登录注册
请使用微信扫一扫
关注公众号完成登录
我要投稿
“十四五”“十五五”,煤电稳,则行业稳。在能源保供、大力发展新能源、建设新型电力系统、推进“双碳”目标、稳住经济大盘、创建世界一流能源企业等多重目标下,如何综合施策提升煤电企业的多维价值与存续发展能力,从根本上改变煤电企业严重亏损以及“生存难、改造难、发展难、保供难”的问题?根据个人的观察与思考,只有从企业主体、技术创新、市场机制、国家政策等方面共同发力,才能早日让煤电企业走出“谷底”、恢复元气、迎来新的生机。
“十四五”煤电面临的形势、困难以及转机
“十四五”,随着“双碳”目标的推进、新型电力系统的构建、电力市场化改革的深入,以及能源保供压力的增加,发电行业既有新的发展机遇,也有新的风险挑战,并且呈现出“六大”发展趋势,即低碳化提前提速,市场化交易大增,一体化协同发展,智能化建设升级,电气化不断加快,国际化走深走实。在“双碳”目标下,能源是主战场(80%),电力是主力军(40%)。新能源属于绿色低碳能源,将成为能源清洁转型、实现“双碳”目标的“劲旅”,尽管补贴退坡、竞争激烈、风险增加,仍拥有新的发展机遇与更大的发展空间。相反,高碳的煤电挑战大于机遇,未来将受到越来越严格的控制,对此我们必须要有清醒的认识与正确的把握。同时,还应该认识到近中期煤电(2021~2030)仍然不可或缺,将继续发挥“压舱石”“顶梁柱”的作用。
2021年以来,由于市场环境发生急剧变化,特别是来自上游煤炭市场的严重冲击、“十三五”煤炭煤电政策以及运动式减碳的影响,煤电企业经营“入不敷出”,严重缺乏投融资功能,面临“生存难、改造难、发展难、保供难”。具体体现为:
一是煤价高位震荡。2021年,生产原煤41.3亿吨,增长5.7%;进口煤炭3.2亿吨,增长6.6%;煤炭消费量增长4.6%;电力消费量增长10.3% 。由于煤炭供不应求、煤价冲新高,全国耗用电煤约23亿吨,煤电企业增加采购成本超过6000亿元。进入2022年,受俄乌冲突、国际煤价上涨、进口煤减少、国内干旱高温天气、电力需求复苏等因素影响,煤炭存在季节性、区域性供求紧张。由于国家高压管控煤炭市场,上半年煤炭供需紧张的矛盾有所缓解,煤价从高位震荡逐步回归新的合理区间(上限),但明显高于去年同期水平,煤电企业仍然不能承受。中电联统计1~5月煤电企业仍额外增加采购成本1900亿元。下半年煤价走势如何,仍存在较大的不确定性。
二是煤电亏损持续。2021年煤电陷入全面亏损,导致发电企业“道是有盈却无盈”,出现“行业净亏”格局。入厂标煤单价涨幅超60%,电热价格传导16.6%,煤电比价关系严重扭曲,全国煤电企业亏损面最高时接近100%,年末仍达80%以上,亏损额超过3000亿元。其中,五大发电集团煤电发电供热亏损1360亿元,不仅比2020年大幅度减利1609亿元,也超过了2008~2011年煤电三年亏损之和921亿元;尽管水电、风光电、核电、气电共计盈利1232亿元,仍不抵煤电板块巨额亏损。2022年上半年,由于落实电煤中长期合同“三个100%”及电价疏导20%,煤电亏损比去年下半年有所好转,呈现逐季减亏趋势,预计下半年好于上半年,但仍比去年同期增亏减利,五大发电集团上半年仍净亏损187亿元,煤电亏损面超60%。由于“十三五”煤电大幅度减利,特别是进入“十四五”发生巨额亏损,导致负债率高企、现金流短缺、投融资功能减弱、企业信用评级下降。
三是保供压力不减。2021年煤电企业承受了空前巨大的保供压力。进入9~10月,正值水电枯水、北方供暖、冬季用电高峰三期叠加,又面临元旦、春节及冬奥、残奥能源保供任务。当时煤电企业或无煤可买,或无钱买煤,或停机检修,超20个省级电网有序用电,少数省份拉闸限电。国家紧急出台保供稳价措施,要求“高比例开机、高负荷出力”,做到“应发尽发”。五大发电集团成立保供专班,不计代价采购电煤、补充库存,全力以赴多发多供。在“发得多亏得多”的前提下,装机占比47%的煤电贡献了60%的电量,利用小时高达4568小时,同比提高263小时,关键时刻发挥了“顶梁柱”的作用。2022年,能源保供的责任仍然十分重大、压力不减。一方面抗击疫情,复工复产;煤电持续亏损,现金流紧张;俄乌冲突,国际能源价格上涨,进口煤价倒挂;夏季出现罕见的干旱高温,水电出力严重不足,川、渝 、苏、浙、皖等省域出现用电紧张。另一方面要召开党的二十大,实现“六稳”“六保”以及5.5%的经济增长目标,国家要求“决不允许出现拉闸限电”。
