2020年火电行业研究报告及展望

2019.12.30

2020年火电行业

研究报告及展望

2020年火电行业研究报告及展望

中国是全球电力生产第一大国，发电量约占全球发电量总额的四分之一。中国电源结构看，截至目前，火电装机容量占比超过60%，2019年1－10月火电发电量占比超过70%。火电长期以来在电力系统中承担着电力安全稳定供应、应急调峰、集中供热等重要的基础性作用。本报告研究以2019年以来火电分析为主。

一、火电行业现状

1.电力市场需求保持平稳增长，第二、三产业用电贡献度大。

根据中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）相关统计数据显示，2019年1－10月，中国全社会用电量59232亿千瓦时，同比增长4.4%，增速比上年同期回落4.2个百分点，受社会经济趋势下行的影响，叠加2018年冬季寒潮和夏季高温导致用电量超预期增长带来的高基数因素，各产业用电量增速全面回落。分产业看，第一产业用电量647亿千瓦时，同比增长5.2%，占全社会用电量的1.1%；第二产业用电量39867亿千瓦时，同比增长3.0%，增速比上年同期回落4.2个百分点，占全社会用电量的67.3%，对全社会用电量增长的贡献率为45.7%；第三产业用电量9941亿千瓦时，同比增长9.3%，增速比上年同期回落3.8个百分点，占全社会用电量的16.8%，对全社会用电量增长的贡献率为33.6%；城乡居民生活用电量8777亿千瓦时，同比增长5.9%，增速比上年同期回落5.2个百分点，占全社会用电量的14.8%，对全社会用电量增长的贡献率为19.4%。整体看，2019年以来，中国全社会用电量保持平稳增长，第二产业及其制造业各季度用电量增速相对平稳，高技术及装备制造业、消费品制造业、其他制造业第三季度用电增速环比回升；化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高载能行业用电量增速有所回落；第三产业绝大部分行业均实现较快增长，特别是随着电能替代力度的加大及电能应用领域的扩展，2019年

前三季度，批发和零售业中的充换电服务业用电量同比增长143.0%，交通运输/仓储和邮政业中的港口岸电用电量同比增长137.1%。

分省份看，2019年1－10月，除青海、河南、甘肃和上海外，中国各省份全社会用电量均实现正增长。其中，中国全社会用电量同比增长超过全国平均水平（4.4%）的省份依次为：西藏（12.9%）、广西（12.8%）、海南（9.7%）、内蒙古（9.6%）、云南（9.1%）、新疆（8.5%）、江西（8.2%）、安徽（7.5%）、湖北（7.5%）、湖南（7.1%）、四川（7.1%）、广东（6.1%）、山西（5.2%）和河北（4.6%）。

图1 中国全社会单月用电量及增长率波动情况

资料来源：中电联数据，联合资信整理

2.火电装机容量持续增长，但地区分化依然明显；同期，电源工程投资规模缩减，电网基建成电力投资重点。

根据中电联相关统计数据显示，改革开放以来，中国电力总装机容量呈近指数增长。截至2019年10月底，中国6000千瓦以上电厂发电设备容量18.69亿千瓦，较上年同期增长5.8%；其中，火电装机容量11.74亿千瓦，较上年同期增长4.8%；水电装机容量3.09亿千瓦，较上年同期增长1.3%；风电装机容量2.00亿千瓦，较上年同期增长12.2%；核电装机容量0.49亿千瓦，较上年同期增长20.3%。整体看，中国电力装机容量持续扩张，新增装机中火电装机容量占比由2018年前十月累计的30.03%提升至2019年前十月累计的45.48%；但火电装机

容量占总装机容量的比重由2018年10月底的63.42%下降至2019年10月底的62.81%。

从区域看，全国6000千瓦及以上发电装机规模集中于华东、华北、华中地区，其中山东、内蒙、江苏、广东、四川、新疆等工业大省或煤炭产区装机规模较大。装机规模增速方面，2019年1－10月，中国新增6000千瓦以上发电装机容量规模同比下降20%，但新增6000千瓦以上火电发电装机容量规模同比增长19.98%（存在前期停建、缓建机组陆续以应急调峰机组的名义投产导致统计口径不一致的因素影响）。截至2019年10月底，较上年同期总装机容量增幅超过500万千瓦的省份有8个，分别为河北、内蒙古、江苏、山东、河南、广东、陕西和新疆；其中江苏和广东省装机容量增幅超过1000万千瓦；同期，较上年同期火电装机容量增幅超过500万千瓦的省份有3个，分别为江苏、广东和陕西；由于电源结构调整以及落后产能淘汰，吉林、湖南和重庆的火电装机容量较上年同期出现小幅负增长。

图2 2019年10月底各省6000千瓦以上电厂发电装机容量情况

资料来源：Wind，联合资信整理

电力投资方面，2019年1－10月，中国电源工程完成投资2065亿元，同比增长7.6%，其中受益于建设成本的下降，火电工程完成投资415亿元，同比下降27.8%；同期，电网基本建设工程完成投资3415亿元，同比下降10.5%。主要由于220千伏及以上变电设备容量及输电线路长度投产规模的减少，电网基本建设仍以农网改造升级及配网建设为重点，110千伏及以下电网投资占电网总投

资的比重持续增长，截至目前已超过60%。从长远看，中国电力供应能力已出现过剩趋势，且伴有区域电力供需不平衡，行业整体机组利用率有待提高等问题，预计未来电源工程投资将进一步加快结构调整，并很可能在产能过剩的背景下呈现收缩态势，投资重点将围绕电网基本建设投资及配套设施的建设。同时，电网建设不断完善，亦将推动电力资源分配合理化。

3.火电发电量平稳，但在总发电量中占比持续下降。伴随输配电能力的增强，跨区域送电量规模不断提升，对火电发电量形成一定支撑；但受电力供需区域性差异以及可再生能源上网电量挤占，火电机组利用效率仍旧偏低。

基于全国装机容量和全社会用电需求的提升，全国发电量持续增长。根据中电联相关统计数据，2019年1－10月，中国累计发电量58742亿千瓦时，同比增长3.1%；其中火电累计发电量42041亿千瓦时，同比增长1.1%，占总发电量的比重由上年同期的72.89%下降至71.57%。分区域看，发电量贡献度最高的前五个省份分别为山东、江苏、内蒙古、广东和四川；火电发电量贡献度最高的前五个省份分别为山东、江苏、内蒙古、广东和山西。趋势方面，一向经济发达地区集中，该地区用电需求高，自身电力消纳能力强；二向资源地集中，该地区原料成本低，且电力运输便利性高于原燃料运输。结构方面，火电发电量占总发电量比重超过80%的省份有15个；超过90%的省份有7个，分别为北京（占97.44%）、天津（占98.32%）、山西（占90.81%）、上海（占98.86%）、安徽（占95.12%）、山东（占92.58%）和河南（占90.72%），其中北京基本为燃气发电，天津、上海燃气发电占火电比重在六分之一左右，其余地区仍多为煤电。近年来，在保障电力充足供应以及电网稳定运行的前提下，政策导向鼓励电源结构调整，预计火电结构将向燃气发电倾斜。

图3 2019年1－10月各省发电量及增长率波动情况

资料来源：Wind，联合资信整理

机组效率方面，2019年1－10月，中国发电设备平均利用小时为3157小时，较上年同期下降54个小时（装机容量增速高于发电量增速，导致机组平均运营效率降低）；火电发电设备平均利用小时3495小时，较上年同期下降101小时；而水电发电设备平均利用小时为3244小时，较上年同期提升161小时。火电机组利用效率偏低且呈下降趋势，一方面由于各类型机组装机容量规模均呈现增长趋势，加剧电力行业产能过剩问题；另一方面由于发电上网存在调度顺序，可再生能源电量对火电发电量存在挤压。分区域看，多省份机组利用小时相对稳定，但天津、上海、江苏和河南出现2019年前十月机组利用小时明显低于上年同期的情况，一方面由于装机容量增长较快，另一方面由于全社会用电量的下降；广西、新疆、内蒙古和四川出现2019年前十月机组利用小时明显高于上年同期的情况，一方面由于传统高耗能产业与房地产发展带动用电需求提升，另一方面由于外送电量快速增长，带动本地火电机组发电水平提升；四川、云南和青海地区水电和光伏占比高，火电机组利用小时数远低于行业平均水平。

图4 全国6000千瓦及以上发电设备利用小时情况（单位：小时）资料来源：中电联数据，联合资信整理

2018年3月，国家发改委、国家能源局印发了《关于提升电力系统调节能力的指导意见》（以下简称“《指导意见》”），提出实施火电灵活性提升工程，加快推进电源侧调节能力提升；同时要求进一步完善和深化电力辅助服务补偿（市场）机制。《指导意见》提出优先提升30万千瓦级煤电机组的深度调峰能力。改造后的纯凝机组最小技术出力达到30%~40%额定容量，热电联产机组最小技术出力达到40%~50%额定容量；部分电厂达到国际先进水平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%~30%。政策上调节发电量结构，鼓励火电参与深度调峰，一方面要求电厂技术提升，机组改造，保障机组中低负荷运行的低耗、稳定、安全、可调节；另一方面也要求合理补偿机制的完善落实。部分地区存在火电强制调峰降负荷，但电价、电量补偿不到位的问题，更加剧了火电的经营亏损。

目前，火电机组利用效率偏低，导致固定成本摊销占比提高，进一步加剧火电行业经营压力。考虑到近年新完成电力投资项目投产速度快于电力消费增速，且政策引导下非化石能源装机规模及占比快速提升，预计短期内中国火电设备利用率仍将存在一定的回升压力，设备利用率提升仍需通过供给侧改革引导限制产能扩张实现。

