01
火电
中国能源报编辑部策划
执笔人丨 卢彬 朱学蕊 苏南
煤电扭亏 道阻且长
2018年煤电行业营收情况尚未出炉，但从目前公开信息中可以基本确定，今年煤电亏损较2017年更为严重。
根据中电联发布的CECI沿海指数，2018年5500大卡综合价最低值为571元/吨，仍未达到“绿色区间”上限，市场煤的价格则更高。期间，国家发改委等主管部门采取各种措施，例如协调煤炭长协签订、调整进口煤政策等，但市场化运作的煤炭行业更关心供需关系，煤炭价格并未出现明显下跌。
不仅如此，随着煤炭去产能工作推进，我国煤炭生产布局也在发生变化，一些传统煤炭净输出地变成了净输入地。煤炭生产的集中程度提高，也使煤价的地域差异矛盾更加明显：同省内煤炭单价相差数百元，同样参数的机组有的盈利有的亏损。没有了煤矿，电厂却还要发电，这些直接受煤炭去产能影响的煤电企业有苦难言。
目前看来，国家对于煤炭去产能工作推进十分坚决，煤炭价格久未回归“绿色区间”，2015年煤电企业大幅盈利的狂欢难以重演。在产业政策不发生大幅调整的前提下，电价上调恐难实现，尽可能地降本增效、稳定生产，成为煤电企业最现实的选择。煤电行业整体要走出亏损泥潭，或许免不了经历行业内部残酷的优胜劣汰，而这将是一个相对漫长的过程。
生存环境 内挤外压
随着社会各界对气候和环境问题的关注，煤电项目高投资、低回报，以及煤炭消耗总量大的“标签”，让煤电成了地方政府的“痛点”：有的城市因火电占比过高遭诟病；有的地区为完成减煤指标，不允许当地火电企业发电；有些省份可再生能源开发利用条件相对较差，却为了增加清洁能源占比而大规模规划项目，但项目建成后的经济性却打着问号……能源开发利用应遵循因地制宜的原则，而非一味绝对地强调“绿色”。上述乱象的出现，不应单方面归咎于地方政府，国家在制定产业政策时也应综合考虑地域差异，避免“一刀切”。
此外，2018年中、东部地区已基本完成“超低排放”环保改造工作，节能低碳成为煤电企业改造的新目标。全国统一碳交易市场已于2017年末启动，电力行业由于统计数据更完善、煤炭消费总量大等，率先被纳入其中。碳交易的最终目的，是通过总量控制实现碳减排，但不可否认，率先被拉入碳市场的发电行业为全社会的减排承担了更多的重任。
对电厂而言，在已经身陷激烈竞争的境况下，节能降耗的积极性已经很高，发电行业能耗水平的降低究竟有多少能归功于碳交易，还有待商榷。节能减排是全社会努力的目标，火电行业取得的经验可以迅速推广，让社会各行业公平承担减排义务。
电力“基石” 作用凸显
2018年夏季，河南、山东、湖北等地用电高峰期电力供应缺口峰值高达数百万千瓦，国网范围内全国电力缺口最大值超过1000万千瓦。一边是坚决执行严控煤电产能政策，一边是用电高峰期电力供应紧张，关键时刻，还需要客观认识煤电对于电网安全稳定运行的意义。
据统计，江苏电网2018年最大负荷较2017年增加近10%，而近年来迅速发展的风电、太阳能发电由于自身特性，虽有大量新增装机却无法提供充足的电量，难以满足用电需求增长。此外，部分省份用电高峰期全部机组、特高压输电线路满负荷运行，几乎没有备用机组，一旦部分电厂或输电线路发生问题，电网安全和社会用电需求都将受到影响。
目前煤电行业的亏损，部分原因在于先前过快的扩张造成产能相对过剩，但煤电整体相对过剩和局部供应紧张之间的矛盾却越来越突出。而且，装机规划、电网调度、先进和高效大机组不能满负荷运行，调节能力强的灵活小机组又可能迫于政策压力面临关停等问题也已经显现。
煤电在保护电网安全稳定运行重要性毋庸置疑，应为煤电行业制定更加细致、科学、系统的转型发展规划，使其顺利完成结构调整与升级，保证整个电力系统的健康发展。
02
三代核电结硕果 规划目标待实现