四是安全隐患增加。由于煤电亏损、配煤掺烧,消纳新能源、深度调峰,全力能源保供、设备改造欠账,致使一些煤电企业的发电设备存在安全隐患。目前,相当数量的煤电企业为了减亏,不得不配煤掺烧,同时面临缺电保供压力,发展前景又不看好,一些技术骨干流失,因设备检修、改造资金投入不足,设备可靠性明显下降,安全生产压力越来越大。同时,煤电机组灵活性改造按下“快进键”,深度调峰不断创出新纪录,最低负荷率个别的低至15%。由于推进深度调峰时间短,缺乏设计技术,经验普遍不足,只能先试先做,不仅造成机组能耗异常、经济性下降,而且致使设备部件损伤,影响安全稳定运行。
五是改造任务艰巨。目前,煤电机组问题突出,包括存量巨大、占比过高,调峰能力不足,地区发展不平衡,结构优化潜力与能效水平仍需提升,相对竞争力下降。2021年10月,国家印发《全国煤电机组改造升级实施方案》,要求“十四五”推进“三改联动”,节煤降耗改造3.5亿千瓦,供热改造5000万千瓦,灵活性改造2亿千瓦,灵活制造规模达1.5亿千瓦;到2025年,全国火电平均供电煤耗降至300克/千瓦时以下。一方面煤电改造任务重,要求标准高。“三改联动”要求突破节能减排与绿色低碳转型技术,创新供热方式,努力实现“降耗减碳、节能提效”;灵活性改造要求“应改尽改”,最小发电出力达到30%左右额定负荷。另一方面煤电“三改联动”,需投入上千亿元资金,但煤电亏损严重,配套政策不到位,缺乏资金支持,算不过经济账。实践证明,只有政策上到位、技术上可行、经济上合算,升级改造才能落到实处。
六是未来发展堪忧。“严控煤电项目”成为未来发展主基调,但能源保供是现实需要,“严控煤电不等于不要发展”。预计“十四五”煤电装机仍需净增加。而且,新建煤机要求“灵活性制造”,原则上采用超超临界、且供电煤耗更低的先进机组。但是目前一些煤电企业发电意愿、投资意愿“双低”,将倒逼新增投资重点转向新能源。这是因为:煤电长期愿景“不看好”。2030年碳达峰前是煤电最后的发展期,煤电产业生存期为40年左右;煤电亏损垫底,投资积极性不高。2016年以来,煤电经营形势严峻,成本上升、业绩下滑,投资收益率在所有电源项目中连续数年垫底。2021年更是陷入全面亏损,2022年上半年亏损持续;绿色信贷下,煤电属于化石高碳能源,新建项目融资难;燃料成本、升级改造成本、碳排放成本快速上升,市场相对竞争力削弱;煤电战略定位改变,国家配套政策滞后。
尽管煤电伤了元气,存在上述一系列挑战与困难,但同时煤电也开始呈现新的“转机”,今年上半年好于去年下半年,今年下半年将好于今年上半年,有望走出谷底。
——政府社会态度生变,不再是“最不受待见”的电源。数据表明,煤电尽管随着新能源跃增式发展,所占比重明显下降,但仍是我国的主体能源。2021年,煤电装机占比47%,提供了全国六成的发电量,支撑超七成的电网高峰负荷,承担超八成的供热任务,也是煤炭企业、铁路货运的最大客户。俄乌冲突下欧洲能源危机的启示,以及去年我国缺煤限电、今年川渝地区缺水限电的事实证明,煤电仍是我国能源保供的“压舱石”“顶梁柱”,也是构建以新能源为主体的新型电力系统最重要的调节性电源,重新引起了各级政府、社会各方、工商企业的高度重视。
——煤电政策导向生变,不再是“十三五”全面打压的氛围。去年9月以来,全国各地出台了一系列煤电稳供保价政策,从保障电煤量价稳定、疏导电力热力成本、化解经营资金压力、加强体制机制创新等方面着手推进。具体包括税款缓缴、增加银行贷款、拨付国有资本经营预算资金,建立能涨能跌的电价形成机制,增加煤炭产能、释放煤炭产量、高压管控煤价,鼓励开展煤电联营等,不再延续“十三五”煤炭、煤电去产能的“组合拳”,也不再要求工商业电价“只降不升”。