由于电力市场供需存在时间和空间差异，受益于输配电系统的逐步完善，跨区域电力消纳能力逐步增强，中国跨区域送电规模持续增长；同时，电网运行稳定性需求对火电发电量也有一定支撑作用。根据Wind相关统计数据，2019年1－10月，中国全国跨区域送电量为4516.03亿千瓦时，较上年同期增长13.04%。按华北、东北、华东、华中、西北、西南和南方划分，西北和西南的外送电量占比高，华北和华东的外来电量占比高。2019年1－10月，西北地区跨区域送电量1413.34亿千瓦时，较上年同期增长20.30%，占全国跨区域送电量的31.30%，分别送往华中、华北和华东地区，送往地区电量占比约为38%、43%和28%；西南地区跨区域送电量954.73亿千瓦时，较上年同期增长1.15%，占全国跨区域送电量的21.14%，主要送往华东地区，占比约为89%。2019年1－10月，华北地区外来电量854.26亿千瓦时，较上年同期增长25.99%，占全国跨区域送电量的18.92%；华东地区外来电量1911.65亿千瓦时，较上年同期增长13.50%，占全

国跨区域送电量的42.33%。

4.政策引导终端下调用电成本，上网电价回升压力较大，但由于前期煤炭成本快速提升并高位盘整，火电行业整体盈利能力偏弱。2019年以来，受益于煤炭价格回落，火电企业成本压力减小，整体盈利能力有所回升，但部分火电企业累计亏损严重，以至破产清算。

2016－2018年，火电行业整体盈利能力下降明显。一方面由于煤炭价格快速回升并持续高位盘整，导致火电企业经营成本大幅提高；另一方面由于电力行业产能过剩、电源结构调整挤压火电市场份额，特别是清洁能源占比高的区域，火电亏损明显。2018年8月，四川省11家火电厂负责人“联名上书”省级主管部门，反映火电企业经营困难情况，希望政府予以补救支持；2019年4－7月，青海全省10台火电机组仅剩1台运行。四川和青海均以水电发电为主，火电主要为电网基础性、支撑性电源，且承担深度调峰任务，发电量受清洁能源发电挤压明显。此外，火电企业也需承担民生责任，部分机组必须保持中低负荷运行，高折旧、高负债的行业特性使得这些火电企业亏损严重。

2018年底以来，大型电力企业投资呈现两个趋势：一是收购民营风电、光伏等可再生能源发电机组；二是出售、清算亏损煤电机组。出售清算方面，国投电力控股股份有限公司（以下简称“国投电力”）出售6家火电厂股权；中国大唐集团有限公司（以下简称“大唐集团”）出售4家火电厂股权，2家火电厂破产清算；国电电力发展股份有限公司（以下简称“国电电力”）1家火电厂破产清算；华能国际电力股份有限公司（以下简称“华能国际”）1家火电厂破产清算。

国投电力：

国投电力召开第十一届董事会审议通过《关于挂牌转让部分子公司股权转让方案的议案》，于2019年10月9日在上海联合产权交易所挂牌转让国投宣城发电有限责任公司51%股权、国投北部湾发电有限公司55%股权、国投伊犁能源开发有限公司60%股权、靖远第二发电有限公司51.22%股权、淮北国安电力有限公司35%股权和甘肃电投张掖发电有限责任公司45%股权。截至2019年11

月4日挂牌期满日，仅确定国投北部湾发电有限公司55%股权的受让方为广西投资集团有限公司，转让价格5.91亿元；其他公司股权未产生意向受让方；国投电力将以不低于第一次挂牌价70%的价格进行第二次挂牌。

大唐集团：

根据河北省发展和改革委员会《关于下达2018年火电行业去产能目标任务的通知》（冀发改能源〔2018〕555号），大唐保定华源热电有限责任公司（以下简称“华源热电”）2台125MW机组被列入火电去产能计划，按照去产能的工作要求已于2018年9月关停，并对主要设施进行了拆除，华源热电已资不抵债（截至2018年11月底，资产负债率为191.12%），且已无后续持续取得经营收入的能力。2018年12月，大唐国际发电股份有限公司第九届三十一次董事会审议通过了《关于大唐保定华源热电有限责任公司进行破产清算的议案》，同意华源热电进入破产清算程序。

大唐国际发电股份有限公司控股子公司甘肃大唐国际连成发电有限责任公司（以下简称“连成发电”）债权人以无力支付到期款项（约1644.34万元）为由，向甘肃省永登县人民法院申请连成发电破产清算。2019年6月27日，连成公司收到《甘肃省永登县人民法院的民事裁定书》（（2019）甘0121民破1号）和《甘肃省永登县人民法院的民事裁定书》（（2019）甘0121民破1号－2），宣告连成公司破产还债，截至2019年5月底，连成发电资产负债率298.50%。

此外，大唐甘肃发电有限公司转让大唐甘肃发电有限公司甘谷发电厂全部资产；大唐吉林发电有限公司挂牌转让大唐辽源发电厂1/2号机组；大唐国际发电股份有限公司挂牌转让辽宁调兵山煤矸石发电有限公司40%股权；大唐集团转让河北国华定州发电有限责任公司19%股权。根据国家企业信用信息公示系统查询结果，上述转让均未完成。

国电电力：

2019年11月13日，国电电力七届六十五次董事会审议通过了《关于申请宣威公司破产清算的议案》，同意国电电力作为债权人向人民法院申请国电宣威发电有限责任公司（以下简称“宣威公司”）破产清算；同时审议通过《关于宣威

公司破产重整计划的议案》，在法院受理破产申请并指定管理人接管宣威公司后，将9号、10号2台完成超低排放改造的机组和公用系统设备整体打包作为有效资产出售给投资人（无其他投资人，则由国电电力或其下属分子公司回购），其他资产由管理人根据法律规定进行处置，完成破产清算程序，予以注销。截至2019年9月底，宣威公司资产负债率225.02%，有息负债51.15亿元（含国电电力借款50.58亿元）。

华能国际：

华能国际控股子公司洛阳阳光热电有限公司于2019年5月31日申请破产清算，河南省洛阳市中级人民法院于2019年7月23日裁定〔(2013)洛民五破字第1－19号〕，宣告洛阳阳光热电有限公司破产。

二、火电行业重要影响因素

1.上网电价和煤炭成本为影响火电行业企业收入和成本最为显著的因素之一。煤炭成本在煤电总成本中占比高，其供应稳定程度影响火电企业经营稳定性，同时煤炭价格走势将严重影响火电企业经营成本。现行燃煤发电标杆电价机制将于2020年改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，且首年电价暂不上浮，或将进一步加剧电力供应市场竞争，火电电价让利将影响火电企业收入水平；但中长期看，市场化改革有望推进上网电价理性回归，电价折价有望缩窄。

煤炭供应

近年来，政策导向逐步淘汰煤炭落后产能，同时环保安监要求趋严，单一煤矿出现安全事故连带区域性矿区全部停产，导致煤炭供给减少，煤炭价格于2015年底快速回升并高位盘整。目前，煤炭行业供给侧结构性改革已经渡过了大规模产能清退阶段，后续行业整合将更加深入，但行业产能去化潜力已有限。受下游部分地区限煤政策以及优质产能释放影响，2019年以来，煤炭供需趋于宽松，电煤价格有所下降。此外，海外煤价跌幅较大，国内火电企业在电价市场化的推动下加强成本端控制，增加海外低价煤采购，2019年1－10月，中国累计进口煤量2.76亿吨，同比增长9.6%，国际煤价的下跌对国内煤价亦形成冲击。

图5 全国电煤价格指数

资料来源：Wind

为应对火电企业煤炭成本长期高企问题，保障火电燃料供应稳定性，2019年11月底，国家发展改革委办公厅发布《关于推进2020年煤炭中长期合同签订类型有关工作的通知》（发改办运行〔2019〕1098号，以下简称“《通知》”），要求切实提高中长期合同签订的数量，其中中央和各省区市及其他规模以上煤炭、发电企业集团签订的中长期合同数量，应达到自有资源量或采购量的75%以上，较2019年水平有合理增加，鼓励引导新投产煤矿签订更高比例的中长期合同。支持签订2年及以上量价齐全的中长期合同。鼓励多签有运力保障的三方中长期合同。同时要求国家铁路集团依据运输能力，组织指导有关运输企业进行运力衔接；加大运力配置比例，优先保障中长期合同兑现，加快构建现代煤炭物流体系等。价格方面，仍坚持“基准价+浮动价”定价机制，协商确定年度中长期合同价格；若无法对基准价达成一致，则下水煤合同基准价执行2019年度水平，铁路直达煤合同基准价由下水煤基准价格扣除运杂费后的坑口平均价格和供需双方2019年月度平均成交价格综合确定，两类价格权重各占50%；浮动价均可结合环渤海煤炭价格指数、CCTD秦皇岛港煤炭价格指数等综合确定。

通过中长期合同方式，火电企业可一定程度上控制成本波动范围，并保障电煤供应的稳定。

火电上网电价

2004年以来，燃煤发电标杆上网电价及煤电价格联动机制逐步建立，并成为上网电价形成的重要基准。近年来，随着电力市场化改革的不断深化，竞争性

环节电力价格加快放开，现行燃煤发电标杆上网电价机制已难以适应形势发展，突出表现为不能有效反映电力市场供求变化、电力企业成本变化，不利于电力上下游产业协调可持续发展，不利于市场在电力资源配置中发挥决定性作用等。为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》精神，有序放开竞争性环节电力价格，提升电力市场化交易程度，2019年10月21日，国家发展和改革委员会发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号，以下简称“《电价指导意见》”）。《电价指导意见》提出将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，对电力交易中心依照电力体制改革方案开展的现货交易，可不受此限制；国家发改委将根据市场发展适时对基准价和浮动幅度范围进行调整；暂不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户用电对应的电量以及燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。《电价指导意见》将于2020年1月1日起实施，并约定实施“基准价+上下浮动”价格机制的省份，2020年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升，燃煤发电上网电价形成机制改革后，现行煤电价格联动机制将不再执行。

《电价指导意见》的实施将一定程度推动电力价格市场化，但在全社会用电需求增速平稳，并确保用户端用电成本相对稳定的前提下，电力企业将采取降电价的方式争取市场电量。短期看，目前仍没有参与市场交易的工商业用户自身参与市场交易的意愿不强，且整体议价能力偏弱，暂不上浮的市场化价格将主要影响已参与市场交易的工商业用户交易电价，并可能进一步压缩煤电企业利润水平；但中长期看，由于煤炭价格大幅回落的可能性较小，浮动价格机制将推动上网电价竞价的理性回归，电价折价有望缩窄。

