大家好今天来介绍中国2025年火电关停计划(2019年小火电关停政策)的问题，以下是小编对此问题的归纳整理，来看看吧。
核电供热来了！未来四年山东将关闭大批燃煤自备电厂
近日，山东省发布“十四五”绿色低碳循环发展规划，其中提到实施可再生能源倍增行动，以风电、光伏发电为重点，以生物质、地热能、海洋能等为补充，因地制宜推动可再生能源多元化、协同化发展，到2025年，可再生能源发电装机规模达到8000万千瓦以上，力争达到9000万千瓦左右。煤电发电量、清洁能源发电量、省外电量占全 社会 用电量的比重由2020年的68:15:17优化到60:20:20。文件要求，在确保电力、热力接续稳定供应的前提下，大力推进单机容量30万千瓦以下煤电机组关停整合，完成30万千瓦及以上热电联产电厂供热半径15公里范围内的燃煤锅炉和落后燃煤小热电机组（含自备电厂）关停整合，全面关停淘汰中温中压及以下参数或未达到供电煤耗标准、超低排放标准的低效燃煤机组，推动煤电机组节能提效升级和清洁化利用，到2025年，全省煤电机组供电煤耗降至295克标准煤/千瓦时左右，煤电装机容量控制在1亿千瓦左右。
从要求中不难看出，山东对于煤耗提出了具体的要求，简单来说到2025年供电标煤耗降至295克标准煤/千瓦时，这个标准其实已经很高了，当下仍然十分流行的300MW机组供电标煤耗大多数都达不到这一标准。而且2021年底全国6000千瓦及以上火电机组供电标煤耗已经低到302.5克/千瓦时，也就是说未来四年山东省供电标煤耗需要下降7.5克，业内人士都知道，如果不大规模淘汰落后机组，仅凭改造和运行调整其实是很难完成的，届时将会有大批燃煤电厂关停，带来巨量的财产损失和人员安置难题。
而在此前2021年四月份山东省发布《山东省落实“三个坚决”行动方案（2021-2022年）》时，对于燃煤电厂的供电标煤耗要求是304克/千瓦时，而且对于小型背压机组和抽凝机组相对宽容，一个电厂允许一台抽凝机组运行。并且提出了上大压小的减量替代方案。但时隔半年标准就又提高了很多，可以预见，未来随着碳中和政策不断加码以及能耗双控目标日趋严格落实，山东省对于燃煤电厂的政策将会进一步收紧。
值得注意的是，在去年四月份的文件中还提到对于民生供热及工业用汽方面需保留必要的热电联产机组，但是在最近的政策上已经将此条件改为对300MW及以上大容量机组的改造，这也是一个趋势，当前新建供热机组多采用300MW以上大容量、高参数热电联产机组或更清洁的燃气机组。并且早在2019年，山东省海阳市就已经在全国范围内首次实现全城区核电供热，为将来山东省大力建设核电站替代燃煤电厂提供有力支持，也为将来大规模清洁供热开辟了一条新途径。
其实，当前山东省已经是清洁能源大省。截止2021年底，山东电网并网风电、光伏发电容量突破5000万千瓦，达5048万千瓦， 继内蒙古、河北之后，居全国第三位。而且2020年发电量占比就达到了15%，这样的比例其实对于电网安全运行已经构成影响，若未来提升到20%，势必会有大量非水可再生能源发电无法正常上网。造成资源浪费，其实，现在山东省很多地区已经暂停分布式光伏发电项目审批，当前主要以集中式光伏电站配套一定比例储能空间来达到电网稳定运行。这样未来四年，山东省在这方面的投资又将是天文数字。
综合来说，未来山东省大批燃煤电厂关停势在必行，尤其是作为重化工业大省的山东省内存在的大量企业中小型燃煤自备电厂将会是关停的重点。
小火电关停后的有关政策！！！