——煤电规划目标生变,不再是社会各方预测的“十四五”小目标。针对近年来煤电新增装机持续下降的问题,从今年初开始,国常会连续十几次部署能源保供,要求加快“推进支撑性电源建设”“再开工一批水电煤电等能源项目”。近期,随着国家给各省的新增煤电规划建设项目指标下达,煤电项目开始加快核准。如广东省8月下旬接连核准7台煤机,并且要求必须在9月底之前开工,2024年底前投运。综合近期各方的信息,为增强能源供应的“稳定性、安全性、可持续性”,守好能源安全“底线”,国家将加码“十四五”煤电规划目标,对今明两年煤电开工、投产的年度目标“增量提速”。显然,一些能源机构、行业协会、研究院校原先预测的“十四五”煤电目标均成了“小目标”。
综上所述,煤电仍是我国能源保供的“压舱石”“顶梁柱”。可以预见,“十四五”甚至“十五五”,煤电稳,则行业稳,能源保供无大碍。如果煤电困难长此以往,新的转机昙花一现,新能源又未立,将会危及国家能源安全大局,严重影响经济社会的发展与稳定。
共同发力提升煤电的多维价值与存续发展能力
“十四五”,在多重目标下,我们必须从企业主体、技术创新、市场机制、国家政策等方面共同发力,有针对性地解决煤电亏损以及“生存难、改造难、发展难、保供难”的问题,以提升煤电企业的多维价值与存续发展能力,促进煤电尽快走出谷底,增强能源保供的可持续性,支撑新型电力系统建设。
煤电企业要转变观念,找准定位,通过技术进步与管理创新,优存量、控增量,提高煤电灵活调节、兜底保供以及市场竞争能力。
目前,新能源从业者经常高估自己发展的价值,而煤电从业者又往往低估能源清洁转型的速度。随着“双碳”目标的落实、推进,水、光、风、核、气、氢能、储能、生物质等清洁能源,将逐步成为电量供应主体。相应地,煤电将由过去的“主体电源、基础地位、支撑作用”,转向近中期(2020~2030)“基础保障性和系统调节性电源并重”,再到远期(2030~2060)“系统调节性电源”,为保障电力安全供应兜底,为全额消纳清洁能源服务。因此,煤电企业要根据新的战略定位,摒弃传统的扩规模、铺摊子、粗放式的发展模式,以“清洁、高效、灵活、托底”为方向,通过技术进步与管理创新,走“煤电+”及“严建、改造、延寿、退出”的路子。
煤电存量资产。“十四五”,煤电存量机组要通过淘汰关停、容量替代、重组整合、“三改联动”、应急备用,达到“低能耗、低排放、高能效”与“弹性出力”的要求,提高灵活调节、应急保障、多能联供、综合能源服务等多维价值,全面参与市场竞争,努力实现扭亏增盈与能源保供。
——关停置换。持续淘汰关停落后煤电机组,实施“以大代小”“以新代旧”,全面推进小煤电关停整合,并允许关停机组进行交易或置换。
——应急备用。建立煤电拆除报告制度,对符合安全、环保、能效要求和相关标准的合规煤电机组可以“退而不拆”,转为应急备用电源。
——重组整合。鼓励煤电联营、资产转让、区域整合、组建煤电一体公司、煤电与新能源打捆,并加大力度整治和规范自备电厂运行,优化资源配置,提升扭亏增盈能力。
——“三改联动”。以30万千瓦、60万千瓦亚临界、超临界煤机为重点,分类实施灵活性改造、节能减污降碳改造、多能联供改造,数字化、智能化、清洁化改造,研发示范推广CCUS技术,加强多煤种、生物质的掺配掺烧,实现煤电的清洁、高效利用。
增量煤电项目。“十四五”,要严控煤电项目,优先扩能改造升级,按需安排能源保供的支撑性电源与促进新能源消纳的调节性电源。预计国家规划2025年煤电发展目标将调增到13亿千瓦以上。因此,煤电企业要抓住当前的“窗口期”,贯彻落实国家能源保供的决策部署、“多能互补”“源网荷储一体化”发展的指导意见以及“煤电+新能源”的发展方向,努力创新发展方式。
——重点建设“电网保供支撑电源、调峰电源、应急备用电源”的煤电项目;
——建设炕口路口、输电端口煤电厂,发展煤电一体、港电一体项目;
——采用世界最先进的发电技术(大容量、高参数、低污染,灵活性调节);
——积极探索“煤电+新能源”“煤电+储能”“煤电+生物质(垃圾、污泥)”耦合发电,实现多能互补;