2.行业及区域性竞争程度亦为火电企业经营效率的主要影响因素之一。目前电力行业已出现产能过剩问题，政策不断推进电力行业供给侧改革，严控装机规模快

速增长和淘汰落后产能，并逐步推进供给侧电源结构改革，火电装机容量和发电量增长均承压较大。

近年来，国家不断出台政策，限制已出现严重产能过剩问题的省份和地区推进火电建设。《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》指出，应强化燃煤发电项目的总量控制，所有燃煤发电项目都要纳入国家依据总量控制制定的电力建设规划（含燃煤自备机组）。及时发布并实施年度煤电项目规划建设风险预警，预警等级为红色和橙色的省份，不再新增煤电规划建设规模，确需新增的按“先关后建，等容量替代”原则淘汰相应煤电落后产能；除国家确定的示范项目首台（套）机组外，一律暂缓核准和开工建设自用煤电项目（含燃煤自备机组）。

2019年3月，国家发改委、国家能源局发布《关于深入推进供给侧结构性改革进一步淘汰煤电落后产能促进煤电行业优化升级的意见》（发改能源〔2019〕431号，以下简称“《意见》”），指出要有力有序淘汰煤电落后产能，加快煤电产业新旧动能转换，实现煤电行业清洁高效有序发展。《意见》明确要求符合以下条件之一的燃煤机组应实施淘汰关停：不具备供热条件的单机5万千瓦级及以下纯凝煤电机组、不具备供热条件的大电网覆盖范围内单机10万千瓦级及以下的纯凝煤电机组和单机20万千瓦级及以下设计寿命期满的纯凝煤电机组；设计寿命期满且不具备延寿条件的现役30万千瓦级纯凝煤电机组；不实施改造或改造后供电煤耗、污染物排放、以及水耗仍不达标的煤电机组；《打赢蓝天保卫战三年行动计划》明确的重点区域范围内30万千瓦级及以上热电联产机组供热半径15公里范围内的落后燃煤小热电机组；有关法律法规及标准等要求应予以关停或国务院有关部门明确要求关停的机组。在国家明确淘汰关停保准的基础上，鼓励各地进一步加大煤电落后产能淘汰力度，其关停容量指标可通过交易方式用于需通过等量替代建设的煤电项目。

2019年5月，国家发改委发布《关于做好2019年重点领域化解产能工作的通知》及附件《2019年煤电化解过剩产能工作要点》（以下简称“《工作要点》”），《工作要点》指出2019年的目标任务为淘汰关停不达标的落后煤电机组，依法

依规清理整顿违规建设煤电项目，发布实施煤电规划建设风险预警，有序推动项目核准建设，严控煤电新增产能规模，按需合理安排应急备用电源和应急调峰储备电源。落后产能淘汰方面，列入2019年煤电淘汰落后产能目前任务的机组，出地方政府明确作为应急备用电源的机组外，应在2019年底前完成拆除工作，需至少拆除锅炉、汽轮机、发电机、输煤栈桥、冷却塔、烟囱中的任两项。整顿违规方面，对未核先建、违规核准、批件不符、开工手续不全等违规煤电项目，依法依规停工并予以处罚，不得办法电力业务许可证，不予并网；结合各省份煤电规划建设风险预警等级，研究适时按需分类将取齐（补齐）手续的停建、缓建项目移出名单。风险预警方面，从煤电建设经济性预警指标、煤电装机充裕度预警指标、资源约束指标三个方面对31个省、市、自治区煤电规划建设风险预警作出了等级划分。装机充裕度指标为红色和橙色的省份，原则上不新安排省内自用煤电项目投产，要暂缓核准、暂缓新开工建设省内自用煤电项目，确有需要的，有序适度安排煤电应急调峰储备电源；装机充裕度指标为绿色、资源约束指标为红色的地区，严格控制新核准、新开工建设煤电项目规模；必须密切跟踪电力（供需）形势变化，合理控制建设节奏，防范出现新的煤电产能过剩。

整体看，目前电力行业已出现产能过剩问题。根据《2022年煤电规划建设风险预警》（国能发电力〔2019〕31号），约25%的省份已出现煤电装机明显冗余、系统备用率过高预警，区域内市场竞争激烈（见附件1）。国家不断出台政策淘汰落后产能，同时限制已出现装机容量过剩预警的地区新增装机扩张，同等条件下优先可再生能源机组并网发电，鼓励火电参与应急调峰。火电装机容量和发电量的增长均承压较大。

三、行业格局

1.电力行业集中度较高，原有“五大四小”集团在电力行业占据绝对优势，且电力行业对于资源、资金和技术均具有较高要求，已具备较强竞争力的火电企业仍将保持规模优势、区位优势。近年来，国家不断推进行业资本整合、资源整合，原神华集团有限责任公司和中国国电集团有限公司重组成立国家能源投资集团有限责

任公司，形成中国第一大一次能源及二次能源生产巨头，实现煤电联动效应，有效增强其资本实力及综合竞争力。同时，面对火电企业持续性经营压力，国家亦推动煤电资源区域整合，提升煤电经营效率。

2016年7月，国务院办公厅公布《关于推进中央企业结构调整与重组的指导意见》，鼓励煤炭、电力、冶金等产业链上下游中央企业重组，打造全产业链竞争优势，更好发挥协同效应。2017年8月，中国国电集团有限公司（以下简称“国电集团”）收到国务院国资委《关于中国国电集团公司与神华集团有限责任公司重组的通知》（国资发改革〔2017〕146号），同意国电集团与神华集团有限责任公司（以下简称“神华集团”）合并重组，神华集团更名为国家能源投资集团有限责任公司（以下简称“国家能源集团”），作为重组后的母公司，吸收合并国电集团。本次合并完成后，国电集团注销，国家能源集团作为合并后公司继续存续。2018年8月27日，国家能源集团和国电集团收到国家市场监督管理总局反垄断局出具的经营者集中反垄断审查不予禁止决定书，至此合并协议约定的合并交割条件全部满足，即日起实施集中。

两家合并后成立的国家能源集团为中国第一大一次能源和二次能源生产公司，煤和电的产量都占全国总产量15%左右。截至2019年9月底，国家能源集团资产总额17625.61亿元，所有者权益7087.48亿元；2019年前三季度实现收入4092.53亿元，利润总额616.45亿元。神华集团与国电集团强强联合是近年来煤炭电力行业规模最大的重组案例，其产业链上下游的联合重组，对于推进煤电一体化、稳定煤炭市场、促进行业可持续发展和企业转型升级均具有重要意义。

由于电力行业产能过剩，火电机组发电效率受限，部分深度调峰机组持续中低负荷运行；且煤炭成本持续高企，火电企业经营压力大，已出现全行业政策性亏损问题。根据国务院国资委统计数据，截至2018年底，五大煤电央企合计煤电厂474家，装机容量5.2亿千瓦，平均资产负债率73.1%；其中亏损企业257家，占比54.2%，累计亏损379.6亿元，平均资产负债率88.6%。2019年11月，国务院国资委发布《中央企业煤电资源区域整合试点方案》（以下简称“《方案》”），自2019年开始启动，用3年左右时间开展中央企业重点区域煤电资源整合试点

工作，通过区域整合优化资源配置，淘汰落后产能，减少同质化竞争，缓解电力企业经营困难，促进电力行业健康可持续发展。力争到2021年底，试点区域产能结构明显优化，煤电协同持续增强，运营效率稳步提高，煤电产能压降四分之一至三分之一，平均设备利用小时明显上升，整体减亏超过50%，资产负债率明显下降。

《方案》确定首批试点将在煤电产能过剩、煤电企业连续亏损的区域推进，包括新疆、青海、宁夏、甘肃和陕西5省，原则上根据中国华能集团有限公司（以下简称“华能集团”）、中国华电集团有限公司（以下简称“华电集团”）、大唐集团、国家电力投资集团有限公司（以下简称“国电投集团”）和国家能源集团5家集团所在省级区域煤电装机规模、经营效益确定牵头单位，在此基础上，综合考虑地区电价，过剩产能消纳、煤电联营、各企业区域战略发展规划等因素，确定华电集团牵头新疆，国电投集团牵头青海，国家能源集团牵头宁夏，华能集团牵头甘肃，大唐集团牵头陕西。试点将稳妥开展资产重组置换，以产权无偿划转为主，市场转让为辅，尽量不产生现金交易，人员、负债随资产一并划转。上市公司所属煤电企业，将股权上移至母公司后再划转，也可以市场化方式转让或置换。此外，《方案》提出要推动企业转型升级，在试点区域带头打造高效清洁可持续发展的煤电产业；同时，支持企业积极引入外部资本，牵头单位要通过债转股、引战投等措施加快降低试点区域煤电企业负债率，积极探索混合所有制改革。

在火电行业产能过剩、成本高企的背景下，煤电联动的行业整合以及火电企业的区域性整合已是大势所趋，若能有效提升产业协同效应，整合高效资源，将有利于火电企业控制成本、提升火电机组运营效率，进而实现扭亏，提升综合竞争力。

2.电力市场化改革逐步推进，电力交易上市建设逐步完善，交易电量显著提升；但由于竞价让利，交易电量的提升压缩了火电企业的利润水平。

电力市场化改革要求加快组织发电企业与购电主体签订发购电协议（合同）、逐年减少既有燃煤发电企业计划电量、规范和完善市场化交易电量价格调整机制、有序放开跨省跨区送受电计划、允许优先发电指标有条件市场转让、参与市

场交易的电力用户不再执行目录电价以及采取切实措施落实优先发电、优先购电制度等；通过组建电力交易机构来搭建用户和发电企业的交易平台，逐步取消电网公司的售电业务，推行电力行业的市场化运营；同时鼓励社会资本投资成立售电主体，并向符合条件的市场主体放开增量配电网投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。

