回顾2020年度火电行业十大热门事件

　　受益于“新基建”的加速发展和特高压投产，2020年，有一大批大型煤电项目获得核准开工。另一方面，多位专家提出，煤电定位应由主体电源向基础性电源转变，提供更多的调峰调频服务。2020年各地的容量市场、电力辅助服务市场的建立和完善，也将为煤电定位的转变提供政策支持。

　　此外，在煤电行业去产能的背景下，垃圾发电等环保行业受到热捧。2020年，华能集团、三峡集团在这一领域都有了重要进展。

　　据北极星电力网不完全统计，2020年以来，我国共有87.60GW（104台机组）煤电项目有了重要进展。其中，48.44GW煤电项目获核准或者正式开工建设；39.16GW煤电项目在2020年刚刚签约或正在进行可研、环评公示等前期准备工作，根据公示内容显示，这部分煤电项目大多计划在“十四五”期间投产。

　　2020年，是 “十三五”规划的收官之年，受疫情、新能源加速发展和特高压再次重启等多重因素的影响，我国的煤电行业掀起了一波建设热潮。然而众所周之，受到燃料成本高、机组利用小时数低等因素影响，煤电行业近年来的盈利状况并不乐观。那么为什么要上马如此大规模的煤电项目呢？其实，除了地方拉动投资的需求，也有很大一部分煤电项目的上马是为了发挥调峰调频功能，与风电光伏等可再生能源打捆输送，增加电网的稳定性。

　　目前我国大多数省份已开展/试行辅助服务市场，容量市场的建设也正在有条不紊的推进中。广东日前发布《广东电力市场容量补偿管理办法（试行，征求意见稿）》，明确指出，容量补偿的对象为参与广东电力市场化交易并获得与用户侧直接交易资格的省级及以上调度机构调管的燃煤、燃气发电机组。

　　去年10月，国家发改委发布煤电上网电价指导意见，除了把标杆电价机制改为“基准价+上下浮动”机制，还提出要完善辅助服务电价、容量补偿机制，这也被视为煤电行业的“隐藏福利”。

　　除了广东，河北、山东两省的煤电上网电价实施方案中，曾指出，对民生采暖型燃煤背压机组执行两部制电价，非供暖季关停期间执行容量电价，其他时间按电量电价执行。水电大省云南则指出，2020年底前，研究建立容量补偿机制，容量电价和电量电价通过市场化方式形成。相信2021年会有更多省份出台容量市场的相关政策，助力煤电的健康发展。

　　2020年3月，山西省能源局发布关于加快推进煤电机组灵活性改造的通知，其中指出：原则上各集团煤电机组的调峰能力应与新能源装机容量相匹配，2020年底各发电集团煤电机组改造容量应不低于本集团的新能源装机容量。自2020年起，对于新投产的热电联产机组，或改造为供热机组的现役煤电机组，应对机组实施灵活性改造，具备深度调峰能力，经相关部门验收后方可按供热机组对待。

　　随着可再生能源的发展，对调峰电源的需求也越来越大。事实上不仅仅是山西，现阶段我国电力系统中大部分的调峰调频功能都由煤电来实现。

　　然而，目前煤电灵活性改造的进展并未达到预期。截至2019年底，全国完成煤电机组灵活性改造5775万千瓦，仅完成“十三五”规划目标的27%。深度调峰导致煤电机组长期偏离经济运行负荷，降低了煤电机组运行效率，提高了污染控制排放水平。想要煤电承担更多的电力辅助服务，需要更多的政策支持。

　　2019年12月国资委发布《中央企业煤电资源区域整合试点方案》，提出由五大发电集团牵头在5个煤电产能过剩、煤电企业连续亏损的地区开展第一批整合试点，进一步通过区域整合的方式优化资源配置、淘汰落后产能、减少同质化竞争、缓解经营困难。

　　据悉，2020年收官在即，甘肃、陕西、新疆、青海、宁夏五个试点区域首批划转电厂已移交管理权。其中，甘肃、陕西、青海、宁夏四省于2020年9月30日完成移交管理权，新疆区域于12月11日移交完毕。

