受益于“新基建”的加速發展和特高壓投產，2020年，有一大批大型煤電項目獲得核準開工。另一方面，多位專家提出，煤電定位應由主體電源向基礎性電源轉變，提供更多的調峰調頻服務。2020年各地的容量市場、電力輔助服務市場的建立和完善，也將為煤電定位的轉變提供政策支持。

此外，在煤電行業去產能的背景下，垃圾發電等環保行業受到熱捧。2020年，華能集團、三峽集團在這一領域都有了重要進展。

2020年 87.60GW大型煤電項目獲重要進展

據北極星電力網不完全統計，2020年以來，我國共有87.60GW（104臺機組）煤電項目有了重要進展。其中，48.44GW煤電項目獲核準或者正式開工建設；39.16GW煤電項目在2020年剛剛簽約或正在進行可研、環評公示等前期準備工作，根據公示內容顯示，這部分煤電項目大多計劃在“十四五”期間投產。

點評：

2020年，是 “十三五”規劃的收官之年，受疫情、新能源加速發展和特高壓再次重啟等多重因素的影響，我國的煤電行業掀起了一波建設熱潮。然而眾所周之，受到燃料成本高、機組利用小時數低等因素影響，煤電行業近年來的盈利狀況并不樂觀。那么為什么要上馬如此大規模的煤電項目呢？其實，除了地方拉動投資的需求，也有很大一部分煤電項目的上馬是為了發揮調峰調頻功能，與風電光伏等可再生能源打捆輸送，增加電網的穩定性。

火電的隱藏福利 容量市場建設提上日程

目前我國大多數省份已開展/試行輔助服務市場，容量市場的建設也正在有條不紊的推進中。廣東日前發布《廣東電力市場容量補償管理辦法（試行，征求意見稿）》，明確指出，容量補償的對象為參與廣東電力市場化交易并獲得與用戶側直接交易資格的省級及以上調度機構調管的燃煤、燃氣發電機組。

點評：

去年10月，國家發改委發布煤電上網電價指導意見，除了把標桿電價機制改為“基準價+上下浮動”機制，還提出要完善輔助服務電價、容量補償機制，這也被視為煤電行業的“隱藏福利”。

除了廣東，河北、山東兩省的煤電上網電價實施方案中，曾指出，對民生采暖型燃煤背壓機組執行兩部制電價，非供暖季關停期間執行容量電價，其他時間按電量電價執行。水電大省云南則指出，2020年底前，研究建立容量補償機制，容量電價和電量電價通過市場化方式形成。相信2021年會有更多省份出臺容量市場的相關政策，助力煤電的健康發展。

山西：煤電靈活性改造容量應不低于本集團的新能源裝機容量

2020年3月，山西省能源局發布關于加快推進煤電機組靈活性改造的通知，其中指出：原則上各集團煤電機組的調峰能力應與新能源裝機容量相匹配二手吊車，2020年底各發電集團煤電機組改造容量應不低于本集團的新能源裝機容量。自2020年起，對于新投產的熱電聯產機組，或改造為供熱機組的現役煤電機組，應對機組實施靈活性改造，具備深度調峰能力，經相關部門驗收后方可按供熱機組對待。

點評：

隨著可再生能源的發展，對調峰電源的需求也越來越大。事實上不僅僅是山西，現階段我國電力系統中大部分的調峰調頻功能都由煤電來實現。

然而，目前煤電靈活性改造的進展并未達到預期。截至2019年底，全國完成煤電機組靈活性改造5775萬千瓦，僅完成“十三五”規劃目標的27%。深度調峰導致煤電機組長期偏離經濟運行負荷，降低了煤電機組運行效率，提高了污染控制排放水平。想要煤電承擔更多的電力輔助服務，需要更多的政策支持。

煤電資源區域整合試點首批電廠劃轉

2019年12月國資委發布《中央企業煤電資源區域整合試點方案》，提出由五大發電集團牽頭在5個煤電產能過剩、煤電企業連續虧損的地區開展第一批整合試點，進一步通過區域整合的方式優化資源配置、淘汰落后產能、減少同質化競爭、緩解經營困難。

據悉，2020年收官在即，甘肅、陜西、新疆、青海、寧夏五個試點區域首批劃轉電廠已移交管理權。其中，甘肅、陜西、青海、寧夏四省于2020年9月30日完成移交管理權，新疆區域于12月11日移交完畢。