2007年以来,国家先后出台了《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》(国发〔2007〕15号)、《国务院办公厅关于转发发展改革委等部门节能发电调度办法(试行)的通知》(国办发〔2007〕53号)及《国家发展改革委关于降低小火电机组上网电价促进小火电机组关停工作的通知》(发改价格〔2007〕703号)等一系列政策措施,加快淘汰小火电机组;同时,随着国家正在进行的资源性产品价格改革,煤炭和水资源价格将维持较高水平,小火电企业生存的空间越来越小,面临被直接淘汰的困境。为妥善解决小火电机组关停中的困难和问题,按照国家和省政府统一要求并结合我市实际情况,将小火电机组关停工作的政策措施明确如下:(一)关停机组的容量补助。省级以上容量补助,按省相关规定执行。经市政府常务会议研究决定,我市再给予关停小火电机组补助50元/千瓦。同时,对于有上大电源项目的县(市)、区按照其替代方案中实施关停的小火电机组,关停后有关县(市)、区政府再给予50元/千瓦的补助。
(二)淘汰落后产能奖励资金补助。按照财政部下发的关于淘汰落后产能奖励资金的规定,涉及小火电机组关停的县(市)、区,按照要求报送有关材料,经确认后,可获得一次性奖励。奖励资金全额落实到关停小火电企业,用以关停补助。
(三)发电量计划指标补助。对于按本意见关停的小火电机组,按照省发改委的有关文件要求,可享受2年补偿电量指标;主动关停或投产年限较短实施关停的,补偿年限再延长一年。公用机组补助电量按照关停年度下达的计划发电小时安排。 (四)用电电量和电价补助。按照自备电厂关停后所属用电企业可在一定期限内享受优惠电价的规定,关停自备机组企业优惠用电量按照5500小时安排;优惠电价价格为0.3848元/千瓦时。
(五)环保排污权交易补助。目前,我省已将全省二氧化硫排放总量分解到各工业企业,新上项目必须重新寻找二氧化硫排放容量。对积极关停的小火电企业,按照国家相关规定,允许其有偿转让二氧化硫排放指标,以获得一定的经济补助。
(六)小火电企业关停后的职工安置。企业自备电厂的职工,原则上由企业内部安置。公用电厂的职工,可通过本企业内部转岗、新上机组优先招用、自谋职业、内部退养等多种方式予以安置。依法解除劳动关系的,纳入当地就业培训和再就业保障体系,由当地劳动保障部门组织实施再就业。
(七)小火电企业关停后的资产和债务处置。企业集团或自备电厂小火电机组关停后,依法处置相关资产和债务。机组全部关停的单一发电企业可通过清算处理资产和债务问题,资不抵债的可依法实施破产。
(八)供热小火电机组关停后其原热用户的供热措施。担负供热任务的小火电机组关停后,可结合当地集中供热规划,通过优化供热方案,将现有热用户纳入其他在役或在建热电机组供热范围;当地无其他在役或在建热电机组的,有稳定工业热负荷的,积极支持其将现有机组改造为背压机组。
“拉闸限电”真相调查：事情并非突然发生也绝不只发生在中国
21世纪经济报道新能源课题组
研究员曹恩惠、彭强
特约研究员綦宇
无通知的停水、停电，楼道里的电梯骤然停运……一系列突如其来的变化，让东北的居民从几乎长达十数年的“用电自由”中惊醒。凛冬未至，席卷全国多个省份的“有序用电”，却让人们提前感受到阵阵寒意。
据央视新闻报道，辽阳市委宣传部证实，9月24日该市发生一起重大安全事故。虽然这只是此轮拉闸限电中发生的极端事件，但也折射出供电形势面临较严峻的局面。
今年上半年出现部分省份限电之后，中央层面在七八月份就陆续发出信号，要求各地纠正“运动式减碳”，同时坚决遏制“两高”项目盲目发展。
然而，9月下旬，“限电”仍在各地蔓延，个别地方甚至将限电延伸至居民用电领域。虽然9月29日举行了山西省保供十四省区市四季度煤炭中长期合同对接签订会，但目前来看，10月份的用电压力仍相当大。
在这些现象的背后，有许多待解的疑问：全国各地限电情况究竟严重到何种地步？为何在工业生产淡季还有所加剧？今年以来的限电措施影响到了哪些产业？用电的矛盾为何迟迟无法解决？……