2018年，随着7台三代核电机组投产，我国运行核电机组达到44台，装机容量4464.5万千瓦，运行机组数量首次超过日本，进入世界前三位；在建项目降为13台，装机容量1403万千瓦，其中包括霞蒲示范快堆。与投产机组形成鲜明对比的是，今年并未新增新建项目。但即使如此，我国在建核电机组数量依然保持全球领先。
今年投产的7台核电机组均为满足三代核电安全要求的机组，分别为：三门核电1号和2号机组、台山核电1号机组、海阳核电1号机组、阳江核电5号机组，以及田湾核电3号和4号机组。其中，三门核电1号机组为美国AP1000技术世界首堆、台山核电1号机组为法国EPR世界首堆，田湾核电两台机组为采用俄罗斯VFER1000技术的中俄最大核能合作项目，采用ACPR1000技术的阳江核电5号机组则是我国首个满足“三代”核电主要安全指标的自主品牌核电机组。
作为目前世界范围内最大的核电市场，中国建成、在建世界主要三代核电技术，并研发出自主品牌核电“华龙一号”“国和一号”，得益于三十多年不间断建设核电的产业环境，以及在引进、消化、吸收和再创新基础上的规模化发展积淀。
《电力发展“十三五”规划》曾明确提出，2020年全国核电装机达到5800万千瓦，在建规模3000万千瓦以上。不过，根据目前在建项目情况，2020年我国在运核电装机量将低于5800万千瓦。而且，由于近三年未核准新核电，2020年要实现3000万千瓦的在建目标，也存在难度。
重组诞生“新中核” 产业呈现新格局
2018年1月，经报国务院批准，中核集团与中国核建实施重组，中国核建整体无偿划转进入中核集团。随着“新中核”的诞生，我国核电产业格局进入“新三角”时代。
重组后的“新中核”，除了核动力、核电、核燃料、天然铀、核环保、核技术应用、核产业服务，以及新能源业务外，新增了核电建造安装业务，上下游产业链更齐全，整个盘子更大、多元化发展延伸的领域也更多。
核电行业运营资质门槛高，业主数量对产业格局和发展具有明显的影响。过去十年，常规发电集团及重组前的中国核建，都在积极争取核电运营“牌照”。但迄今，“牌照”持有者仍然仅限于中核、中广核、国家电投三家。
目前中核体量最大，具备完整的核工业产业链；中广核历经40年发展，已成为我国最大、全球第三大核电企业及全球最大核电建造商；国家电投核电过去十年在核电项目投资、开发、建设和运营管理及核电厂运行、寿期服务等能力方面积蓄了实力。
在自主核电技术研发方面，中核与中广核联合研发出“华龙一号”，国家电投研发出“国和一号”，两种技术均为我国核电“走出去”拳头产品。目前，“华龙一号”国内示范项目在建，首堆项目有望于2020年建成投产，“国和一号”目前处于开工“倒计时”状态。
无论产业格局如何变化，成为核电强国的目标不会变，唯有凝心聚力，目标方可实现。
小型堆备受热捧 核能应用多元化
核能供热无疑是2018年的核电行业的高频热词。
1月，烟台市与中核集团签订《海上清洁能源综合供给平台及泳池式低温供热堆项目合作协议》。2月，国家能源局组织召开北方地区核能供暖专题会，同意中广核联合清华大学开展国内首个核能供暖示范项目的前期工作。3月，“中核台海海上清洁能源(山东)有限公司”成立，标志着国内首个海上清洁能源综合供给平台建设实现工程化应用。
在核能综合利用快速发展的背景下，小型堆的技术、产业化优势正在凸显，即将成为现阶段我国核能综合利用的“主力军”，并将在制氢、海水淡化、区域供热等领域发挥作用。
近年来，中国核能行业积极着手小型堆研发，并开展了小型堆综合利用的实践，其中包括ACP100、ACPR50、“燕龙”低温供热堆、NHR200-II低温供热堆、CAP200等。
尽管小型堆市场前景广阔，但目前还受制于开发进展缓慢、场址准备和部署延迟，以及经济性差等因素，暂未展示出大规模应用的实用性。小型堆想要获得长足稳定发展，必须满足市场需求，真正采用创新理念，提升经济竞争力。
03
水电
三峡电站 科学管理出效益