——建设虚拟电厂、智慧电厂,参与系统优化运行和市场化交易;
——发展风光水火储一体化项目以及智能高效热力网、多能联供综合能源系统。
要建立与新型电力系统相适应的煤电市场机制,以体现煤电的多维价值,实现可持续发展。
目前,在构建新型电力系统背景下,煤电如何根据新的战略定位,全面参与市场交易,体现煤电灵活调节、应急保障、多能联供、综合能源服务等多维价值?个人建议,要以“五大市场”为重点,建立煤电市场机制,包括探索建立容量市场,完善辅助服务市场,深化中长期、现货电能量市场,形成以容量电价、调节性电价、电能量电价组成的电价体系。同时,要有效对接碳市场,合理管控煤炭市场。
建立发电容量市场,为电力长期安全提供保障。目前,容量市场、两部制电价仍在研究探索中,缺乏固定成本回收机制。建议初期煤电存量机组建立容量补偿机制。由省级价格主管部门核定补偿标准,对备用的容量成本进行补偿,收回相应的固定成本。未来从新建发电容量开始,逐步建立起竞争性发电容量市场。煤电企业通过市场竞争,自主决定新建项目投资,系统运营商向容量供应商提供稳定的合同支付,以换取稳定可靠的电力供应承诺。
完善辅助服务市场,为系统提供灵活调节能力。近年来,辅助服务随意调用、事后统计费用,只在发电侧单边补偿。建议进一步扩大电力辅助服务提供主体、丰富电力辅助服务交易品种、健全市场形成价格机制、完善发电与用户分担共享机制。目前,国内辅助服务品种以调频、调峰、备用等为主,建议增加转动惯量、爬坡、稳定切机、切负荷等品种,并按照“谁提供,谁获利;谁受益、谁承担”的原则,通过竞争方式、市场定价,建立由发电侧并网主体与市场化电力用户双边分担费用、共享收益的机制。
深化电能量市场改革,实现电能的实时平衡。目前,电能量市场存在以下问题:中长期及现货交易价格长期偏低,影响燃料成本回收;高比例中长期合约难以构成有效避险措施;金融性合约无法确保必要的物理执行;中长期交易的连续开展仍待完善;带曲线中长期合约的流动性仍待提高;金融性中长期合约系统性风险的控制难度增加。今后要坚持“三价联动”,完善煤电价格传导机制;完善中长期交易组织,推进电能量标准化交易;探索构建物理合约与金融合约相结合的中长期交易模式;加快研究煤电机组与可再生能源机组辅助服务中长期交易;优化中长期交易限制,加快试点电力期货市场。
有效对接碳市场,促进煤电低碳转型。由高碳电源向低碳电源转变是煤电生存发展的必由之路。今后煤电必须通过节能提效、耦合燃烧、CCUS技术示范推广等路径减碳。去年碳市场开启,并随着碳配额指标的收紧,一方面加速淘汰落后小火电,加快存量煤电减污降碳、节能提效改造,CCUS技术示范应用,促进先进煤机与清洁能源的快速发展,进而推动电力行业绿色低碳发展;另一方面将不断增加碳交易成本和管理成本,对发电成本造成越来越大的影响,需通过电力市场与碳市场的对接,促进煤电减少碳排放成本。
合理管控煤炭市场,实现上下游协调发展。煤、电两大产业,上下游关系关联度极大,关系国计民生。煤炭是煤电企业的“生命之源”,煤价涨落直接决定煤电企业的盈亏;同样,煤电是煤炭企业最大的用户和市场,煤电保有量及盈亏也影响着煤炭资源的转化能力以及煤炭产业的出路。因此,要合理管控煤炭市场,实现上下游协调发展。具体包括:保障煤炭产能合理充裕,建立政府可调度煤炭储备;健全成本调查和价格监测制度,规范煤价指数编制发布行为;严禁对合理区间内的煤、电价格进行不当干预;当煤价超出合理区间,动用储备、增加产能、依法监管,引导煤价回归;加强煤、电中长期合同履约监管,强化期现货市场联动监管和反垄断监管,及时查处价格违法违规行为。
政府部门要总结经验,未雨绸缪,综合施策,大力提升煤电企业存续发展能力。
目前,政府部门如何根据煤电新的战略定位,统筹能源保供、清洁转型、经济发展的关系,进一步优化完善既有的煤电政策,推出“煤电新政”,让落后老小煤电“退得出”,清洁高效煤电“留得住”,新上先进煤电“有回报”, 从根本解决“生存难、改造难、发展难、保供难”的问题,真正让煤电迎来新的生机?