根据中电联相关统计数据，2019年1－10月，全国电力市场中长期电力直接交易电量1合计为16967亿千瓦时，占全社会用电量比重为28.6%。其中，省内电力直接交易电量合计为15715亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为1252.1亿千瓦时，分别占全国电力市场中长期电力直接交易电量的92.6%和7.4%。分区域来看，国家电网区域中长期电力直接交易电量合计为12398.7亿千瓦时，占该区域全社会用电量的比重为26.6%；南方电网区域中长期电力直接交易电量合计为3387.6亿千瓦时，占该区域全社会用电量的比重为33.2%；蒙西电网区域中长期电力直接交易电量合计为1180.8亿千瓦时，占该区域全社会用电量的比重为49.5%。

2019年1－10月，全国各电力交易中心组织开展的各类交易电量2合计为21971.8亿千瓦时，较上年同期增长超过35%。省内中长期交易电量合计为17582.4亿千瓦时，其中电力直接交易15715亿千瓦时、发电权交易1677.4亿千瓦时、抽水蓄能交易116.2亿千瓦时、其他交易73.8亿千瓦时。省间交易（中长期和现货）电量合计为4389.5亿千瓦时，其中省间电力直接交易1252亿千瓦时、省间外送交易（网对点、网对网）2961.8亿千瓦时、发电权交易175.6亿千瓦时。分区域来看，国家电网区域各电力交易中心完成电力交易规模合计为16602.2亿千瓦时，其中北京电力交易中心组织完成省间交易（中长期和现货）电量合计为4022.7亿千瓦时；南方电网区域各电力交易中心完成电力交易规模合计为4050.3亿千瓦时，其中广州电力交易中心组织完成省间交易电量合计为309亿千瓦时；

1指符合市场准入条件的电厂和终端购电主体通过自主协商、集中竞价等直接交易形式确定的电量规模，包括省内电力直接交易电量和省间电力直接交易（外受）电量。以交易的结算口径统计。

2指电力交易中心组织开展的各品类交易电量的总规模，分为省内交易和省间交易，其中省内交易包括省内电力直接交易、发电权交易、抽水蓄能交易和其他交易；省间交易包括省间电力直接交易、省间外送交易（网对网、网对点）、发电权交易和其他

交易。以交易的结算口径统计。

蒙西电力交易中心完成电力交易规模合计为1319.3亿千瓦时，其中省间交易电量合计为19.2亿千瓦时。

2019年，全国电量交易规模较上年同期大幅增长，但在目前的电力市场过剩加剧、经济稳增长压力加大的背景下，竞价机制容易引发过度竞争，加剧电价水平下降，企业盈利空间进一步压缩。

四、2019年1－10月火电企业债券市场回顾

1.2019年1－10月债券发行情况

2019年1－10月，火电行业共发行各类型债券273只，发债总额4418.50亿元。2019年1－10月发债数量及发债总额分别较上年同期增长32.37%和2.80%。

从发债主体级别情况来看，2019年1－10月，火电行业发债主体共33家，其中，AAA主体24家（占72.73%），AA+主体8家（占24.24%）和AA主体1家（占3.03%）。从债券类型来看，2019年1－10月，火电企业所发行的债券中超短期融资债券146只（发行规模合计2514.50亿元），一般短期融资债券5只（发行规模度合计115.00亿元），一般中期票据61只（发行规模合计909.00亿元），一般公司债59只（发行规模合计852.00亿元），一般企业债2只（发行规模合计28.00亿元）；发行债券品种以超短期融资债券为主。

图6 2019年1－10月火电企业新发行债券情况

资料来源：Wind，联合资信整理

总体看，在当期融资环境偏紧和信用风险偏好下降的环境下，电力债券市场发行主体以高等级主体AAA为主，且发行品种多为用于资金周转的超短期融资券。

1.2019年1－10月火电企业违约情况

2019年1－10月，火电企业未发生公募债券违约情况。

2.2019年1－10月级别迁移情况

截至2019年10月底，火电行业存在有效级别的发行主体共43家，其中AAA 级主体26家（占60.47%），AA+级主体13家（占30.23%），AA级主体2家（占4.65%），AA－级主体1家（占2.33%），CCC级主体1家（占2.33%）。其中，华晨电力股份公司3主体级别被连续下调至CCC。

总体看，2019年以来火电行业发展稳定，除1家火电企业级别下调，其他火电企业未发生级别调整。

3.截至2019年10月底存续债到期情况

截至2019年10月底，火电行业存续债券合计408笔，债券余额合计约7206.55亿元。从债券类型来看，截至2019年10月底火电企业存续债券中超短期融资债券余额1181.00亿元（占16.39%），一般短期融资债券余额95.00亿元（占1.32%），一般中期票据债券余额2905.00亿元（占40.31%），一般公司债债券余额2447.81亿元（占33.97%），一般企业债债券余额577.74亿元（占8.02%）；发行债券品种以超短期融资债券为主。从级别来看，AAA级债券余额合计6880.86亿元（占95.50%），AA+级债券余额合计297.19亿元（占4.12%），AA 级债券余额合计5.00亿元（占0.07%），AA－级债券余额3.50亿元（占0.05%），CCC级债券余额20.00亿元（占0.28%）。

3华晨电力股份公司债务负担较重、受限资产占比较大、扣除非经常性损益后的净利润为负、现金收入比大幅下降；同时，受其控股股东违约影响，华晨电力股份公司融资环境受到明显不利影响，筹资活动现金流入同比大幅下降、筹资活动现金流量由

净流入转为净流出。鉴于此，联合信用评级有限公司连续两次下调华晨电力股份公司主体长期信用等级至CCC。

图7 截至2019年10月底火电企业存续债券情况

资料来源：Wind，联合资信整理

2019年11月－2020年12月，火电行业到期债券（含附回售条件行权的债券）共170笔，到期债券余额2763.84亿元，涉及到期债券主体39家。其中，2019年11月和12月、2020年2月和4月债券到规模相对较大，分别为452.10亿元、264.91亿元、256.00亿元和401.80亿元。

表1 2019年10月底存续债券到期兑付情况（单位：亿元、笔）

2020年火电行业研究报告及展望

2019.12.30 2020年火电行业 研究报告及展望

2020年火电行业研究报告及展望 中国是全球电力生产第一大国，发电量约占全球发电量总额的四分之一。中国电源结构看，截至目前，火电装机容量占比超过60%，2019年1－10月火电发电量占比超过70%。火电长期以来在电力系统中承担着电力安全稳定供应、应急调峰、集中供热等重要的基础性作用。本报告研究以2019年以来火电分析为主。 一、火电行业现状 1.电力市场需求保持平稳增长，第二、三产业用电贡献度大。 根据中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）相关统计数据显示，2019年1－10月，中国全社会用电量59232亿千瓦时，同比增长4.4%，增速比上年同期回落4.2个百分点，受社会经济趋势下行的影响，叠加2018年冬季寒潮和夏季高温导致用电量超预期增长带来的高基数因素，各产业用电量增速全面回落。分产业看，第一产业用电量647亿千瓦时，同比增长5.2%，占全社会用电量的1.1%；第二产业用电量39867亿千瓦时，同比增长3.0%，增速比上年同期回落4.2个百分点，占全社会用电量的67.3%，对全社会用电量增长的贡献率为45.7%；第三产业用电量9941亿千瓦时，同比增长9.3%，增速比上年同期回落3.8个百分点，占全社会用电量的16.8%，对全社会用电量增长的贡献率为33.6%；城乡居民生活用电量8777亿千瓦时，同比增长5.9%，增速比上年同期回落5.2个百分点，占全社会用电量的14.8%，对全社会用电量增长的贡献率为19.4%。整体看，2019年以来，中国全社会用电量保持平稳增长，第二产业及其制造业各季度用电量增速相对平稳，高技术及装备制造业、消费品制造业、其他制造业第三季度用电增速环比回升；化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高载能行业用电量增速有所回落；第三产业绝大部分行业均实现较快增长，特别是随着电能替代力度的加大及电能应用领域的扩展，2019年

