能效、环保等标准的30万千瓦以下机组,特别是运行满20年的纯凝机组和运行满25年的抽凝热电机组。并提出力争在“十三五”期间淘汰落后火电机组超过2000万千瓦。 值得注意的是,9号文配套文件中《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》的出台,使得自备电厂也将加入到火电行业改造升级的行列当中。自备电厂长期处于“灰色地带”,普遍存在未批先建、能效或排放不合格等问题。根据统计,截至2014年,我国自备电厂装机容量已经超过1.1亿千瓦,约占全国总发电装机容量的8%。而根据《意见》,自备电厂将纳入国家火电建设规划之中,相关建设与运行标准也将按要求执行。 谨慎投资寻求消纳路径 业界普遍认为,在经济增速放缓的“新常态”下,用电量需求短时间内难有大幅增长。截至去年11月,全国规模以上电厂发电量51257亿千瓦时,同比增长仅0.1%。火电机组设备利用小时数与发电量则一直处于下滑,今年这一趋势或将持续。 作为电力上游产业的煤炭行业,由于严重的产能过剩以及下游需求疲软,去年一年内动力煤价格指数跌幅达29%。对此,国务院常务会议决定,于今年元旦起下调燃煤上网电价,并出台新的煤电联动方案以促进产业结构的调整。业内人士称,上网电价的调整将使此前为追求煤电差价而盲目投资建设的电厂面临较大的经营压力,在机组数量逐渐增多后设备利用小时数将继续下降,进一步压缩电厂盈利空间。 即便如此,由于“上大压小”政策以及“一带一路”战略的实施,“十三五”期间仍将有一批火电机组建设投产。《关于推进大型煤电基地科学开发建设的指导意见》提出,在2020年前,锡林郭勒、鄂尔多斯、呼伦贝尔、晋北、晋中、晋东、陕北、宁东、哈密、准东九个现代化千万千瓦级大型煤电基地将建设完成。业内人士称,随着电网输送能力的提升,未来电源规划重心将向中西部地区转移,加速淘汰各地落后产能,在中西部地区兴建清洁、高效的大容量机组进行外送,在保证能源供给,支撑“一带一路”战略同时,带动当地经济发展。(本文来源:中国能源报,转载请注明出处)

我国燃煤发电行业需加速升级转型,2016年我国火力发电行业发展前景分析。>

为进一步做好燃煤电厂超低排放和节能改造工作,提升甘肃省煤电高效清洁发展水平,确保完成火电行业节能减排任务,甘肃省明确提出,到2020年底前,全省所有具备改造条件的现役燃煤电厂实现超低排放(即在基准氧含量6%条件下,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米)。新建燃煤发电机组同步达到超低排放水平。