一是要认真总结拉闸限电的经验教训,评估既往的煤电政策。2021年我国缺煤限电持续时间仅两个月(9月初到11月初),缺电集中在高峰或尖峰时段,且发生在平段秋季。主要由于“煤电矛盾”始终没有得到政府有效治理,高涨的煤价下电价无法向用户传导,导致煤电全面亏损。当然,煤炭供应短缺、水电出力不足、新能源间歇出力也是直接的原因。今年,四川又发生短期的有序用电,主要由于高温导致用电负荷激增,干旱导致水电出力锐减,以及本省电源结构单一,负荷中心缺乏电源支撑,与外省电网互联不足。总之,前者由于体制机制问题、后者由于极端气象条件引发的缺电,均属于“非典型性电荒”,与上世纪八、九十年代的硬缺电不同。
因此,全社会必须对能源安全高度重视,对能源转型风险保持警醒,对煤电在能源保供、新型电力系统中的定位、作用需要重新认识与评估;同时,国家有关部门需要对“十三五”实施煤炭去产能、降低用能成本、取消煤电联动、工商业电价“只降不升”等政策进行重新评估。另外,建议将极端天气纳入电力规划考虑;加强电网间交流互联,实现互为备用;优化配置化石能源和可再生能源;对负荷进行合理分类,提高保供经济性、适应性、稳定性。
二是要巩固调整既有的一系列保供稳价政策与措施。2021年9月以来,国家为破解煤电矛盾,缓解煤电亏损,确保能源供应,出台了一系列保供稳价措施,特别是国家先后推出两个重磅文件,即去年10月的1439号文、今年2月的303号文,内容包括:明确煤价合理区间。秦皇岛港5500大卡下水煤基准价由535元/吨上调至675元/吨,合理区间为570~770元/吨,并首次从源头明确了晋陕蒙三个重点产区的出矿价区间,实现“上限保电、下限保煤”。明确合理区间内煤、电价格可以有效传导。在放开全部燃煤发电量上网电价、推动工商业用户全部进入市场的基础上,煤电企业可通过“基准价+上下浮动不超过20%”的电价机制传导煤价在合理区间内的变化,实现“区间对区间”。可见,两个文件的核心精神主要是管控煤价与疏导电价并举,促进煤电合理比价。不折不扣落实这两个重磅文件,仍然面临许多不确定因素和不同利益主体的博弈,对政府监管能力和水平也提出了新的更高要求。
因此,我们要尊重经济规律,坚守煤电联动,回归“合理电价”,让社会成员公平分担能源涨价、清洁转型、能源保供所付出的代价。最重要的是政府部门要协调煤电双方,千方百计落实边界条件,实现煤、电两个市场对接,特别要坚决落实电煤中长期合同“三个100%”。应该说,今年以来,取得了明显的成效,但仍须进一步发力。同时,要进一步深化煤电“基准价+上下浮动”的电价形成机制和燃料成本传导机制,包括提高煤电基准价,或放宽涨跌幅限制。个人建议,为匹配下水煤基准价由535元/吨上调至675元/吨,建议国家相应提高燃煤平均基准电价,由0.38元/千瓦时增加到0.45元/千瓦时,实现“基准对基准,区间对区间”;如果煤电基准价不变,建议放宽涨跌幅20%的限制。
三是根据煤电新的战略定位,抓紧推出“煤电新政”。随着煤电近中期转向“基础保障性和系统调节性电源并重”、远期转向“系统调节性电源”,煤电利用小时将持续下降,需要对传统的煤电政策进行一系列调整、完善、创新。包括:持续推进煤电市场化改革。建立全国统一电力市场体系,健全有效竞争的电力市场交易机制,包括容量市场、辅助服务市场、电能量市场,形成以容量电价、调节性电价、电能量电价组成的电价体系。坚持“三价联动”不动摇。要有效管控煤价、疏导煤电电价、完善价格传导机制,实现动力煤价、上网电价、用户电价“三价联动”。完善“三改联动”激励政策。“在财政、金融、价格等方面健全完善相关政策,对煤电机组改造升级工作予以支持”,并“健全市场化交易机制”,各地要有具体化、实质性政策措施。建立完善能源保供及新能源消纳政策。针对“退而不拆”的煤电机组,探索建立覆盖应急备用电源的容量成本回收机制以及“新能源基地+煤电调节电源”的价格补偿机制。加大煤电关停、退出企业补偿政策。除了电量、经济补偿外,出台煤电企业员工就业培训、分流安置、社会保障办法。提倡存量煤电配置新能源资源,并鼓励煤电与煤炭、可再生能源联营,构建多能互补产业链。