简单将这一轮的“拉闸限电”，归结为“能耗双控要求”甚至“限制低端产能”，都是片面的。要回答这些问题，不仅要剖析国内与国际两个能源供应市场，更要深入到疫情后中国的产业结构中。
21世纪经济报道新能源课题组认为，解决这些问题，需要建立长期更加安全、清洁的能源供给结构、更加市场化的电力交易体系以及推进更加高能效的产业结构调整。
“拉闸限电”缘何突袭
1、电力供应增速不足
今年1-8月，国内电力需求快速增长，国内电力生产和煤炭供应增速，不及需求增速。
国家能源局数据显示，今年1-8月，全 社会 用电量累计达到5.47万亿千瓦时，同比增长13.8%；其中，第二产业用电达到了3.65万亿千瓦时，占总用电量的66%，同比增速达到13.1%。
国家统计局数据显示，今年1-8月，国内发电量5.39万亿千瓦时，同比增长11.3%，而8月电力生产增速已经明显回落。其中，8月份火电同比增长仅为0.3%，水电下降4.7%，风电增长7%，核电增速10.2%。
中国电力企业联合会7月发布报告指出，上半年全国电力供需总体平衡，但局部地区部分时段已经出现电力供应偏紧的现象，1月受寒潮等天气影响，江苏、浙江、安徽等地出现电力缺口，二季度蒙西、广东、云南和广西等地都采取了需求响应和有序用电措施。其中，广东、云南的电力供应尤为紧张。
中电联当时预计，下半年全国电力供需总体仍将保持平衡，但电力供应紧张的情况比上年将增多。
承担电力稳定供应主力的煤电方面，煤炭市场供需紧张、价格暴涨制约着煤电供应。
今年以来，受国内煤炭产能释放幅度有限、进口煤炭增量有限等多重因素的影响，电煤供应持续紧张，下半年煤炭价格一路高涨，煤电企业库存较低，电煤企业的经营压力进一步加大。
国家统计局数据显示，今年1-8月，国内原煤生产量26亿吨，同比增速4.4%，这主要是由于1-2月高增速的带动。自今年3月起，国内原煤月度生产量大多保持同比下滑的趋势，仅在5月和8月有小幅的回升。
目前正处于传统意义上的用煤淡季，但市场却呈现出异常火热的态势。目前，动力煤期货主力合约价格已经突破1300元/吨的大关，实际市场价格约在1600元/吨左右，而往年同期价格不过500-600元/吨。涨幅达300%左右。
高涨的煤价将火电厂迅速推入亏损境地，发电意愿不足。无论是通过长协，还是企业主动降价等手段，一个难以改变的事实是，市场上流通的煤炭已经变少了。
今年夏天以来，高温带来的用电高峰，以及出口强劲（1-8月我们出口总值同比增幅达到23.7%），拉动了工业生产，这些都刺激了用电需求的增长。
2、能耗双控
限电、限产在诸多行业都不罕见。诸如钢铁行业，上半年突飞猛进地生产后，在较大的产量控制压力下，7月开始多地钢铁产业就开始执行限产政策。水泥建材方面，出于环保、用能等因素，一直在进行错峰限产。
但自8月下旬以来，国家发改委点名多个省区能耗双控工作未达标，并进行预警。此后，能耗双控工作紧张的地区，陆续开始在三季度末实施限电限产，试图冲刺完成指标。
目前，能耗双控涉及的主要行业有化工、钢铁、有色、水泥建材、煤电等多个行业，涉及十几个能源消耗较大的省区。
图：各省份上半年能耗双控完成情况
据中金公司研究部测算，上半年能耗强度不达标的省份，合计占到中国工业增加值的70%左右，其中红色预警和黄色预警的省份，分别占比约38%和32%。
但“能耗双控”并不是各地限电拉闸的唯一原因。对于辽宁省、吉林省和黑龙江省来说，用电量增长，电煤紧缺、新能源发电不足等因素，导致当地电力供应不足，因而带动了东北地区大范围的限电停产。
图：各省份能耗双控举措
取暖季即将开始，在传统的消费旺季，煤炭市场供需两侧都没有明显改观的情况下，煤炭市场整体预计仍将维持强势。
限电效应
