2019年，能源轉型步伐加快，發電裝機增速放緩，電改亦進入攻堅階段，火電、水電和核電步入產業深度調整期，“陣痛”與“蛻變”并存。

在去產能、減排和業績增長的多重壓力下，火電艱難求生;告別規模化開發，常規水電和抽水蓄能發展趨于平緩;核電穩步重啟，產業鏈有望再次被激活，但自主創新、堆型選擇、公眾接受等問題仍待解決。

“水火核”總發電量占比接近93%，是電力系統的絕對主力，如何實現高質量發展，是三大行業的必答題。

火電

■■“陣痛”爆發 煤價回落

經歷了近兩年的行業性虧損后，2019年煤電行業承受的經營壓力持續釋放，煤電“資產甩賣”“破產”“面臨退市”等事件頻發。為緩解西北五省區煤電企業生存困境，國資委不久前重新整合五大發電在各省區的煤電資產，試圖通過減少同質競爭“救”企業一把。

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

不過，相比2018年，2019年煤價帶來的成本壓力有所緩解。在煤炭優質產能逐漸釋放、進口煤政策調整等因素影響下，動力煤價格走勢逐漸穩定下行。時近年末，中電聯發布的中國電煤采購價格指數(CECI沿海指數)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“綠色區間”。

能源結構調整與電改任重道遠，除了煤價，煤電行業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關注的重點。而隨著環保政策趨嚴，一些尚未被納入監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帶來新的挑戰。

■■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，煤電企業扮演了“讓利”角色，但電力行業走向市場化發展的大方向不會變，適應改革環境已是煤電企業生存的必要前提。

今年6月，內蒙古電力多邊交易現貨市場模擬試運行啟動，此輪電改中第一批8個電力現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，國家發改委發布《省級電網輸配電價定價辦法(修訂征求意見稿)》，省級電網輸配電價改革持續推進;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，煤電行業開始打破“鐵飯碗”。今年10月24日，國家發改委公布《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》，明確從2020年1月1日起，取消煤電價格聯動機制，將現行燃煤發電標桿上網電價機制改為“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“主力”，煤電行業探路市場化，將為整個電力行業直面市場提供寶貴經驗。

■■做優存量 找準“定位”

煤電陷入經營困難，產能過剩是原因之一。在國家能源局今年4月發布的《2022年煤電規劃建設風險預警》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能過剩，而電網對于可調節電源的需求，也隨著新能源電力的增長而同步增多。

即便如此，比起通過規模擴張追求發電收益回報的思路，煤電企業已經意識到，當下應深度挖掘現有資產的價值，根據自身情況找準定位、做優存量，并將其轉化為經濟效益。

另外，盡管山東、江蘇、廣東等火電大省仍存在高參數、大容量機組“停機”“壓負荷”現象，但在目前的技術條件下，基荷電源仍是電網安全穩定運行的基礎，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保達標的同時，也將自身發展與地方發展需要相結合，積極探索供熱、城市污泥處理、電網調峰調頻等專項服務，創造必要性與稀缺性來謀求生機。

隨著新能源裝機和發電量激增、電力市場化建設提速，煤電行業將面臨更復雜的市場環境，以及更多的機遇與挑戰。減排、增效、穩定運行、靈活的調節，仍將是煤電企業保持競爭力的重要支撐。

核電

■■穩步重啟 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12臺，裝機容量1295.5萬千瓦，居世界首位。國內外在建的自主三代核電項目均處于穩步推進狀態。

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

目前，核電產業做強迎來“窗口”，從自主創新到產業應用，再到競爭力提升，核電產業悄然進入“蛻變期”。

■■供熱首秀 多元轉型

國家發改委11月修訂發布《產業結構調整指導目錄(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議先后簽署。

近年來，我國已有多個省份與核電企業合作開發相關項目，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。

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

■■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，上網電價和銷售電價逐步放開。

國家發改委今年8月發布的《關于全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知》提出，核電機組發電量納入優先發電計劃，按優先發電優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”，但參與市場調峰仍有一定困難，相關核安全規范標準尚未建立。同時，部分地區核電采取與煤電相同的規則參與市場交易安排，難以落實核電優先發電計劃。受制于此，核電在市場化交易中還有很多界限待厘清。

水電

■■大水電建設穩步推進

經過幾十年高速發展，我國水能資源開發已告一段落，水電行業正處于向高質量發展的轉型階段。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85萬千瓦水輪發電機轉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月實現首臺機組發電。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，裝機規模全球第二、在建規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順利吊入機坑，標志著我國實現了由“中國制造”向“中國創造”的轉變。

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展勢頭迅猛。“風光”發展需要抽蓄的配合，但二者的發展并不同步。為提高供電可靠性，今年年初，國網開工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，國網發布《關于進一步嚴格控制電網投資的通知》，明確提出“不再安排抽水蓄能新開工項目，優化續建項目投資進度”，給抽蓄發展蒙上“陰影”。

電網“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變，加之今年國家發改委、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務無關的范疇，不得計入輸配電價”，導致電網企業投資抽蓄難以收回經濟成本。目前除了江蘇、浙江、廣東等極少數省份，其他大部分省份的抽蓄項目均處于虧損。

從經濟效益上考慮，電網需要“止損”，對抽蓄“踩剎車”也在情理之中。按照國家“十三五”能源發展規劃要求，“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。業內一致認為，抽蓄要實現可持續發展，讓企業對抽蓄“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年中央環保督查組在全國范圍內陸續查出小水電站無序開發等突出問題后，近兩年各省不斷加大小水電環境整改力度，尤其浙江、福建，摸索出綠色小水電發展、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，浙江省創建綠色小水電站數量最多，達到32座。尤其麗水市，通過幾十年來的水電建設與經營，已初步形成以林蓄水、以水發電、以電養林的良性循環。據了解，麗水力爭三年內建設不少于30處省級生態水電示范區，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。

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

隨著經濟發展和社會變化，有的小水電站退出歷史舞臺，有的實現綠色轉型。然而，無論采取哪種方式，在生態優先的前提下，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，讓小水電站充分發揮出經濟與生態效益。