本文刊载于《中国电力企业管理》2022年9期,作者系中国能源研究会理事
特别声明:北极星转载其他网站内容,出于传递更多信息而非盈利之目的,同时并不代表赞成其观点或证实其描述,内容仅供参考。版权归原作者所有,若有侵权,请联系我们删除。
凡来源注明北极星*网的内容为北极星原创,转载需获授权。
6月25日,苏能股份(SH600925)发布《江苏徐矿能源股份有限公司2024年年度权益分派实施公告》,共计派发现金红利润840444444.46元,分配比例为每股现金红利0.122元,分红比例达60.67%,连续第三年保持50%以上的高分红水平。本次权益分派权益登记日为2025年6月30日,除权除息日为2025年7月1日。2024年度
煤电是我国能源保供的“顶梁柱、压舱石”,尽管新能源装机常规性超过煤电,但煤电仍提供了全国55%的发电量、70%的顶峰能力、近80%的调节能力。煤电的每一步发展都牵动着行业神经,也注定成为“十五五”能源规划中最具关注的议题之一。(来源:电联新媒作者:赵紫原)“回顾‘十四五’,煤电企业在巨大
4月,两部门印发的《新一代煤电升级专项行动实施方案(2025—2027年)》中提出,在实施“三改联动”基础上,推动煤电在新型电力系统中更好发挥兜底保障和支撑调节作用,以新一代煤电发展促进传统产业转型升级。文件公布以来,电力央国企集团之间、央国企与各地区举行的会见中,多次提及将在新一代煤电
6月6日,湖北电力现货市场结束416天连续试运行后正式转正,成为国家第二批电力现货市场建设试点中首个实现正式运行的省级市场。湖北也成为全国第6个迈入现货市场正式运行的省份。自2021年纳入电力现货市场建设试点以来,湖北积极构建适应新型电力系统的市场化运行机制。立足“水风光三足鼎立、送受电双
6月22日,低碳院在新一代煤电耦合物理储能领域取得重要研究进展,成功构建了一种新型高效能量梯级利用的燃煤电厂耦合物理储能系统,通过能量、、经济、环境综合分析方法,显著提高了燃煤机组的运行灵活性和系统经济性。相关研究成果以《基于能量//经济/环境及运行性能分析的煤电与压缩空气储能耦合提升
北极星售电网获悉,6月23日,江苏电力交易中心发布市场化机组剩余容量相关情况(2025年5月)。2025年5月,全省统调口径煤电装机容量7843万千瓦,平均检修容量1271万千瓦;核电装机容量661万千瓦,平均检修容量40万千瓦。
大唐长春二热“退城进郊”2×660MW煤电项目柴油发电机组设备招标公告
北极星风力发电网获悉,6月20日,中国能建鸡西多能互补能源基地400MW二期风电项目获得黑龙江省发改委核准批复。该项目拟选场址位于黑龙江省鸡西市恒山区、麻山区、梨树区,规划建设总装机容量400MW风力发电机组,风电场内规划建设2座220kV升压站及运行管理中心,配套建设35kV集电线路及检修道路等附属
6月18日至19日,巴拉素2×660MW低碳煤电项目可研报告及新一代煤电专题报告评审会在榆林召开。会议由电力规划设计总院主持。此次评审会的顺利召开,为下一步前期工作、核准开工奠定了坚实的基础。会前,专家赴项目场址实地踏勘,了解项目背景、场址条件等情况。评审会上,编制单位西北电力设计院汇报了
北极星储能网讯:6月23日,郑州永耀绿色能源有限公司发布芦沟煤矿6.68MW/20.06MWh储能项目、新郑煤电公司13.36MW/40.12MWh储能项目EPC招标,储能规模合计为20MW/60MWh,项目位于河南省新密市,资金来源为自筹资金。标段一最高投标限价1580万元,约合0.79元/Wh。标段二最高投标限价3120万元,约合0.78元
日前,江苏国信扬州发电有限责任公司三期2×1000MW扩建项目三大主机设备合同签约仪式,在江苏国信扬州发电有限责任公司举行。江苏国信扬州发电有限责任公司党委书记、董事长解其林,党委副书记、总经理龚峻,党委委员、副总经理焦国峰,哈电集团首席科学家于龙,哈电锅炉党委委员、常务副总经理刘雁飞