2018年12月21日8点25分， 三峡水电站2018年发电量突破1000亿千瓦时，创国内单座水电站年发电量新纪录，同时提前超额完成923亿千瓦时的年发电计划。
三峡水电站是目前世界上最大的水电站，三峡工程的成功建成和运转，是中国水电事业的里程碑。电站年发电量突破一千亿千瓦时，也是三峡水电站运行管理史上的一个标志性事件。
25年前，三峡集团因建设三峡工程而成立，25年来，三峡集团不断提升流域水雨情精准预报能力，精心分析梯级水库来水情况，提高流域梯级电站联合调度能力，实现中小洪水资源化。可以说，正是科学的管理，确保了三峡水电站设备处于安全稳定状态、发电量不断刷新。
三峡电站精准预报、梯级联合等运行管理，为其他水电企业管理提供了一个模板，期待更多水电企业通过科学运行管理，实现发电量跨越式提升。
抽蓄电站 电价机制仍待理顺
今年6月，北京产权交易所预披露公告，三峡集团拟转让内蒙古呼和浩特抽水蓄能电站61%股权。这是继2013年湖南黑麋峰抽水蓄能电站转让后，国内又一例发电企业因抽蓄电站亏损而转让股权的案例。
由于历史原因，抽蓄电站主要服务于电网的安全稳定运行，我国抽蓄电站多由电网公司独资或控股投资建设。除电网企业外，其他企业建设抽蓄电站的积极性并不高，导致抽蓄电站发展缓慢，甚至成为发电企业的“烫手山芋”。究其原因，主要在于：电价机制不完善、投资主体单一、电站作用不能全部发挥；大部分情况下，抽蓄电站调峰填谷、备用保障电网安全稳定运行等间接经济和社会效益不能准确计算在内。
抽蓄电站前期建设周期太长，一个项目从预可研到建成投产需要8-10年，在目前的电价形势下，抽蓄电站的盈利压力颇大。提高抽蓄电站投资效益的核心是理顺电价形成机制，但2014年《关于完善抽蓄电站价格形成机制有关问题的通知》也只是原则性规定，没有实施细则，两部制电价政策也未全面落实。
现有电价机制下，抽蓄项目的建设成本只能全部由电网和用户承担，受益电源并未补偿相关抽蓄电站。因此，抽蓄电站实现可持续大发展，亟需算清一笔账，明晰电源侧峰谷电价、辅助服务补偿等方式，只有合理反映出抽蓄电站的效益，这个产业才能真正迎来发展“窗口”。
小水电站 重拳整改偿还生态“账”
浙江杭州富阳区关闭9座水电站、四川全省自然保护区核心区和缓冲区内116个小水电项目全部关停、湖北房县3年将关停19座小水电站……2018年，环保整改成为小水电站的关键词。
为彻底解决下泄生态流量不足、梯级过密、部分河段减流干涸等环境问题，国家发改委、水利部、国家能源局、生态环境部均把修复长江生态环境作为今年的压倒性任务，并在年中对长江经济带小水电开展排查活动。年底，四部委又联合发文明确，全面整改审批手续不全、影响生态环境的水电站，2020年底前完成清理整改。
年中排查结果显示，长江经济带近千座小水电站未做环评。究其根源，我国很多小型水电站在2002年《环评法》出台前就已开工建设或建成投产。除了客观历史因素外，还有生态流量监管主体不清等主观因素。不容忽视的是，小水电生态流量监测过程中，抽查流于形式、设计不科学、人力不足、监测设备价格乱等问题十分突出。
纵观小水电行业发展，归口水利部负责统一管理时，发展较为规范。1998年以后，小水电脱离水利部管理，有些地方为争取和保护地方利益，在小水电开发审批环节有意“放水”，而监管环节更是对问题视而不见，导致不少地方小水电开发一哄而上，致使环保问题频现。然而，各监管部门却权责不清，互相“踢皮球”，使得小水电站一度陷入舆论的风口浪尖。
从鼓励到严控，从大建到大拆，小水电的命运因时代变迁而变化。而从绿色发展和生态环保的长远角度考虑，重拳整改关停部分小水电，为的就是清还生态“债”。而对小水电建设“踩刹车”，实则是促进其健康发展。水利部近两年推行的绿色小水电创建，就是在保护与发展中找寻一条小水电高质量发展之路。