火力发电产业可行性研究

火力发电产业可行性研究

坚持底线思维和问题导向，补短板、强弱项、促转型，提高能源供给保障能力，加强能源供需形势分析研判，确保能源安全稳定供应。加强电力、天然气等供需走势分析研判，针对可能出现时段性、区域性供需矛盾较突出的地区，从资源供应、基础设施布局、需求侧管理等方面，提前谋划应对举措。密切关注东北、两湖一江等地区煤炭供需形势变化，加强产运需调度，保持港口、电厂库存处在合理水平。健全完善能源形势分析和苗头性倾向性潜在性问题会商机制，准确把握行业发展动态，注重防范化解影响我国能源安全的各种风险挑战，提高能源宏观调控能力。深入落实我国碳达峰、碳中和目标要求，推动能源生产和消费革命，高质量发展可再生能源，大幅提高非化石能源消费比重，控制化石能源消费总量，着力提高利用效能，持续优化能源结构。增强能源安全保障能力坚持底线思维和问题导向，补短板、强弱项、促转型，提高能源供给保障能力，加强能源供需形势分析研判，确保能源安全稳定供应。（一）加强能源预测预警加强电力、天然气等供需走势分析研判，针对可能出现时段性、区域性供需矛盾较突出的地区，从资源供应、基础设施布局、需求侧管理等方面，提前谋划应对举措。密切关注东北、两湖一江等地区煤炭供需形势变化，加强产运需调度，保持港口、电厂库存处在合理水平。健全完善能源形势分析和苗头性倾向性潜在性问题会商机制，准确把握行业发展动态，注重防范化解影响我国能源安全的各种风险挑战，提高能源宏观调控能力。（二）进一步提升能源储运能力立足全国一张网，推进天然气主干管网建设和互联互通。积极推进东北、华北、西南、西北等百亿方级储气库群建设，抓好2021年油气产供储销体系建设管道、地下储气库和LNG接收站等一批重大工程建设。提升煤炭生产、流通和消费各环节库存水平。（三）加强电力应急调峰能力建设积极推进以新能源为主体的新型电力系统建设，推动北京、上海、天津、重庆、广州、深圳等试点城市坚强局部电网建设，加强应急备用和调峰电源能力建设。研究促进火电灵活性改造的政策措施和市场机制，加快推动对30万千瓦级和部分60万千瓦级燃煤机组灵活性改造。开展全国新一轮抽水蓄能中长期规划，加快长龙山、荒沟等抽水蓄能电站建成投产，推进泰顺、奉新等抽水蓄能电站核准开工建设。稳步有序推进储能项目试验示范。（四）强化能源供应保障基础推动油气增储上产，确保勘探开发投资力度不减，强化重点盆地和海域油气基础地质调查和勘探，推动东部老油田稳产，加大新区产能建设力度。加快页岩油气、致密气、煤层气等非常规资源开发。防范化解炼油产能过剩，推动产业转型升级。夯实煤炭兜底作用，坚持上大压小、增优汰劣，认真开展30万吨/年以下煤矿分类处置工作，按照产能置换原则有序核准一批具备条件的先进产能煤矿。稳妥推进煤制油气产业高质量升级示范。落实国家区域协调发展战略，有序推进跨区跨省输电通道建设。（五）完善电力安全风险管控体系深入实施电力安全风险管控专项行动计划，认真落实季会周报管控机制，构建可量化的电力安全生产综合评价体系。开展能源重大基础设施安全风险评估，强化重大风险源头管控。完善电力监控系统安全防护体系，开展应急演练，完善应急保障预案，确保重要用户、重大活动电力保障万无一失。加强能源科技攻关研究制定高比例可再生能源系统和煤炭清洁高效利用关键技术攻关方案，设立专项重点推动。建立落实揭榜挂帅体制机制，围绕产业链供应链安全稳定，推进能源短板技术装备攻关，加快核电关键核心技术研发和成果应用。瞄准找油找气战略重点，推动接续实施油气开发国家科技重大专项。电力行业壁垒（一）电力行业准入壁垒我国新建电源项目需要经过相当严格的审批程序，项目开工前，需获得省、市级相关环保、国土、水保、水利、交通、电网等多部门的批复后，向省发改委申请获得项目建设的批准文件，再依据核准文件，办理相关城乡规划、土地使用、资源利用、安全生产等手续后，方能开工建设。投产前，还需取得国家发改委和国家能源局关于投产计划的批复。（二）电力行业资金壁垒火电行业建设成本高、建设周期较长，经营投资主体一般以大型央企企为主。火电企业需要拥有雄厚的资金实力和较强的融资能力，才能保证长期稳定发展。（三）电力行业环保壁垒火力发电在环境保护方面的要求较高，项目必须取得国家环保部门的批准，需有符合国家环境保护标准的技术和设备。对火电生产污染物的排放，国家规定了严格的限值，全面实施世界领先的排放标准。火电厂在生产工艺上，布置有脱硝、除尘、脱硫等大型烟气处理设施，处理后烟气的氮氧化合物、烟尘、二氧化硫等参数，采用24小时在线监测，实时传输至环保监督部门，同时向社会公布，接受监督。