點評：

因煤價上漲、利用小時數偏低等原因，火電企業舉步維艱，企業破產、“1元甩”消息不斷。據寧夏業務辦調研，2019年1至11月，在其收集數據的10家燃煤發電企業中，仍有7家虧損。預計2019年將成為寧夏燃煤發電企業連續大面積虧損的第三年。除了寧夏，其他幾個試點省的煤電企業經營情況也并不樂觀。這次區域試點整合，打破了五大發電在西北區域煤電行業的競爭格局，或許能扭轉火電企業大面積虧損的局面。

“擬對標”國家能源集團的晉能控股集團揭牌成立

10月30日，“擬對標”國家能源集團的晉能控股集團有限公司正式揭牌成立。晉能控股集團由大同煤礦集團有限責任公司、山西晉城無煙煤礦業集團有限責任公司、晉能集團有限公司，以及山西潞安礦業（集團）有限責任公司、華陽新材料科技股份有限公司相關資產和改革后的中國（太原）煤炭交易中心整合組建而成。

新成立的晉能控股集團注冊地大同，下設晉能控股煤業集團、電力集團、裝備制造集團、中國（太原）煤炭交易中心、研究院公司、財務公司六大子公司。目前，晉能控股煤業集團、電力集團、裝備制造集團已陸續正式揭牌成立。

點評：

同煤集團、晉能集團和晉煤集團同為山西省屬七大煤企，中國煤炭工業協會數據顯示，去年三家企業的煤炭產量合計約為3.42億噸，新組建的晉能控股集團規模將超越重組中的山東能源集團和兗礦集團，成為僅次于國家能源集團的中國第二大煤企。

山西的煤炭資源豐富，因此煤炭企業數量也很多，對省內的煤炭企業進行重組整合后，能夠統籌資源，避免同質化競爭。據悉，重組后的晉能控股集團電力裝機容量達到3814.71萬千瓦。對這些資產進行整合重組后，能夠進一步深入推進煤電一體化建設，有效破解煤電價格矛盾。

山東能源集團與兗礦集團合并重組

2020年7月，山東省屬企業改革工作推進暨干部大會在濟南南郊賓館召開。會上宣布了山東能源集團與兗礦集團聯合重組方案。兗礦集團和山東能源集團合并后，將沿用山東能源集團名稱，兗礦集團名稱將隨即注銷。

點評：

兩家煤炭集團合并后，無論是營業收入還是煤炭產量都有明顯優勢。按照2019年財務數據測算，重組后的山東能源集團資產總額和營業收入將分別達到6379億元、6371億元。據中國煤炭工業協會數據，2019年，重組后的山東能源集團煤炭產量達到2.91億噸。兩家企業均為山東省煤炭企業，合并后可以有效減少同質化競爭，提高企業效率。

全國產化DCS在華能、華電的多家火電廠投運

2020年以來，全國產化DCS在華能、華電的多家火電廠成功投運。11月6日，中國華能集團有限公司自主研發的國內首套100%全國產化分散控制系統（華能睿渥DCS）在福州電廠成功投用；11月23日，中國華電自主研發的“華電睿藍”自主可控智能分散控制系統（DCS）在華電蕪湖電廠66萬千瓦超超臨界機組成功投運；11月25日，中國華能集團有限公司自主研發的國內首套100%全國產化百萬千瓦級分散控制系統（DCS）在華能玉環電廠成功投運。

點評：

華能福州電廠為35萬千瓦級，華電蕪湖電廠為66萬千瓦級，華能玉環電廠為100萬千瓦級，全國產化DCS在這三個級別的火電廠中都有了成功投運的案例。成功研制具有完全自主知識產權的自主可控DCS，提高了電力企業技術裝備國產化率。在多個電廠的陸續投運，也表明這項的技術或許具備了全面推廣的條件。華能發布的文章中還曾指出，“未來，華能將對系統內全部在役火電機組進行有序替換，全面保障能源電力重要基礎設施運行的本質安全。”

全球單機容量最大（135萬千瓦）燃煤機組并網

12月16日，申能安徽平山電廠二期工程機組一次并網成功。據悉，申能安徽平山電廠二期工程是“國家示范工程”，是目前全球單機容量最大（135萬千瓦）燃煤機組，采用了國際首創高低位布置方式的雙軸二次中間再熱技術，大大減少管道投資、壓力損失及熱損失，從而提升熱效率及機組性價比。