从工厂停产到电梯停运，“拉闸限电”的影响已经由工业生产渗透到居民生活。一时间，20多家A股相关上市公司纷纷告急，宣布受限电波及。但令人唏嘘的是，本轮限电却一度引发了资本市场的“电力狂欢”。
1、电力市场剧烈波动
由于电力供应吃紧，施行了工业企业的限电限产之后，不少地区的居民用电也都受到了影响。
在国内节能形势较为严峻的地区，出现了严控空调用电，要求优化照明用电的情况。
在东北三省，多地出现未经通知就突发停电的情况，个别地区甚至到了电梯停运、红绿灯停工、停水的地步。工业企业限电限产之余，有地区的商场停业歇业时间提前到了下午4点，楼体亮化全部关闭，晚间路灯都调低了亮度。
今年6月开始，广东、陕西、浙江、广西等地都对当地峰谷电价进行了调整。
但整体上来看，峰谷电价进行的调整一定程度上降低了电网企业的经营成本，也实现了部分电力使用过程中的“削峰填谷”。但对于火力发电企业来说，天然气、煤炭高价带来的高成本，峰谷电价调整仍是杯水车薪。
在工业制造领域，大规模的限电限产持续影响着诸多行业。悖谬的是，供求与价格相互缠绕，某种程度上形成了怪圈。
在光伏产业，能耗双控进一步加剧光伏产业上下游供需不匹配、硅料供不应求的态势，助长了整体价格走高的趋势。下游需求对当前硅料价格的高企起到了支撑作用，能耗双控的推进则对硅料的产出造成了一定程度的影响，进一步限制了供给。
水泥产业方面，由于煤炭价格的走高以及多地限产政策的加持，产品价格短期内出现大幅上涨。而在钢铁产业方面，下半年以来，在限产政策的执行下，钢材价格保持在较高位；在此基础上，多地的能耗双控进一步限制了钢材的产量，增强了减产的预期。
临近传统旺季的末期，钢材市场消费偏弱， 社会 库存保持去化节奏，整体市场呈现供需双弱的格局，减产政策主导市场。钢企的限产直接削弱了铁矿石的市场需求，价格也随之一落千丈。
7月下旬以来，铁矿石价格持续下滑，目前国内铁矿石主力期货价格跌至700元/吨以下，今年5月曾创下1358元/吨的高点。
2、资本市场的“冰与火”
8月初开始，A股电力板块开始持续攀升，7月28日处于1107的低位，到9月28日最高突破1600。同一时期，煤炭开采加工板块也开始显著攀升，8月3日，指数为1498.48，到9月16日最高涨至2483.68，近期已经回落至2100左右。
各行业的数十家上市公司纷纷公告停产、限产消息。据21世纪经济报道新能源课题组不完全统计，截至9月27日，已有23家上市公司发布了限电停产相关公告。最先宣布受到影响的，是广西的陶瓷生产企业蒙娜丽莎（002918.SZ）。
图：部分上市公司受双限影响一览
9月14日，蒙娜丽莎宣布，控股子公司桂蒙公司6条生产线、合计15万平方米/日的建筑陶瓷产能被迫停产，剩余的一条生产线（产能2.5万平方米/日建筑陶瓷）也处于低负荷非正常运行状态，并面临停产风险；公司原计划下半年启动的4条生产线也可能无法如期建设和投产。
此后，帝欧家居（002798.SZ）、晨化股份（300610.SZ）、中农联合（003042.SZ）、优彩资源（002998.SZ）、利民股份（002734.SZ）、润丰股份(301035.SZ)等多家上市公司均表示，受限电影响，生产将分别受到不同程度的影响。
随着限电范围不断扩大，9月27日，有多达10家上市公司发布了限电影响公告；其中，桃李面包（603866.SH）的停产消息甚至冲上了热搜。
据披露，桃李面包旗下位于江苏、广东、吉林、辽宁、山东、天津、黑龙江的9家全资子公司都接到了当地政府的限电通知，分别进行限电甚至是停产。
中金公司研报指出，从具体行业来看，受到能耗双控政策影响较大的行业包括但不限于钢铁、电解铝、水泥、化工化纤四大行业，这些行业的主要特征是高耗电+高碳排，采取的措施包括直接停产、削减产能（20%-90%不等）、错峰生产、分时段限电、削减用电优惠等。