（四）电力行业技术壁垒电力生产属于技术密集型行业，除了复杂的热力系统，精密的检测控制系统，以及严格的烟气处理等系统外，还有复杂的运行操控技术、设备维护检修技术，严格的技术、安全管理等，另外还涉及精密制造、材料、设计、机电等技术。随着技术的进步，火电行业向高参数、大容量、低能耗、低排放的超超临界机组方向发展，设备结构与系统更趋复杂，运行控制难度进一步加大，因此，电力的生产和经营需要很强的专业技术队伍和很高的技术要求。电力行业发展概况电力工业是国民经济发展中最重要的基础能源产业之一，也是社会公用事业的重要组成部分，是我国经济发展战略中优先发展的重点领域。近年来，国内经济的快速发展，带动电力行业迅速发展，电力装机容量、发电量呈现良好的增长态势。截至2020年底，全国发电设备装机容量22．01亿千瓦，同比增长9．45%；十三五期间，全国全口径发电装机容量年均增长7．53%。截至2021年底，全国发电设备装机容量达23．77亿千瓦，同比增长8．01%；截至2022年6月底，全国发电设备装机容量约24．41亿千瓦，同比增长8．17%。从发电量看，2020年累计发电量74，170．40亿千瓦时，同比增长3．85%，十三五期间年均增长5．84%。2021年累计发电量达81，121．80亿千瓦时，同比增速达9．37%；2022年1-6月累计发电量达39，631．10亿千瓦时，同比增长2．36%。（一）电力行业全社会用电量保持持续增长电力能够比较便利地转换为其他形式的能量且适宜远距离传送，因而电能日益成为支撑社会经济活动的主体能源，是现代工业和现代文明发展的基础。目前，电能仍是传统的一次能源的主要转化途径。随着国民经济的快速发展，我国电力需求也相应保持较高的增长速度。2011年以来，我国经济持续增长，全社会用电量保持持续增长，电力需求量维持比较温和的增速。2020年，全社会用电量75，110．00亿千瓦时，同比增长3．95%；十三五期间全社会用电量年均增长6．14%，高于电力发展十三五规划中年均增长3．6-4．8%的目标。2020年下半年疫情缓解以来，我国全社会用电量全面攀升。2021年，全社会用电量累计83，128．00亿千瓦时，同比增长10．68%；2022年1-6月，全社会用电量累计40，977．00亿千瓦时，同比增长4．16%。随着电能替代、新基建、高端装备制造业和战略性新兴产业的发展，电能占终端能源的比重将持续提高，我国能源需求还处在较长时间的增长期。中电联预测，预计十四五末电力消费需求将达到9．5万亿千瓦时，相较十三五末有约两万亿千瓦时的增长空间。（二）电力行业供需结构性矛盾日益突出电力商品作为一类特殊的商品，具备以光速传播、难以大规模储存的特点，因此电网的供电端和用电端必须时时保持供需平衡，以保证电网的稳定和安全。近年来，我国电网规模不断扩大，发电新增装机总量持续增长，其中新能源装机增长远高于火电装机的增长速度，且占比呈上升趋势，使我国电源结构、网架结构等发生重大变化，但因峰值出力不足而导致部分地区、部分时段电力供需矛盾日益突出。发电新增装机结构中，火电在新增装机中的占比从2011年的66．15%下降至2021年的26．25%，2022年1-6月，新增火电装机容量为818．00万千瓦时，仅占发电新增装机总量的12．76%。虽然发电装机总容量增长速度足以覆盖用电量增长速度，但发电机组在实际运行中所能提供的可靠发电出力却出现不足。由于风光的波动性、随机性和间歇性，导致以风光能源为主体的新能源可靠出力要远低于铭牌装机容量。如果按照火电的可用容量为铭牌容量的80%、风光可用容量为铭牌容量的20%这一标准来测算，火电与风光的可用新增装机容量则呈现出颠覆性变化。因此，从新增可用容量看，由于新能源电力高比例接入电网，但其却没有提供相应足够多的可用装机容量，导致了我国发电可用容量增长速度滞后于用电负荷的增长。2020年冬季以来，全国多个省份出现了普遍性电力短缺现象。从发用电动态平衡的角度来看，风电及光伏发电出力受自然环境影响较大，且在不同地区、不同气候环境，出力曲线都有不同。风电出力呈现夜峰昼谷的特性，其出力高峰往往集中于夜间。在晴天，光伏出力呈现单峰的特性，多数地区中午12时到14时之间出力较大，晚20时到早5时无出力。新能源电力的高比例接入将导致峰谷差加剧，巨大的峰谷差极大增加了电网平衡的难度，电力系统调峰压力进一步增大，电力供需矛盾将会日益突出。