點評：

不僅是單機容量最大，該項目還創造了多項突破。“平二”項目被業界稱為“251工程”，即機組預期供電標準煤耗為251克/千瓦時，比目前最先進的兩次再熱百萬千瓦時機組煤耗進一步下降超15克，可大大提高煤炭資源利用效率，從源頭上降低煙氣污染和二氧化碳的排放。

華能集團、三峽集團進軍垃圾發電行業

12月22日，長江環保集團新業務實施平臺長江清源節能環保有限公司牽頭的聯合體單位中標湖北省宜昌市生活垃圾焚燒發電特許經營項目。

據悉吊車，宜昌市生活垃圾焚燒發電項目是三峽集團投資建設第一個生活垃圾焚燒發電項目華能玉環電廠建設單位，標志著三峽集團長江大保護工作由水環境治理拓展到固廢處理等非水環保領域，是三峽集共抓長江大保護事業具有里程碑意義的業務突破，成為三峽集團正式進軍垃圾焚燒等非水環保領域的標志。

除了三峽集團，華能集團也開始布局垃圾焚燒發電領域。

去年，華能集團董事長舒印彪提出了“華能要成為城市污染物終結者”，這一目標在2020年有了進一步的落地。10月13日，華能長江環保科技有限公司成立大會在京舉行，中國華能集團有限公司黨組書記、董事長舒印彪，總經理、黨組副書記鄧建玲為公司揭牌。據悉，公司現階段將以投資、建設和運營垃圾、污泥和生物質發電項目為重點。

早在華能長江公司成立之前，華能集團就已經有了正在實施的生活垃圾焚燒發電項目。2020年1月，華能國際作為聯合體成員，與康恒環境組成聯合體中標南京市江北生活垃圾焚燒發電廠二期PPP項目。

點評：

三峽、華能等央企布局垃圾發電領域，不僅僅是社會責任的體現，更是因為垃圾發電市場存在著巨大的增長空間。

隨著我國城市化進程不斷加快，城市生活垃圾產生量不斷增加，催生了生活垃圾焚燒發電行業的快速發展。截至2019年底，全國30個省（區、市） 垃圾焚燒發電累計裝機容量 1202 萬千瓦，較2018年增長 31%。北極星電力網根據公開信息統計了擬建在建的垃圾發電項目，未來10年，全國 29 個省（區、市）擬建/在建生活垃圾焚燒發電總規模超過47萬噸/日。

生物質發電全生命周期合理利用小時數為82500小時

9月11日，三部委印發《完善生物質發電項目建設運行的實施方案》的通知，發改能源〔2020〕1421號，其中指出：自2021年1月1日起，規劃內已核準未開工、新核準的生物質發電項目全部通過競爭方式配置并確定上網電價；新納入補貼范圍的項目補貼資金由中央地方共同承擔，分地區合理確定分擔比例，中央分擔部分逐年調整并有序退出。需中央補貼的在建項目應在合理工期內建成并網。

9月29日，三部委印發關于《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》有關事項的補充通知，生物質發電項目，包括農林生物質發電、垃圾焚燒發電和沼氣發電項目，全生命周期合理利用小時數為82500小時。生物質發電項目自并網之日起滿15年后，無論項目是否達到全生命周期補貼電量，不再享受中央財政補貼資金，核發綠證準許參與綠證交易。

點評：

2021年起，規劃內已核準未開工、新核準的生物質發電項目全部通過競爭方式配置并確定上網電價，此外，中央補貼將逐漸退出生物質發電項目。同時，政策還明確了生物質發電項目可以享受補貼的時間，即82500小時或15年。

兩份文件的出臺在生物質發電行業影響很大，尤其是對農林生物質發電行業。垃圾發電行業的燃料是免費的，還可以收取一定的垃圾處理費，而農林生物質發電行業燃料成本高，一直以來高度依靠國家補貼盈利。然而可再生能源國補退坡是大勢所趨，除了爭取政策方面的支持，如何開辟更多的增收渠道，這是農林生物質發電項目急需解決的問題。

天風證券曾分析指出，政策出臺后，短期內雖然對生物質發電項目存在一定負向影響。但長期看華能玉環電廠建設單位，全生命周期補貼小時數補貼方式，有利于補貼資金確權，提高補貼資金發放的計劃性和穩定性；此外，國補退坡后，有望進一步刺激產業技術升級和盈利模式創新，倒逼地方政府盡快建立使用者付費長效機制，有助于完善產業盈利模式。返回搜狐，查看更多