时光奔涌向前,2025年已悄然过半。这半年,科林电气以“智慧能源创新者”之姿,在全球能源变革中破浪前行,交出一份亮眼答卷。订单攻坚,市场拓展的“科林速度”国内市场持续深耕:▶科林电气在南方电网2024年配网设备招标中斩获3.69亿元大单;▶在数据中心、储能等战略领域深入布局并取得显著成果。海
近日,上能电气股份有限公司(以下简称“上能电气”)与土耳其领先的新能源公司ArdeEnerji正式签署框架合作协议。这是上能电气在土耳其市场再一次取得重要突破,也将进一步加速其在欧亚光储市场的战略布局进程。ArdeEnerji作为土耳其本土新能源领域的标杆企业,汇聚了一支拥有十余年行业积淀的专业团队
近日,尼泊尔能源、水资源和灌溉部部长迪帕克・卡德卡率访问团到访国内,与四川省电力企业协会及相关企业代表开展中尼能源合作交流座谈会,就能源发展及合作议题进行深度探讨,高泰昊能作为企业代表参与了此次交流活动。右1为高泰昊能代表-总经理助理兼济南分公司总经理朱楠座谈会上,中尼双方围绕能源
近日,全球领先的绿色科技企业远景能源宣布与欧洲可再生能源企业KallistaEnergy签署EPC(工程、采购和施工)协议。双方将在法国上法兰西大区(Hauts-de-France)萨勒(Saleux)地区萨勒(Saleux)地区建设一座120MW/240MWh磷酸铁锂(LFP)电池储能项目,这是远景能源在法国落地的首个独立储能项目,也
2025年7月2日至4日,亚洲可持续能源年度盛会——ASIASustainableEnergyWeek2025将于泰国曼谷诗丽吉王后国家会议中心(QSNCC)盛大举行。安泰新能源将携多款支架系统解决方案亮相H1号展位,聚焦东南亚清洁能源市场,展示高强度、高效率、模块化的先进产品。ASIASustainableEnergyWeek作为泰国最具影响力
4月,两部门印发的《新一代煤电升级专项行动实施方案(2025—2027年)》中提出,在实施“三改联动”基础上,推动煤电在新型电力系统中更好发挥兜底保障和支撑调节作用,以新一代煤电发展促进传统产业转型升级。文件公布以来,电力央国企集团之间、央国企与各地区举行的会见中,多次提及将在新一代煤电
2025年年初,高盛集团(GoldmanSachs)在其发布的报告中指出:电池储能系统(BESS)正成为全球电池市场的核心增长点。报告数据显示,BESS市场份额已从五年前的5%上升到2024年的25%,到2030年预计将累计装机3.2TWh,是市场此前预期(300GWh)的10倍,年复合增速达到70%。高盛判断,储能行业将走向更强的
近日,由Intertek天祥集团(以下简称Intertek)与思格新能源联合筹备的《工商业储能全方位安全防护解决方案白皮书》(以下简称白皮书)正式对外发布。随着全球能源转型的加速,工商业储能作为提高能源利用效率、优化电力供需的关键手段,市场规模迅速增长。据统计,2024年全球工商业储能新增装机约为12
本文是《关于深化提升“获得电力”服务水平全面打造现代化用电营商环境的意见》(发改能源规〔2025〕624号)系列解读之六。从政策制度设计出发,系统解析绿色用电的核心机遇与商业模式创新,助力相关主体在“获得电力2.0”时代实现精准发力与价值重塑。(来源:微信公众号“春观能源”)在“双碳”战略
瑞士能源企业MET集团近日宣布,其位于匈牙利布达佩斯近郊萨兹哈尔博塔(Százhalombatta)的杜纳门蒂电站(DunamentiPowerStation)成功投运了一座40MW/80MWh的储能系统,这是目前匈牙利境内规模最大的独立储能电站。随着这座储能电站的正式投运,不仅提升了当地电网的调节能力,也显著扩展了MET集团在
北极星风力发电网获悉,近日,龙源电力吉林公司长春新能源氢基化工综合利用一体化项目配套75万千瓦新能源建设指标取得长春市人民政府批复,项目建成后将为吉林省绿色能源转型和氢能产业发展注入强劲动力。该公司紧贴国家新型能源发展战略,按照吉林省“氢动吉林”行动规划以及新能源产业“绿电+消纳”