　　因煤价上涨、利用小时数偏低等原因，火电企业举步维艰，企业破产、“1元甩”消息不断。据宁夏业务办调研，2019年1至11月，在其收集数据的10家燃煤发电企业中，仍有7家亏损。预计2019年将成为宁夏燃煤发电企业连续大面积亏损的第三年。除了宁夏，其他几个试点省的煤电企业经营情况也并不乐观。这次区域试点整合，打破了五大发电在西北区域煤电行业的竞争格局，或许能扭转火电企业大面积亏损的局面。

　　10月30日，“拟对标”国家能源集团的晋能控股集团有限公司正式揭牌成立。晋能控股集团由大同煤矿集团有限责任公司、山西晋城无烟煤矿业集团有限责任公司、晋能集团有限公司，以及山西潞安矿业（集团）有限责任公司、华阳新材料科技股份有限公司相关资产和改革后的中国（太原）煤炭交易中心整合组建而成。

　　新成立的晋能控股集团注册地大同，下设晋能控股煤业集团、电力集团、装备制造集团、中国（太原）煤炭交易中心、研究院公司、财务公司六大子公司。目前，晋能控股煤业集团、电力集团、装备制造集团已陆续正式揭牌成立。

　　同煤集团、晋能集团和晋煤集团同为山西省属七大煤企，中国煤炭工业协会数据显示，去年三家企业的煤炭产量合计约为3.42亿吨，新组建的晋能控股集团规模将超越重组中的山东能源集团和兖矿集团，成为仅次于国家能源集团的中国第二大煤企。

　　山西的煤炭资源丰富，因此煤炭企业数量也很多，对省内的煤炭企业进行重组整合后，能够统筹资源，避免同质化竞争。据悉，重组后的晋能控股集团电力装机容量达到3814.71万千瓦。对这些资产进行整合重组后，能够进一步深入推进煤电一体化建设，有效破解煤电价格矛盾。

　　2020年7月，山东省属企业改革工作推进暨干部大会在济南南郊宾馆召开。会上宣布了山东能源集团与兖矿集团联合重组方案。兖矿集团和山东能源集团合并后，将沿用山东能源集团名称，兖矿集团名称将随即注销。

　　两家煤炭集团合并后，无论是营业收入还是煤炭产量都有明显优势。按照2019年财务数据测算，重组后的山东能源集团资产总额和营业收入将分别达到6379亿元、6371亿元。据中国煤炭工业协会数据，2019年，重组后的山东能源集团煤炭产量达到2.91亿吨。两家企业均为山东省煤炭企业，合并后可以有效减少同质化竞争，提高企业效率。

　　2020年以来，全国产化DCS在华能、华电的多家火电厂成功投运。11月6日，中国华能集团有限公司自主研发的国内首套100%全国产化分散控制系统（华能睿渥DCS）在福州电厂成功投用；11月23日，中国华电自主研发的“华电睿蓝”自主可控智能分散控制系统（DCS）在华电芜湖电厂66万千瓦超超临界机组成功投运；11月25日，中国华能集团有限公司自主研发的国内首套100%全国产化百万千瓦级分散控制系统（DCS）在华能玉环电厂成功投运。

　　华能福州电厂为35万千瓦级，华电芜湖电厂为66万千瓦级，华能玉环电厂为100万千瓦级，全国产化DCS在这三个级别的火电厂中都有了成功投运的案例。成功研制具有完全自主知识产权的自主可控DCS，提高了电力企业技术装备国产化率。在多个电厂的陆续投运，也表明这项的技术或许具备了全面推广的条件。华能发布的文章中还曾指出，“未来，华能将对系统内全部在役火电机组进行有序替换，全面保障能源电力重要基础设施运行的本质安全。”

　　12月16日，申能安徽平山电厂二期工程机组一次并网成功。据悉，申能安徽平山电厂二期工程是“国家示范工程”，是目前全球单机容量最大（135万千瓦）燃煤机组，采用了国际首创高低位布置方式的双轴二次中间再热技术，大大减少管道投资、压力损失及热损失，从而提升热效率及机组性价比。