以陕西省为例，2021年4月30日，陕西新能源发电瞬时峰值首次突破千万千瓦大关（达到1，000．6万千瓦），同比增长59．2%，瞬时功率首次超过火电发电功率，占比最高达53．7%，成为当时网内发电电力最大的电源类型，但同时，新能源一天之内最大峰谷差达到963万千瓦，占当天最大负荷的47%，巨量的峰谷差给电网稳定带来严重的隐患。根据国网能源研究院预测，2025年，国网经营范围的高峰将达到13亿千瓦，最大日峰谷差率预计将增至35%，最大日峰谷差达到4．55亿千瓦；其初步测算，如果仅考虑已明确的十四五期间投产电源和跨区输电通道，2025年国网经营区东中部地区高峰时段电力供应能力将明显不足，其中，华北、华东、华中等地区的电力缺口将分别达到2，400万千瓦、3，400万千瓦和2，800万千瓦。综上，随着新能源装机的高速增长，电网安全稳定将面临巨大挑战，电力系统调峰压力进一步增大，峰值出力不足导致部分地区、部分时段电力供需矛盾日益突出。（三）电力行业电源结构依然以火电为主由于我国富煤、贫油、少气的能源结构，利用燃煤发电一直是我国电源的主力。2011年以来，随着风电、光伏等新能源装机快速增长，煤电装机容量在电力总装机容量中占比虽然有所降低，但电源结构依然以煤电为主，其地理条件要求低、技术成熟、发电稳定、可靠性高、可调性强等优势持续显现。从装机容量看，截至2021年12月末，火电累计装机容量129，678．00万千瓦，占总装机容量的比重为54．56%；其中煤电累计装机容量为110，901．00万千瓦，占总装机容量的比重为46．66%，占火电装机容量的85．52%；截至2022年6月末，火电累计装机容量130，496．00万千瓦时，占装机容量的比重为53．46%。从绝对数量看，火电是电源结构的主力，装机规模在单一发电类型中排首位。从发电量看，火电发电量占总发电量比重从2015年的74．94%下降至2021年的71．13%;2022年1-6月，规模以上发电企业火力发电总量为27，277亿千瓦时，占总发电量的68．83%。由于在相同的装机容量情况下，火电的可用装机容量要远大于新能源可用装机容量，因此2021年火电装机容量虽然只占总装机容量的54．56%，但发电量占比却高达71．13%，火电的发电量占比要远高于装机容量的占比，依然是电源结构的主力。（四）电力行业火电装机结构进一步优化火电区域布局方面，根据《中国电力统计年鉴2021》，截至2020年末，华东区域、华北区域火电装机容量合计为65，963万千瓦，占全国火电装机比例近53%；西北区域、西南区域火电装机容量合计为25，618万千瓦，占全国火电装机比例约20．56%。火电机组结构方面，根据《中国电力统计年鉴2021》，截至2020年末，单机装机容量小于30万千瓦的机组6，777台，合计装机容量22，850万千瓦，装机容量占全部火电装机比例约19．22%；其中单机装机容量10万千瓦以下的机组达6，099台，合计装机容量约11，897万千瓦，装机容量占全部火电装机比例近10%。从落后装机的区域分布看，单机装机容量10万千瓦以下的装机分布区域主要位于山东、浙江、江苏等华东区域，以上三省合计保有3，933万千瓦的规模。随着电力供给侧改革和西电东送战略的推进，跨区、跨省输电通道能力会显著提升，以及东部地区落后煤电机组在环保压力下加速出清，替代新增的高参数、大容量、低能耗、低排放先进燃煤火电机组将向煤炭富集区布局，西北区域火电装机规模占全国比重将进一步扩大，火电装机的规模和区域结构将进一步趋于优化。持续优化营商环境抓好《优化营商环境条例》的落实，复制推广条件成熟的改革经验。建立健全招投标领域优化营商环境长效机制，巩固深化招投标领域营商环境专项整治成果。落实《关于全面提升获得电力服务水平持续优化用电营商环境的意见》，在全国推广三零三省服务。深入推进证照分离改革，全面推行电力业务资质许可告知承诺制。加强能源创新能力建设坚持创新驱动发展，加大能源技术装备和核心部件攻关力度，提升产业链供应链现代化水平，打造自立自强的能源科技体系。完善法律规划和标准体系加快《能源法》《电力法》《煤炭法》《石油储备条例》《能源监管条例》制修订。深入推进反垄断、公平竞争审查相关工作。印发实施十四五现代能源体系规划和分领域能源规划，制定规划实施方案，确保规划有序实施。落实区域协同发展战略，研究编制黄河流域能源转型规划、新疆能源高质量发展实施方案等。落实《关于加快能源领域新型标准体系建设的指导意见》，建设能源标准信息化服务平台，推进能源行业标准公开，强化