在全球环境问题日益严峻的背景下,能源转型已成为各国共同面对的重要挑战与机遇。由世界经济论坛(WorldEconomicForum,WEF)发布的《2025年促进有效能源转型》报告为我们提供了深入了解这一复杂议题的机会。该报告分析了118个国家的能源转型指数(EnergyTransitionIndex,ETI),还探讨了各地区在推进能
本周,坑口货源供应阶段性收紧,矿方稳价意愿增强。正值安全生产月期间,安监升级及环保形势趋严情况下,主产区煤矿生产心态较为谨慎,货源供应有阶段性收紧趋势,化工等终端保持常态化刚需拉运,市场供需基本面逐渐趋紧。(来源:鄂尔多斯煤炭网作者:宫海玲)华东、华南地区高温接踵而至,正式进入“
产地煤价稳中震荡,少数煤矿价格小幅涨跌调整。产地安全环保检查严格,部分煤矿检修停产,供应小幅收紧,下游化工、焦化等客户刚需稳定,部分用户对低卡煤询货采购好转,个别低卡煤价格探涨。受大秦线常规检修以及装船量提升影响,环渤海八港再次进入去库模式,单周去库28万吨,秦港、曹妃甸港成为主要
主产区煤价稳中小幅探涨,化工终端采购需求尚可,站台大户按需采购。受港口上涨情绪带动,部分站台贸易商拉运积极性有所好转,少数煤矿库存低,市场煤交易量不大,价格小幅探涨。(来源:鄂尔多斯煤炭网作者:吴文静)产地到港价格持续倒挂,中低卡市场煤报价小幅上扬;但沿海电厂库存充足,除政策性补
第二章煤炭行业发展本章作者韩继园(中能传媒能源安全新战略研究院)PART.01煤炭供需01全国原煤产量47.8亿吨,再创历史新高国家统计局数据显示,2024年,全国原煤产量47.8亿吨,同比增长1.2%,能源供应保障有力。中国煤炭工业协会数据显示,过去4年,全国累计生产煤炭181.8亿吨,约占全国一次能源生产
北极星能源网获悉,中煤能源公告就2025年5月生产经营情况和近期市场情况进行说明,并回答提问,主要问题及答复情况如下:近期动力煤市场分析和展望?中煤能源答复称,5月份,受煤炭供应持续增长、需求改善有限、煤炭库存攀升等因素影响,动力煤市场延续深度调整态势。下旬,随着高温天气增多,需求增加
1-17日,沿海煤炭市场沉浸于一片冷清之中,煤价持续走稳。在自身高库存与煤价走势未明朗的情况下,下游企业采取“保守观望”策略,主打长协兑现,市场采购活动近乎停滞。本周,在高温加持下,华东、华中地区电厂日耗猛增,市场新增货盘增加,租船增多,海运费持续上涨了三天。而随着询货的增多,电厂招
本周,华东地区雨过天晴,气温回升至25-36摄氏度,电厂日耗拉起。随着华东、华中地区气温不断攀升,电厂日耗出现可喜增长,燃煤发电量同比转正;叠加宏观工业经济修复,终端补库需求存在释放空间。随着去库的加快,需求的恢复;下旬,煤价将迎来小幅反弹。(来源:鄂尔多斯煤炭网作者:郭晓芳)近段时
产地方面,主产区煤价稳中小幅调整。环保检查趋严,部分露天煤矿及洗煤厂受影响。化工等行业维持刚需采购,站台大户延续量价优惠,采购需求尚可,部分煤矿出货顺畅;但贸易商仍偏谨慎,长途拉运积极性一般,部分煤矿销售承压。(来源:鄂尔多斯煤炭网作者:董盈)正值全国安全生产月,产地安全检查持续
第一章nbsp;能源发展综述本章作者nbsp;邱丽静(中能传媒能源安全新战略研究院)一、宏观经济形势01经济总量再上新台阶,国内生产总值同比增长5.0%2024年是新中国成立75周年,是实现“十四五”规划目标任务的关键一年。一年来,我国经济运行总体平稳、稳中有进,新质生产力稳步发展,改革开放持续深化,
北方天气转热,蒙煤资源易自燃,间接压制动力煤市场情绪,对煤价上涨形成压制;而环渤海港口结构性缺货和“迎峰度夏”到来,贸易商有挺价情绪,低卡煤种保持积极挺价,而中高卡煤上涨无力。煤炭市场博弈加剧,当前中下游库存水平较高,短期内,终端观望缓采心态仍占据主导。但是,随着环渤海港口去库的
请使用微信扫一扫
关注公众号完成登录
姓名: | |
性别: | |
出生日期: | |
邮箱: | |
所在地区: | |
行业类别: | |
工作经验: | |
学历: | |
公司名称: | |
任职岗位: |
我们将会第一时间为您推送相关内容!