火电行业与水电、核电和其他能源发电并列属于发电行业。近年来中国发电装机容量增速不断放缓,火电投资占比不断下降,2016年我国火力发电行业发展前景分析详情如下。作为落实“十三五”规划的第一个年头,2016年进程备受关注。目前中国燃煤发电行业在技术和运行经验上都已趋于成熟,节能减排取得一定成效。然而,整个行业的产能建设已过度,结合行业发展现状及相关政策分析,火电今年的也许并不好走。《能源发展战略行动计划》要求,到2020年,非化石能源占一次能源消费比重达到15%,天然气比重达到10%以上,煤炭消费比重控制在62%以内。根据行业人士分析测算,截至2020年,留给火电机组容量的增长空间约为2亿千瓦。然而统计数据显示,目前中国在建、已核准、获条火电机组合计将近4亿千瓦。显然,这些机组并不会全部落地,但已足够体现出电力行业投资热情高涨与投资空间受限的矛盾。《计划》对电源结构提出了总要求,新一轮电改中的相关政策则体现出了对于各类电源发展的态度和原则。关于输配电价机制的相关要求,一方面提出要“还原电力商品属性”,另一方面,电网企业的盈利机制由“赚差价”变为“准许成本 合理收益”。盈利机制的变化,将对各类机组的利用情况造成显著影响。“目前存在的‘弃风’‘弃光’等弃能源现象,对电网企业,有电网建设上的难题,也有经济性的考虑。”某电力行业人士表示,“因为电网企业过去是以赚取差价作为主要盈利手段,所以会更加倾向于接纳低价的火电、水电等。相比较之下,风电、光伏发电等价格更贵,对电网冲击更大。”若输配电价落实到位,火电的低价格将不再成为一项很强的竞争力。有投资人士称,电网建设方面的相关投资或属于“准许成本”范畴,在国家的监管与指导下,电网建设步伐将加快,以增强其对风电、光伏发电及分布式发电等电源形式的接纳能力。更多最新火力发电行业发展前景分析信息请咨询中国报告大厅发布的《2016-2021年中国火力发电产业市场运行暨产业发展趋势研究报告》。9号文配套文件中还曾提出,要优先安排风能、太阳能、生物质能等可再生能源保障性发电,热电联产及燃气发电、水电、核电兼顾资源或调峰等需求安排发电,高效节能、超低排放煤电机组被放在最后。虽然有观点认为,这一顺序根据各地实际情况,具体实施时可能存在较大出入,但已经可以看出国家对于燃煤发电机组的定位愈发明确。去年12月,国家部、国家发改委、国家能源局联合制定了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能工作方案》。《方案》要求,到2020年,全国所有具备条件的燃煤电厂力争实现超低排放,且要求东部、中部地区分别提前至2017年、2018年前总体完成超低排放任务。2014年出台的《煤电节能减排升级与行动计划》被视为燃煤发电对标燃气发电,实施“超低排放”的开始。从2014年开始不到两年的时间,“超低排放”由一个在学界和业界仍有争议的概念成为了“十三五”规划期间限时完成的政策,这与国家推进节能减排,实现煤炭清洁高效利用的强烈意愿是分不开的。据不完全统计,截至2015年8月底,中国实现超低排放的煤电机组规模已超过5000万千瓦,截至2015年年末,大唐、浙能等超低排放机组规模均超过1000万千瓦,华能日照电厂、黄台电厂、上安电厂,国电投平顶山电厂等陆续实现全厂机组超低排放。五大发电集团均表示,将在2017年、2018年基本完成或全面完成规模以上机组的超低排放工作。完成超低排放的清洁、高效、大容量的机组,本身竞争力强于普通机组,国家给予超低排放机组的0.5至1分的电价补贴与脱硫、除尘电价等相关补贴相结合,一定程度上可以抵消超低排放成本,增强竞争力。今年1月1日起开始下调燃煤发电上网电价,使得不具备条件的小火电机组面临更大压力,火电行业或加速对落后产能的淘汰。上述《方案》中要求,对于经整改仍不符合能耗、环保、质量、安全等要求的小火电机组,由地方予以淘汰关停,优先淘汰后仍不符合能效、环保等标准的30万千瓦以下机组,特别是运行满20年的纯凝机组和运行满25年的抽凝热电机组。并提出力争在“十三五”期间淘汰落后火电机组超过2000万千瓦。值得注意的是,9号文配套文件中《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》的出台,使得自备电厂也将加入到火电行业升级的行列当中。自备电厂长期处于“灰色地带”,普遍存在未批先建、能效或排放不合格等问题。根据统计,截至2014年,中国自备电厂装机容量已经超过1.1亿千瓦,约占全国总发电装机容量的8%。而根据《意见》,自备电厂将纳入国家火电建设规划之中,相关建设与运行标准也将按要求执行。业界普遍认为,在经济增速放缓的“新常态”下,用电量需求短时间内难有大幅增长。截至去年11月,全国规模以上电厂发电量51257亿千瓦时,同比增长仅0.1%。火电机组设备利用小时数与发电量则一直处于下滑,今年这一趋势或将持续。作为电力上游产业的煤炭行业,由于严重的产能过剩以及下游需求疲软,去年一年内动力煤价格指数跌幅达29%。对此,国务院常务会议决定,于今年元旦起下调燃煤上网电价,并出台新的煤电联动方案以促进产业结构的调整。业内人士称,上网电价的调整将使此前为追求煤电差价而盲目投资建设的电厂面临较大的经营压力,在机组数量逐渐增多后设备利用小时数将继续下降,进一步压缩电厂盈利空间。即便如此,由于“上大压小”政策以及“一带一”战略的实施,“十三五”期间仍将有一批火电机组建设投产。《关于推进大型煤电科学开发建设的指导意见》提出,在2020年前,锡林郭勒、鄂尔多斯、呼伦贝尔、晋北、晋中、晋东、陕北、宁东、哈密、准东九个现代化千万千瓦级大型煤电将建设完成。业内人士称,随着电网输送能力的提升,未来电源规划重心将向部地区转移,加速淘汰各地落后产能,在部地区兴建清洁、高效的大容量机组进行外送,在能源供给,支撑“一带一”战略同时,带动当地经济发展。上述人士表示,包括大用户直购、电力外送在内的方式都能一定程度上消纳目前国内过剩的火电产能,但在寻求消纳途径时应严格遵循总量控制,避免造成新的过度建设。

为确保全面完成燃煤电厂超低排放改造工作,甘肃省将全面实施超低排放改造。全省单机30万千瓦及以上公用燃煤发电机组、单机10万千瓦及以上自备燃煤发电机组,在2020年底前全面完成超低排放改造任务。鼓励W型火焰锅炉和循环流化床锅炉实施超低排放改造。2016-2020年,全省完成1758.5万千瓦机组的现役燃煤发电机组超低排放改造;全省单机在30万千瓦以上燃煤机组火力发电企业和单机在10万千瓦及以上自备燃煤发电机组企业,加快实施燃煤机组超低排放改造工作。其他不具备改造条件的燃煤发电机组必须安装高效脱硫脱硝除尘设施,尽快完成烟气脱硝设施全工况运行改造工作,确保主要污染物排放稳定达到火电行业排放标准要求。

太阳集团游戏官方网址,为鼓励引导超低排放,对经省级环保部门验收合格并符合超低限值要求的燃煤发电企业给予适当的上网电价支持、发电量奖励、实行差别化排污收费、改造资金补助、鼓励排污权交易等政策支持。对2016年1月1日以前已经并网运行的现役机组,对其统购上网电量加价每千瓦时1分钱;对2016年1月1日之后并网运行的新建机组,对其统购上网电量加价每千瓦时0.5分钱。2018年以后按照国家规定逐步统一和降低标准。

同时实施综合节能改造并加快淘汰落后产能和排放不达标机组。对不符合国家产业政策,以及经整改仍不符合能耗、环保、质量和安全等要求的火电机组,要予以关停淘汰。2016-2020年,全省要完成涉及1779.5万千瓦装机的现役燃煤发电机组节能改造任务。到2020年底前,全省现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于320克标准煤/千瓦时(以下简称克/千瓦时),其中现役60万千瓦及以上机组改造后平均供电煤耗低于315克/千瓦时。新建燃煤发电项目(除热电联产、低热值燃料综合利用发电外),原则上要采用60万千瓦及以上超超临界机组,平均供电煤耗低于300克/千瓦时。

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