浅谈中国火力发电能耗状况及展望

浅谈中国火力发电能耗状况及展望 发表时间：2016-07-04T16:38:37.333Z 来源：《电力设备》2016年第9期作者：吴海华[导读] 我国的火电技术与发达国家相比已达到同一水平。然而火力发电是能耗大户，进一步降低其能耗水平依然是火电发展的长远目标。 吴海华 （中国机械设备工程股份有限公司） 摘要：通过近十多年的发展，高效能、大容量发电机组逐步取代低效率、小容量的发电机组，我国火力发电的煤耗率呈现逐年下降趋势。但是火力发电依然是耗能大户，挖掘火力发电的潜在节能点，对于满足“十二五”关于节能减排的要求有重要作用。文章分析了我国近１０年来火力发电煤耗率的变化趋势，并与部分发达国家进行对比。随着技术的不断创新和管理的到位，我国火电能耗水平将进一步降低，预计到２０２０年，我国火电供电煤耗率有望降低到３００ｇ／ｋＷ?ｈ以下。关键词：火力发电；能耗率；节能减排 １概述 充足的能源储备是国民经济健康发展的物质基础，煤矿储备丰富而石油天然气相对贫乏的能源结构决定了煤矿在我国一次能源生产消费中占据举足轻重的地位。数据表明，在我国的一次能源消费中，火力发电量在总发电量中的比例长期维持在８０％以上，用于发电的原煤在煤炭的消费总量中占比更是超过５０％［１］。进入２１世纪以来，电力行业迅猛发展，尤其是太阳能、风能以及核能等新能源技术的日益创新使清洁能源发电量在总发电量中的比重有所上升，到２０１４年，受清洁能源影响，火力发电占总发电量比例下降到约６６％，尽管如此，火力发电由于其巨大的发电总量依然是我国电力供应的主要方式。如何降低火力发电能耗是我国工业实现节能减排目标的重大课题。 受多方面因素的影响，如小型火力发电机组的陆续关停、大型和超大型火力发电机组的不断增加，再加上技术创新以及监管措施的到位，火力发电的煤耗水平呈现逐年下降趋势，图１为２００４～２０１４年我国６千千瓦以上火力发电厂发电煤耗率和供电煤耗率的变化情况。从图中可以看出在２００４年至２０１４年的１０年间，火力发电的供电煤耗率从３７６ｇ／ｋＷｈ下降到３１８ｇ／ｋＷｈ，降幅达１５．４％。即使如此，与发达国家相比，我国的火力发电能耗水平仍处于较低水平，正确认识我国火力发电的能耗水平，进一步挖掘火力发电的节能潜力，降低火力发电的能耗水平，是火力发电从业者必须面对的问题。 ２国内外火力发电能耗对比 表１为２００５年至２０１０年我国与部分发达国家的火力发电厂的发电煤耗率对比情况，从中可以明显看出，与发达国家相比，我国的火力发电煤耗率仍然处于较高水平。以日本为例，２０１０年发电煤耗率为２９３ｇ／ｋＷｈ，而我国同时期为３１２ｇ／ｋＷｈ，明显高于日本，即使到２０１４年，我国的火电厂发电煤耗率有明显下降，达到２９７ｇ／ｋＷｈ，也依然高于日本４年前的水平，表明了我国火力发电技术与世界先进水平之间还有一定的差距。 然而以上结论是在排除各国发电构成的前提下完成的。实际上我国与其它国家之间在发电构成上存在极大差异，这种不同扩大了我国与发达国家之间的火力发电水平差距。火力发电包括多种方式，除传统的燃煤发电外，还有燃气、燃油发电、垃圾发电、生物发电等，燃油和燃气发电由于可以采用燃气蒸汽循环系统等方式，在燃料性质和发电方式上具有优越性，其发电效率要优于燃煤发电。日本的火电煤耗率较低的一大原因就是其火电总机组中燃油和燃气发电机组的比例高达３５％以上，韩国的燃油和燃气机组占比也达到２０％以上；在表１中煤耗率最低的意大利，其燃油、燃气机组占火电总机组的比例更是高达６４％。相对而言，以燃煤为主的国家，其煤耗率则会显著提升，如几乎完全依靠燃煤发电的南非，在２００２年其煤耗率为４５５ｇ／ｋＷｈ。除此之外，燃煤发电比率超过５０％的澳大利亚、波兰等国家，其供电煤耗率均在３５０ｇ／ｋＷｈ以上，因此我国虽然在发电煤耗率上高于这些发达国家，一部分原因就在于供电结构的极大差异，并不意味着我国的火电技术大幅落后。 表１中国及部分发达国家火力发电厂发电煤耗率／（ｇ／ｋＷｈ）

行业营运能力分析报告

深圳中企智业投资咨询有限公司

行业营运能力分析 (最新版报告请登陆我司官方网站联系) 公司网址: https://www.wendangku.net/doc/1b12604116.html, 1

目录 行业营运能力分析 (3) 第一节2010-2014年视频监控行业总资产周转率分析 (3) 第二节2010-2014年视频监控行业净资产周转率分析 (3) 第三节2010-2014年视频监控行业应收账款周转率分析 (5) 第四节2010-2014年视频监控行业存货周转率分析 (6) 第五节2015-2019年视频监控行业营运能力预测 (7) 2

3 行业营运能力分析 第一节 2010-2014年视频监控行业总资产周转率分析 总资产周转率（Total Assets Turnover ）是指企业在一定时期业务收入净额同平均资产总额的比率。 总资产周转率综合反映了企业整体资产的营运能力，一般来说，资产的周转次数越多或周转天数越少，表明其周转速度越快，营运能力也就越强。企业可以通过薄利多销的办法，加速资产的周转，带来利润绝对额的增加。在此基础上，应进一步从各个构成要素进行分析，以便查明总资产周转率升降的原因。企业可以通过薄利多销的办法，加速资产的周转，带来利润绝对额的增加。存货周转率分析的目的是从不同的角度和环节上找出存货管理中的问题，使存货管理在保证生产经营连续性的同时，尽可能少占用经营资金，提高资金的使用效率， 增强企业短期偿债能力，促进企业管理水平的提高。 图表- 1：2010-2014年视频监控行业总资产周转率分析 数据来源：中国安全防范产品行业协会 第二节 2010-2014年视频监控行业净资产周转率分析 净资产周转率用来分析企业资产的周转速度，速度越快，企业销售能力越强，

火电行业的环保现状及发展

2006年我国发电量分布图（单位：亿千瓦时） 火电 水电 核电

近年来，全国用电量一直上升，尤其是第二产业，如矿业，制造业，电力、燃气及水的生产和供应业，建筑业等的用电需求。而火电发电量比重在80％以上，说明火电在电力构成中仍占统治地位。 截至2006年底，中国环境统计的煤炭消费总量达到了23.7亿吨，与去年同比增长4.79％。其中，火电燃煤量达12.63亿吨，约占煤炭消费总量的53.29％。从我国2000—2006年全国及火电燃煤量变化情况可以看出，火电用煤所占比重逐年稳步增加，目前火电用煤已达总煤炭消费的50％以上，成为最大的消费途径。 2005年大气污染物排放情况 从我国2000—2006年火电大气污染物排放变化情况可以看出，我国火电SO[,2]排放虽然逐年增长，但是增长幅度正在逐渐减少；火电NO[,X]排放正逐年增加；火电CO[,2]排放与火电耗煤基本成比例增加。 电力结构不合理，忽视资源与环境承载力 我国火电总装机容量占总装机容量的77.82％，比例高于世界平均水平，清洁

能源的电力发展跟不上。目前的火电中小火电占比例较大，全国平均单机容量不足7万千瓦。2006年新增机组中燃煤火电装机容量占到了88％。 火电建设对煤炭的需求及依赖程度过高。因此在电源点的布置上过多地考虑煤炭成本，对资源与环境承载力考虑不够，形成不理性的电厂群现象，已造成局地大气污染和生态环境形势严峻，并成为酸雨源。由此带来的环境影响主要表现在酸雨现象及温室效应的加剧。 在内蒙古、山西、宁夏、陕西等缺水地区，火电厂较高的耗水指标逐步对有限的地表水资源构成了威胁，从而对原本就较脆弱的生态环境构成了现实的和潜在的破坏性，该区域面临的最大挑战是水资源和生态环境的承载力问题。在“长三角”、“珠三角”火电厂比较集中的区域，除了二氧化硫、氮氧化物、PM[,10]等大气污染物排放量较大，对大气环境造成巨大压力之外，还涉及到集中温排水的问题，对水生生态产生一定的影响。 除此之外，还会对周围产生一定的辐射剂量。 近年来，电力行业通过采取关停小火电、实行上大压小和节能发电调度办法，以及规范小火电的价格和收费管理等一系列措施，节能降耗取得了很大的成绩，供电煤耗大幅度降低。 2006年我国供电煤耗为366克／千瓦时，当前世界先进水平的供电煤耗是285克／千瓦时，世界平均水平为335克／千瓦时。我国当前供电煤耗相当于发达国家1990年左右的平均水平。目前我国不同等级机组的供电煤耗差距较大，有些小机组的煤耗已超过了500克／千瓦时，而我国具有国际先进水平的百万千瓦级超临界燃煤机组浙江华能玉环电厂（2×1000MW）的供电煤耗为283.2克／千瓦时。 因此，对火电行业的节能减排，我们可以从以下几点入手： 1、调整我国产业布局,从根源上减少污染气体排放 截至2006年底，我国全社会用电量达到28248亿千瓦时。其中工业用电量为21354亿千瓦时，占75.6％，其中轻、重工业用电量比例为1∶4.12。资料表明，目前发达国家工业用电的比例一般在36～46％，与发达国家相比我国的工业用电比例较大。我国工业发展过快尤其是重工业发展加快以及重工业本身的生产技术水平低导致了社会用电量的增长加快，已成为带动全社会用电量快速增长的主

中国能源现状

中国能源现状及发展前景分析 学号；作者： [ 摘要] 能源是人类社会生活和发展的物质基础，一直为世界各国所重视。本文从中国能源现状的分析入手，对石油、天然气、煤炭、电力四大主要能源现状作了初步考察，充分认识到我国能源面临着一系列挑战。同时对我国实现社会主义现代化征途中对能源的发展前景进行了展望和对策分析。 [ 关键词] 能源；现状；挑战；发展前景；中国 一直以来, 能源问题都被世界各个国家所重视, 因为能源是人类社会生活和发展进步的物质基础。在过去的20 世纪中, 人类使用的能源主要有四种, 就是原油、天然气、煤炭和电力。而根据国际能源机构的统计, 假使按目前的势头发展下去, 不加节制, 那么,地球上原油、天然气、煤炭三种能源供人类开采的年限, 分别只有40 年、60 年和220 年了。进入21 世纪, 能源问题的重要性更是越来越突出, 确切地说, 能源问题已经不仅仅是某一个国家的问题,而是整个世界, 整个人类社会所要面对和所要解决的问题。 一、我国能源的现状 我国既是能源的消费大国, 也是能源的生产大国。虽然1990年以来能源生产总量已名列前茅, 但人均占有能源消费量只有发达国家的5%-10%; 但在另一方面, 每万美元国民生产总值能耗方面则为世界各国之首, 为印度的2.2 倍, 为发达国家的4-6 倍; 使用能源的设备效率偏低, 又造成能源的浪费, 能源利用效率不高。[1]再者, 我国能源生产与消费以煤及石油为主, 造成严重的环境污染。 （一）煤炭资源 中国是世界最大煤炭生产国和消费国。我国以煤为主的能源结构在相当长的时间内难以改变。然而, 煤炭利用严重污染环境, 据统计, 每燃烧1 吨标准煤排放二氧化碳约26 公斤, 排放二氧化硫约24 公斤、排放氮氧化物约7 公斤。[2] 这不仅影响和危害人类的身体健康, 还直接影响人类赖以生存的条件。 （二）石油资源 我国石油资源相对短缺。中国目前有待发现和探明的石油资源比较丰富, 但勘查难度比较大。随着社会经济的发展, 我国的石油需求量将会越来越大。据有关部门预测, 到2020 年, 我国石油消费量最少也要4.5 亿t, 届时石油的对外依赖度将有可能接近60%。国际能源署公布的数据甚至称, 到2030 年中国进口石油占石油总需求的百分比将激增至80%以上。[3] （三）天然气资源 天然气是一种清洁和使用方便的能源, 我国是开发利用天然气最早的国家, 天然气资源储藏量达380000 亿立方米, 目前已探明储量仅占5%, 天然气在能源结构中的比重仅占2.1%, 为世界平均水平的十分之一。目前, 国家已开始全国天然气管网的大规模建设,特别是启动了西部大开发序幕性工程的"西气东输"工程, 为天然气的合理利用打下了坚实的基础。 （四）电力资源 过去十多年, 中国电力工业高速发展, 2003 年发电量为1990年的3 倍。2003 年, 发电装机容量391 40GW。到2004 年5 月, 发电装机容量达400GW。2004 年9 月, 水电装机容量达100GW, 居世界首位。全国1GW以上电站共有107 个, 最大水电站是三峡水电站, 已装机5 9GW; 最大火电站是山东德州电站, 2 4GW; 最大核电站是广东岭澳核电站, 1 98GW。[4] 但是, 中国20 世纪60 年代中期出现大范围缺电。造成严重缺电局面的原因是多方面的, 但主要是体制问题, 包括: 高耗电产业过度发展, 电力预测和规划失误, 以及电力改革尚未从根本上改变垄断经营格局等。