　　不仅是单机容量最大，该项目还创造了多项突破。“平二”项目被业界称为“251工程”，即机组预期供电标准煤耗为251克/千瓦时，比目前最先进的两次再热百万千瓦时机组煤耗进一步下降超15克，可大大提高煤炭资源利用效率，从源头上降低烟气污染和二氧化碳的排放。

　　12月22日，长江环保集团新业务实施平台长江清源节能环保有限公司牵头的联合体单位中标湖北省宜昌市生活垃圾焚烧发电特许经营项目。

　　据悉，宜昌市生活垃圾焚烧发电项目是三峡集团投资建设第一个生活垃圾焚烧发电项目，标志着三峡集团长江大保护工作由水环境治理拓展到固废处理等非水环保领域，是三峡集共抓长江大保护事业具有里程碑意义的业务突破，成为三峡集团正式进军垃圾焚烧等非水环保领域的标志。

　　去年，华能集团董事长舒印彪提出了“华能要成为城市污染物终结者”，这一目标在2020年有了进一步的落地。10月13日，华能长江环保科技有限公司成立大会在京举行，中国华能集团有限公司党组、董事长舒印彪，总经理、党组邓建玲为公司揭牌。据悉，公司现阶段将以投资、建设和运营垃圾、污泥和生物质发电项目为重点。

　　早在华能长江公司成立之前，华能集团就已经有了正在实施的生活垃圾焚烧发电项目。2020年1月，华能国际作为联合体成员，与康恒环境组成联合体中标南京市江北生活垃圾焚烧发电厂二期PPP项目。

　　三峡、华能等央企布局垃圾发电领域，不仅仅是社会责任的体现，更是因为垃圾发电市场存在着巨大的增长空间。

　　随着我国城市化进程不断加快，城市生活垃圾产生量不断增加，催生了生活垃圾焚烧发电行业的快速发展。截至2019年底，全国30个省（区、市） 垃圾焚烧发电累计装机容量 1202 万千瓦，较2018年增长 31%。北极星电力网根据公开信息统计了拟建在建的垃圾发电项目，未来10年，全国 29 个省（区、市）拟建/在建生活垃圾焚烧发电总规模超过47万吨/日。

　　9月11日，三部委印发《完善生物质发电项目建设运行的实施方案》的通知，发改能源〔2020〕1421号，其中指出：自2021年1月1日起，规划内已核准未开工、新核准的生物质发电项目全部通过竞争方式配置并确定上网电价；新纳入补贴范围的项目补贴资金由中央地方共同承担，分地区合理确定分担比例，中央分担部分逐年调整并有序退出。需中央补贴的在建项目应在合理工期内建成并网。

　　9月29日，三部委印发关于《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》有关事项的补充通知，生物质发电项目，包括农林生物质发电、垃圾焚烧发电和沼气发电项目，全生命周期合理利用小时数为82500小时。生物质发电项目自并网之日起满15年后，无论项目是否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。

　　2021年起，规划内已核准未开工、新核准的生物质发电项目全部通过竞争方式配置并确定上网电价，此外，中央补贴将逐渐退出生物质发电项目。同时，政策还明确了生物质发电项目可以享受补贴的时间，即82500小时或15年。

　　两份文件的出台在生物质发电行业影响很大，尤其是对农林生物质发电行业。垃圾发电行业的燃料是免费的，还可以收取一定的垃圾处理费，而农林生物质发电行业燃料成本高，一直以来高度依靠国家补贴盈利。然而可再生能源国补退坡是大势所趋，除了争取政策方面的支持，如何开辟更多的增收渠道，这是农林生物质发电项目急需解决的问题。

　　天风证券曾分析指出，政策出台后，短期内虽然对生物质发电项目存在一定负向影响。但长期看，全生命周期补贴小时数补贴方式，有利于补贴资金确权，提高补贴资金发放的计划性和稳定性；此外，国补退坡后，有望进一步刺激产业技术升级和盈利模式创新，倒逼地方政府尽快建立使用者付费长效机制，有助于完善产业盈利模式。返回搜狐，查看更多