世界火力发电机组的发展历史及现状

世界火力发电机组的发展历史及现状, 论证采用超临界和超超临界参数将是新世纪初火力发电厂主要发展方向之一，近而说明我厂三期建成一台超临界机组符合时代发展的要求。 关键词：火力发电机组；超临界 1 前言 对我厂三期工程建设一台亚临界机组还是超监界机组的问题进行分析论证。并最终得出结论。 2 超临界化发展模式的成功实践 超临界火电机组是常规蒸汽动力火电机组的自然发展和延伸。提高蒸汽初参数一直是提高这类火电厂效率的主要措施。当蒸汽压力提到高于22.1MPa时就称为超临界机组，如果蒸汽初压力超过27MPa，则称为超超临界火电机组。目前一些发达国家中，超临界和超超临界机组巳是火电结构中的主导机组或是占据一个举足轻重的比例，也就是说火电结构巳经"超临界化"了。以超临界化为特点的对火电结构的更新换代早在20世纪的中叶就已开始。超临界化可以说是火电发展的一种模式，一条道路，是被多国实践证明的成功模式。 美国于1957年投运的第一台125MW超临界机组的参数为31MPa/621℃／566℃／560℃，1958年投运的325MW机组的参数为34.4MPa／649℃／566℃／566℃，实质上它们已是迄今最高参数的超超临界机组。到60年代中期，新增机组中有一半采用超临界参数，但到70年代订货台数急剧下降。根据EPRI的一份调查报告认为，这一下降的原因是多方面的，当时美国缺乏超临界机组调峰运行的经验，最重要的是核电站担负起了基本负荷，因而对带基荷的超临界机组的需求量出现了下降，在采用超临界参数方面出现了反复。在日本和欧洲则情况则有所不同。尽管如此，从宏观上看美国在1967年-1976年的10年期间，共安装118台超临界机组，单机最大容量为1300MW，到80年代初，超临界机组仍增至170余台，占燃煤机组的70％以上，占总装机容量的25.22％，其中单机容量介于500-800MW者占60％-70％，至1994年共安装和投运了9台1300MW的超临界机组。 日本在1967年第一台超临界的600MW机组系从美国引进，在长崎电厂投运。此后日本的超临界压力火力发电得到了迅速的发展。截止1989年3月，日本各大电力公司的48个主要火电厂的总装机容量75870 MW中，超临界压力的为49350MW，占总装机量的65％，比重很大，致使火电机组全国供电煤耗由1963年的366g／kWh 降低到1987年335g／kWh 。1989和1990年在川越电厂投运的两台700MW机组的参数是两次再过热的31MPa /566/566/ 566℃℃℃，在满负荷下的热效率达41.9％，投运以来情况很好。目前在日本，450MW以上的机组全部采用超临界参数。从1993年以后已把蒸汽温度提高到566/593℃℃和593/593℃℃，一次再过热，说明这种等级的超超临界参数已达到成熟阶段。 原苏联也是世界上拥有超临界机级最多的国家，共有224台，总容量达79300MW，凝汽式汽轮机中，超临界机组的容量占48.7％。1963年，苏联投入第一台300MW超临界机组，其热耗率比超高压的200MW机组降低了5.2％。这一成功促使苏联决定，300MW以上的机组全部采用超临界参数。300MW 机组在70年代中期的可用率已达86.4％，1984年雷夫提恩电厂的300MW机组的利用小时达7043小时。德国早在60年代开始发展超临界机组，是研究和制造超临界机组最早的国家之一，但初期容量较小。1972年投运了一台430MW的超临界机组，1979年投入了一台475MW二次再过热的机组。德国VEAG电力公司在1999和2000年于Lippendorf电厂投产的两台900MW褐煤机组，蒸汽参数为26.8MPa/ 554/ 583℃℃，净效率为42％；计划于2002年在Niederaussen 发电厂投产的985MW褐煤机组，使用的蒸汽参数为26MPa/580/600℃℃，由于采用了以超超临界参数为主的多项提高效率的措施，净效率高达45.2％，机组滑压运行，可超负荷5 ％。最低负荷为50％，电厂大修期最少为4年。 丹麦是热能动力方面很先进的国家，在火电机组上也处于领先地位。在1998年在Skaebaek发电厂投产的

格力电器营运能力分析报告

格力电器营运能力分析 一、公司简介 珠海格力电器股份有限公司成立于1991年，是目前全球最大的集研发、生产、销售、格力电器标志服务于一体的专业化空调企业。格力电器旗下的“格力电器”品牌空调，是中国空调业唯一的“世界名牌”产品。格力电器旗下的“格力电器”品牌空调，是中国空调业唯一的“世界名牌”产品，业务遍及全球100多个国家和地区。1995年至今，格力电器空调连续16年产销量、市场占有率位居中国空调行业第一；2005年至今，家用空调产销量连续4年位居世界第一；2011年，格力电器全球用户超过8800万。2012年，格力电器实施全球化品牌战略进入第五年。格力电器将继续发扬“创造资源、美誉全球”的企业精神和“人单合一、速战速决”的工作作风，深入推进信息化流程再造，以人单合一的自主经营体为支点，通过“虚实网结合的零库存下的即需即供”商业模式创新，努力打造满足用户动态需求的体系，一如既往地为用户不断创新，创出中华民族自己的世界名牌！ 二、历史比较分析 资产运用效率，是指资产利用的有效性和充分性。资产运用效率的衡量与分析，对于不同报表使用人各具重要意义。股东通过资产运用效率分析，有助于判断企业财务安全性及资产的收益能力，以进行相应的投资决策；债权人通过资产运用效率分析，有助于判明其债权的物质保障程度或其

安全性，从而进行相应的信用决策；管理者通过资产运用效率分析，可以发现闲置资产和利用不充分的资产，从而处理闲置资产以节约资金，或提高资产利用效率以改善经营业绩。为了帮助大家对格力电器公司有个更好的了解，对格力电器公司的资产运用效率作如下分析: 数据指标值整理如下表 格力电器营运能力历史指标表 表1-1 历史比较分析: 1. 总资产周转率 历史比较分析： 1、总资产周转率 图1—1

火力发电厂行业技术标准及规定清单

火力发电厂行业技术标准、规定清单 A、安装调试试运通用规程标准 1《电力建设工程施工技术管理导则》国家电网公司工［2003］153 号 2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》原电力部[1996] 3《火电工程启动调试工作规定》原电力部[1996] 4《模拟量控制系统负荷变动试验导则》电力部[1996] 5《火电机组热工自动投入率统计方法》电力部[1996] 6《汽轮机甩负荷试验导则》电力部[1996] 7《火电机组启动蒸汽吹管导则》（电综[1998]179 号） 8《火力发电厂锅炉化学清洗导则》DL/T794-2001 9《电力基本建设热力设备化学监督导则》SDJJS03-88 10《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（建质[1996]111 号） 11《火电施工质量检验及评定标准》（电综[1998]全套） 12《火电机组启动验收性能试验导则》电综[1998]179 号 13《电力建设基本工程整套满负荷试运质量监督检查典型大纲》 14《火电机组达标投产考核标准》（中建企协[2006]6 号） 15《化学监督制度》SD246-88 16《火力发电厂水汽化学监督导则》DL/T 561-95 17《电气装置安装工程·电力设备交接试验标准GB50150》 18《电力生产安全工作规定》 19《电力建设安全工作规程(火力发电厂部分)》DL5009—96 20《电力安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)》DL408—91 21《火力发电厂安全、文明生产达标考核实施细则》 22《火电优质工程评选办法》国电公司[2000] 23《火电工程启动调试大纲编制纲要》DZB07-1998 24《火电工程启动试运实施细则》DZB04-1998 25《火电工程竣工验收实施细则》DZB05-1998 26《火电工程调试措施编制纲要》DZB06-1998

BP 2030世界能源展望(中文版)

庆祝BP世界能源统计问世六十年
BP 2030 世 界 能 源 展 望
2011年1月 伦敦

免责声明
本演示文件中包含前瞻性陈述，特别是关于全球经济增长、人口增长、能 源消费、可再生能源的政策支持和能源供应类型等方面的陈述。前瞻性陈述涉 及风险和不确定性，因为它们会受到未来会出现或可能出现的事件和局势之影 响。实际结果可能由于多种因素的作用而有所不同，这些因素包括产品供应、 需求和定价；政治稳定性；整体经济状况；法律和法规；新技术可用性；自然 灾害和恶劣天气条件；战争和恐怖活动或破坏活动；以及本演示文件其他篇幅 讨论到的其他要素。
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目录
页 导言 全球能源趋势 石油(及其他液体燃料) 天然气、电力和煤 哪些因素会改变趋势？ 关键议题 数据来源 4 7 25 45 63 75 80
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欢迎走进《BP2030世界能源展望》
全球能源展望不仅关系到能源企业，它是每个人都面临的问题。在世界范围内，一 场活跃而重要的讨论正在展开，它的议题涉及到大家面临的选择-消费者、生产者、投 资者和政策制定者。我们希望通过共享这份《能源展望》，推动这场讨论。 我们参与这场辩论始于BP的《世界能源统计年鉴》工作，今年是《世界能源统计年 鉴》诞生60周年。这份记录能源生产和使用趋势的统计文件起初仅为BP内部文件，直到 1956年才首次公开发表。 与此类似，这份包含我们对未来能源趋势预测的《能源展望》，迄今为止只在内部 使用。然而我们感到，为公共辩论提供重要信息和分析是企业的责任所在。 更何况， 讨论的内容是对大家至关重要的能源问题，它一方面关系到经济发展，另一方面又影响 着气候变化。 在这份展望中，我们希望确定能源长期发展趋势，并提出对世界经济、政策和技术 演变的观点，从而形成对2030年世界能源市场的预测。这只是预测，而非提议，了解这 种区别很重要。
Energy Outlook 2030Energy Outlook 2030 4 ? BP 2011

火力发电设备行业现状及发展趋势分析

报告编号：1619736

行业市场研究属于企业战略研究范畴，作为当前应用最为广泛的咨询服务，其研究成果以报告形式呈现，通常包含以下内容： 一份专业的行业研究报告，注重指导企业或投资者了解该行业整体发展态势及经济运行状况，旨在为企业或投资者提供方向性的思路和参考。 一份有价值的行业研究报告，可以完成对行业系统、完整的调研分析工作，使决策者在阅读完行业研究报告后，能够清楚地了解该行业市场现状和发展前景趋势，确保了决策方向的正确性和科学性。 中国产业调研网https://www.wendangku.net/doc/1b12604116.html,基于多年来对客户需求的深入了解，全面系统地研究了该行业市场现状及发展前景，注重信息的时效性，从而更好地把握市场变化和行业发展趋势。

一、基本信息 报告名称： 报告编号：1619736 ←咨询时，请说明此编号。 优惠价：￥7380 元可开具增值税专用发票 网上阅读：anSheBeiFaZhanXianZhuangFenXiQianJingYuCe.html 温馨提示：如需英文、日文等其他语言版本，请与我们联系。 二、内容介绍 中国火力发电设备制造业实现跨越式发展，部分产品生产技术已达到国际先进水平，有力...·大功率变频器未来发展趋势分析·2016年污水处理行业发展的有利和不利·中国················· 我国电力工业在外延不断增长的同时，产业素质不断得到提升。火力发电技术和装备水平大幅提高，节能、环保、高效成为火电机组的技术主流。通过技术引进、消化吸收和再创新，超临界机组发电、空冷机组发电等一批先进技术得到广泛应用。从引进技术、消化吸收，到自主创新、优化提高，再到高歌猛进、比肩国外，我国发电设备制造业30年来的傲人跨越，浸透了发电设备领军企业的奋斗不息，更见证了重大技术装备领域30年来的峥嵘岁月。 在我国重大装备领域，目前发电设备是与国际水平差距最小的，也是率先取得突破的领域。这一评价得来不易，但却恰如其分。

财务报表分析作业：营运能力分析()

财务报表分析作业2：营运能力分析 格力电器营运能力分析 一、公司简介 珠海格力电器股份有限公司成立于1991年，是目前全球最大的集研发、生产、销售、格力电器标志服务于一体的专业化空调企业。格力电器旗下的“格力电器”品牌空调，是中国空调业唯一的“世界名牌”产品。格力电器旗下的“格力电器”品牌空调，是中国空调业唯一的“世界名牌”产品，业务遍及全球100多个国家和地区。1995年至今，格力电器空调连续16年产销量、市场占有率位居中国空调行业第一；2005年至今，家用空调产销量连续4年位居世界第一；2011年，格力电器全球用户超过8800万。2012年，格力电器实施全球化品牌战略进入第五年。格力电器将继续发扬“创造资源、美誉全球”的企业精神和“人单合一、速战速决”的工作作风，深入推进信息化流程再造，以人单合一的自主经营体为支点，通过“虚实网结合的零库存下的即需即供”商业模式创新，努力打造满足用户动态需求的体系，一如既往地为用户不断创新，创出中华民族自己的世界名牌！ 二、历史比较分析 资产运用效率，是指资产利用的有效性和充分性。资产运用效率的衡量与分析，对于不同报表使用人各具重要意义。股东通过资产运用效率分析，有助于判断企业财务安全性及资产的收益能力，以进行相应的投资决策；债权人通过资产运用效率分析，有助于判

明其债权的物质保障程度或其安全性，从而进行相应的信用决策；管理者通过资产运用效率分析，可以发现闲置资产和利用不充分的资产，从而处理闲置资产以节约资金，或提高资产利用效率以改善经营业绩。为了帮助大家对格力电器公司有个更好的了解，对格力电器公司的资产运用效率作如下分析: 数据指标值整理如下表： 格力电器营运能力历史指标表表1—1 历史比较分析:总资产周转率 图1—1 总资产周转率是指企业一定时期的主营业务收入与资产总额

学习《新时代的中国能源发展》白皮书感悟心得体会

学习《新时代的中国能源发展》白皮书感悟心得体会 2020年12月21日，国务院新闻办公室发布《新时代的中国能源发展》白皮书引发广泛关注，中国2060年前实现碳中和的“路线图”更加清晰。在气候变化、环境风险挑战、能源资源约束等全球问题日益严峻的背景下，中国全面推进能源消费方式变革，构建多元清洁的能源供应体系，不仅为经济高质量发展提供了重要支撑，也为加快推进全球能源可持续发展贡献了重要力量。 能源是经济社会发展和文明进步的动力源泉。近代以来，煤炭、石油等化石能源的大规模开发利用，有效提高了各国生产效率，改善了人类生活方式，先后让数十个国家实现了现代化。然而，环境污染、能源短缺、气候变化等问题随之也愈发突出。世界卫生组织指出，每年因大气污染死亡的人数高达700万人，呼吁世界各国减少使用化石燃料。世界气象组织最新发布数据显示，2011—2020年是工业革命以来最热的10年，而这其中最热的一年是2020年。随着气候变化加剧，全球各地将不断出现极端天气，造成巨大经济损失。在12月12日举行的气候雄心峰会上，联合国秘书长古特雷斯更是大声呼吁各国领导人宣布本国进入“气候紧急状态”，直到实现碳中和。 能源变革并非一朝一夕之功，世界很多国家都在加快行动。从签署《巴黎协定》到全球各国纷纷宣布碳中和目标，从削减化石能源消费量到大力发展新能源，全球正在加快推动以清洁低碳为导向

的新一轮能源变革。英国石油公司发布的《世界能源统计评论》显示，在全球煤炭消费量持续下降的同时，全球可再生能源以创纪录的速度增长，占2019年一次能源增长的40%以上。国际能源署发布的《2020年世界能源展望》报告预计，2020—2030年，可再生能源电力需求将增长2/3，约占全球电力需求增量的80%。中国社科院城市发展与环境研究所所长潘家华表示，推动能源绿色低碳性转型已经成为全球发展的大趋势。 作为全球最大的发展中国家和第二大经济体，中国是世界上最大的能源生产消费国，也是能源利用效率提升最快的国家。为应对日益严峻的气候变化、环境风险挑战、能源资源约束等全球性问题，中国通过贯彻能源消费革命、推动能源技术革命、推动能源体制革命、全方位加强国际合作的“四个革命、一个合作”能源安全新战略促进经济社会发展全面绿色转型。 2012年以来，中国单位国内生产总值能耗累计降低24.4%，相当于减少能源消费12.7亿吨标准煤。2012年至2019年，以能源消费年均2.8%的增长支撑了国民经济年均7%的增长。初步核算，2019年煤炭消费占能源消费总量比重为57.7%，比2012年降低10.8个百分点；天然气、水电、核电、风电等清洁能源消费量占能源消费总量比重为23.4%，比2012年提高8.9个百分点；非化石能源占能源消费总量比重达15.3%，比2012年提高5.6个百分点，已提前完成到2020年非化石能源消费比重达到15%左右的目标。国际能源署

2015年中国火力发电行业现状及其前景预测分析

一、火力发电行业定义与分类 （一）火力发电行业定义 火力发电一般是指利用煤炭、石油和天然气等燃料燃烧时产生的热能来加热水，使水变成高温、高压水蒸气，然后再由水蒸气推动发电机来发电的方式的总称。中国的火电厂以燃煤为主。 根据国家统计局国民经济行业分类（GB/T4754-2002），火电行业属于D门类（电力、燃气及水的生产和供应业）下属的44大类（电力、热力的生产和供应业）中的441中类（发电）中的4411小类。 图表：国统局电力行业分类统计表

资料来源：国家统计局前瞻产业研究院火力发电行业研究小组整理 如表中所示，火电行业与水电、核电和其他能源发电并列属于发电行业。发电和电网行业又并列处于电力行业。发电行业的各个子行业之间存在一些替代关系，尤其是水电行业和新能源发电行业对火电的替代关系。 （二）火力发电行业主要产品分类 火力发电按其作用分单纯供电的和既发电又供热的。按原动机分汽轮机发电、燃气轮机发电、柴油机发电。按所用燃料分，主要有燃煤发电、燃油发电、燃气发电。 二、火力发电行业发展环境分析 （一）火力发电行业政策环境分析 图表：2008-2013年中国火力发电行业相关政策

资料来源：前瞻产业研究院火力发电行业研究小组整理（二）火力发电行业技术环境分析 “十一五”期间，全国供电煤耗平均累计下降37克标准煤/千瓦时。2010年全国6000千瓦及以上火电机组平均供电煤耗下降到333克标准煤/千瓦时，超过“十一五”规划目标值22克，达到世界先进水平。在统计的21家主要发电集团公司中，华能、大唐、华电、国电、中电投、神华等19家集团公司火电机组平均供电煤耗均低于全国平均水平，特别是上海申能集团公司低于全国平均水平33克；河北建设集团公司、甘肃电投集团公司等2家供电煤耗高于全国平均水平。

2013年最新财务报表分析,营运能力分析(万科)

万科A营运能力分析 （一）总资产周转率 2008年的总资产周转率=销售收入/平均资产总额=40991800000/109692000000=0.3737 2009年的总资产周转率=销售收入/平均资产总额=48881000000/128000000000=0.3806 2010年的总资产周转率=销售收入/平均资产总额=50713800000/176642000000=0.2871 分析：该指标越高说明企业资产营运效率越高，该公司09年总资产周转率比08年略有上升，说明总资产周转速度有所提升，说明企业的销售能力增强，利润增加。10年的总资产周转率下降，说明企业的生产效率下降，影响企业的盈利能力。 （二）流动资产营运能力分析 1、存货周转率 2008年的存货转转率=销货成本/平均存货余额=250053000000/76235670732=0.328 2009年的存货转转率=销货成本/平均存货余额=34514700000/88002804691=0.3922 2010年的存货转转率=销货成本/平均存货余额=30073500000/111714000000=0.2692 分析：存货周转率越高，存货变现速度越快，销售能力越强。该公司09年存货周转率比08奶奶有所提高，提高了企业资产的变现能

力，为其短期偿债能力提供了保障。10年降低，说明10年的销售状况不好，存货积压，资金占用水平高。 2、应收账款周转率 2008年应收账款周转率=销售收入/平均应收账款=40991800000/886692623.8=46.23 2009年应收账款周转率=销售收入/平均应收账款=48881000000/818092050.2=59.75 2010年应收账款周转率=销售收入/平均应收账款=50713800000/1153635123=43.96 分析：应收账款周转率越高说明企业应收账款回收越快，流动性强。09年应收账款周转率比08年大幅度上升，证明应收账款收账期缩短，应收账款收回加快，资金滞留在应收账款上数量减少，资金使用效率提高。10年呈下降趋势，说明应收账款回收发生困难，收账费用增加，发生坏账的可能性增强。 3、流动资产周转率 2008年流动资产周转率=销售收入/平均流动资产=40991800000/104464000000=0.3924 2009年流动资产周转率=销售收入/平均流动资产=48881000000/121898000000=0.401 2010年流动资产周转率=销售收入/平均流动资产=50713800000/167926000000=0.302 分析：流动资产周转率越高，说明在一定时期内流动资产周转次

火电行业职业发展规划

火电行业职业发展规划 一、火电的发展历程 （一）火电的发展史 首先对火力发电厂做简单的定义：火力发电厂简称火电厂，是利用煤、石油、天然气作为燃料生产电能的工厂，它的基本生产过程是：燃料在锅炉中燃烧加热水使成蒸汽，将燃料的化学能转变成热能，蒸汽压力推动汽轮机旋转，热能转换成机械能，然后汽轮机带动发电机旋转，将机械能转变成电能。所以这种利用煤、石油和天然气等化石燃料所含能量发电的方式统称为火力发电。按发电方式，火力发电分为燃煤汽轮机发电、燃油汽轮机发电、燃气-蒸汽联合循环发电和内燃机发电。从定义我们可以清晰的看到，电厂的主要作用是一种能量转换，这种模式就决定了其本身的发展需要受制于能源的限制。它一般设立在煤矿附近。如辽宁抚顺发电厂、陕西各大煤矿的坑口发电厂等，以此类推，火力发电厂主要集中在中国的煤炭丰富地区，如陕西、山西、东北三省、贵州六盘水地区。 从已有资料来看，中国的第一家发电厂可以追溯到最早中国的第一家官办发电厂---大唐南京发电，火电厂在新中国成立之后，尤其是在煤炭资源被迅速发现，发电技术快速发展的阶段，火电厂进入了发展的快轨道。到2004年的数据来源显示：2004年全国火电设备平均利用小时已经达到5988小时，部分省区已超过6000甚至达到7000小时。与此同时2004年国务院批准了国家发改委依据“十五”电力发展规划提出的13个电站项目，这些项目发电装机规模共1188万千瓦，其中火电站就占9个，占装机容量的80%，火电站的建设是2005年发电站建设的主要部分。 现在从整体的发展历程来看，可以将火电厂的发展历程理解为是一个行业从最初的零，而后发展到获益匪浅，到最后因为生产成本的变化，而现在出现了生存的压力，目前行业的自我救赎方式是希望能够通过行政命令的方式提高自己的利润从而抵消成本的压力。 （二）火电的发展前景 根据“十一五”规划，我国电力政策是重点优化发展火电，有序

中国能源现状与展望

中国能源现状与展望 从类别上来讲,能源分成常规能源与新能源。已能大规模生产与广泛利用的一次能源。又称传统能源。如煤炭、石油、天然气、水,就是促进社会进步与文明的主要能源。在讨论能源问题时,主要指的就是常规能源。新能源就是在新技术基础上系统地开发利用的能源,如太阳能、风能、海洋能、地热能等。常规能源与新能源的划分就是相对的。以核裂变能为例,20世纪50年代初开始把它用来生产电力与作为动力使用时,被认为就是一种新能源。到80年代世界上不少国家已把它列为常规能源。太阳能与风能被利用的历史比核裂变能要早许多世纪,由于还需要通过系统研究与开发才能提高利用效率,扩大使用范围,所以还就是把它们列入新能源,常规能源的储藏就是有限的。 2016 年全部类型发电中,火电、水电、风电、核电占比分别为 74、4%、17、8%、4、1%、3、6%。火电同比增速由 2011 年 13、9%下降至 2016 年2、6%,同比增速放缓。水电受天气因素影响波动较大。2012、2014 年来水较好,水电发电量同比增长超过 20%。2015、2016 年来水较少,水电发电量同比分别同降 6、4%、同增 5、6%。2016 年风电、核电同比增速分别为 30、1%、24、4%且近几年都保持两位数增长。由于国家鼓励清洁能源、限制火电发展,因此在四种发电类型中火电增速最为缓慢,火电在总发电量中占比呈下降趋势。 煤炭一直作为我们的主要利用资源,与生活息息相关,而丰富的煤炭资源也正好提供了我们的开发利用,所以我们直到现在,无论多少新型能源的开发,也离不开煤炭对我们的帮助,在今后相当长的一段时间内,科学技术的飞速发展,煤炭仍旧就是人类生产生活中的必不可少的能源。 中国煤炭资源丰富,除上海以外其它各省区均有分布,但分布极不均衡。在中国北方的大兴安岭-太行山、贺兰山之间的地区,地理范围包括煤炭资源量大于1000亿吨以上的内蒙古、山西、陕西、宁夏、甘肃、河南6省区的全部或大部,就是中国煤炭资源集中分布的地区,其资源量占全国煤炭资源量的50%左右,占中国北方地区煤炭资源量的55%以上。在中国南方,煤炭资源量主要集中于贵州、云南、四川三省,这三省煤炭资源量之与为3525、74亿吨,占中国南方煤炭资源量的91、47%;探明保有资源量也占中国南方探明保有资源量的90%以上。我国煤炭从储量相当丰富,仅次于俄罗斯、美国,所以在能源结构中以煤为主将持续很长一段时间。 中国也蕴藏着丰富的太阳能资源,太阳能利用前景广阔。目前,我国太阳能产业规模已位居世界第一,就是全球太阳能热水器生产量与使用量最大的国家与重要的太阳能光伏电池生产国。我国比较成熟太阳能产品有两项:太阳能光伏发电系统与太阳能热水系统。不过光伏发电占中国发电量的占比并不高。 水力发电始终就是中国的强项,其占总发电比也比较高。三峡大坝,葛洲坝我想无人不知。在水电的开发,设备,施工方面,中国与其她国家相比起步并不算早,但巨大的开发市场与倾向性较强的招标模式,使得中国与水电相关的企业短短几十年的时间内积累了大量宝贵的经验。在全世界前十五大水电站中,中国占了七个,前十大水电站中占了四个,如果算上即将开工投产的乌东德与白鹤滩

电力行业一流火力发电厂考核标准

电力行业一流火力发电厂考核标准(修订版） (电力工业部 1997年10月16日发布电综[1997]577号）为了提高火力发电厂的管理水平和整体素质，贯彻执行以安全文明生产为 基础，以经济效益为中心的方针，实现从粗放性向集约性经营的转变，在“火 力发电厂安全、文明生产达标”的基础上，进一步开展创建一流火力发电厂的 工作，特制定本考核标准。 一、一流火力发电厂是在物质文明和精神文明建设两个方面都达到一流的 火力发电厂，应同时满足以下考核标准。 1．1 获得全国电力系统“双文明单位”荣誉称号，或具备“双文明单位”的考核条件，并由主管局或公司进行考核，部(国家电力公司）进行认定。 1．2 建立了一套完整的适应改革与发展需要的科学的电厂管理模式，实行新厂新办法，老厂新机制；形成了有利于节约资源、降低消耗、增加效益的 企业经营机制和有利于自主创新的技术进步机制。 1．3 安全管理 考核年度和申报期内，企业未发生生产人身死亡或一次事故中造成三人及 以上重伤、本企业责任的设备重大及以上事故。 1．4 设备管理 1．4．1 机组等效可用系数应大于或等于考核定额值(考核基础值见表1）。 表1 机组等效可用系数考核基础值

注：调整系数按《火力发电厂安全、文明生产达标考核实施细则补充规定》执行考核年度内无机组大修或考核年度内大修机组的无故障连续运行时间跨年度 而不能考核的，则考核上一年度大修情况。 等效可用系数考核定额值 ＝(∑单机容量×该机等效可用系数考核基础值×调整系数）／(∑单机容量） 1．4．2 全厂主设备一类率达到100％。 1．4．3 机组大修后应无故障连续运行： 单机容量300ＭＷ及以上机组应达到100天无故障连续运行； 单机容量300ＭＷ以下机组应达到120天无故障连续运行。 1．4．4 主要辅机设备一类率达到80％以上；