全球“昂贵的冬天”
这一轮的“限电”绝不只发生在中国。事实上，全球正迎来“昂贵的冬天”。
近些年来，各主要经济体大都在推进能源结构转型。但当欧美地区这方面工作取得进展时，阵痛亦相随而至。
1、欧美煤炭、天然气价格暴涨，电价飞升
Wind提供的数据显示，最近一年内，国际动力煤价格已经增长数倍。截至9月24日，欧洲ARA港、南非理查德RB、澳大利亚纽卡斯尔NEWC动力煤的现货价格分别为185.68美元/吨、161.15美元/吨、188.72美元/吨，较一年前分别增长249.68%、172.90%、215.37%。
与此同时，欧美天然气价格正不断刷新 历史 新高。截至9月24日，欧洲天然气期货价格已从2020年5月的每兆瓦时8英镑一度飙升至200英镑左右，涨幅接近25倍。9月27日，美国NYMEX10月天然气期货收涨11.01％，报5.7060美元/百万英热单位，刷新2014年2月以来新高；ICE英国天然气期货收涨8.20％，报190.39便士/千卡，盘中最高触及193.23便士，逼近9月15日录得的 历史 最高位。
随着煤炭、天然气价格暴涨，欧美国家电价也进入上涨的快车道。根据美国能源信息署（EIA）的数据，仅截至7月，意大利、西班牙、德国、法国电价，分别较一年前大幅上涨166%、167%、170%、134%；同期，美国居民用电高达13.9美分/度，创 历史 新高。
对于天然气价格走势，高盛分析师 Samantha Dart表示，如果欧洲的冬天比预期的要冷，那么欧洲可能需要与亚洲竞争液化天然气供应。其预计，今年年底与明年年初可能会迎来进一步上涨，因为今年的冬季温度较以往更为寒冷。
这反过来又会影响包括中国在内的亚洲油气市场供应与价格。
2、欧美能源结构稳定性遭遇挑战
在全球范围内的低碳行动下，火电被走在环保前列的欧洲逐渐弃用。例如，在西班牙、英国，火电占比仅为4%和2%。这与近些年来欧美不断推动能源结构转型有关。
根据BP发布的《世界能源统计年鉴》，最近两年，欧美等国已经较大幅度提升其能源结构的绿色程度。例如，欧洲地区，其整体电力结构已经形成核能、可再生能源、天然气发电占比居前三的格局。此外，美国能源信息署（EIA）的数据也显示，2020年，欧洲（含英国）的可再生能源发展占比（包括水电）已经接近40%，天然气发电占比约20%，而煤炭发电占比已经低于15%。
然而，今年受极端高压、大面积干旱等极端天气侵袭，欧洲大力发展的风力与水力发电量在年内骤降。在欧洲，截至今年7月份，其风力发电占比从年初的17%降至不足11%。且在今年6月份，欧洲地区整体的风力发电占比一度跌破9%，几乎回到了2019年同期水平。
外界普遍将本轮欧美国家的“电荒”原因，归结为极端气候导致部分可再生能源发电“停摆”。于是，此消彼长之下，天然气、火电需求激增。国际能源署（IEA）发布的三季度能源报告显示，今年全球天然气需求将增加3.2%，且未来几年还将持续增加。
然而，一个客观事实是，疫情前后，全球范围内的油气勘采热情不断冷却，产能储备下行。据中国石油经济技术研究院发布的《2020年国内外油气行业发展报告》显示，去年全球共获得179个油气发现，新发现油气储量19.5亿吨油当量，同比大幅下降30%；天然气新增储量同比下降43%，全球天然气产量仅为4万亿立方米，同比下降3.6%。
随着可再生能源的供给波动，欧洲地区对天然气的依赖性增强。截至目前，美国、俄罗斯是欧洲天然气主要的出口国。但如今，这两大出口国正在下调产量预期。8月底，美国因飓风“艾达”导致天然气出口重创；俄罗斯近日预计2021年天然气产量为758.8亿立方米，同时将2022年天然气产量预测下调。
须高度重视供给端
事实上，无论是欧美，还是中国，当前共同面临的问题在于电力供给端上的不足。尽管在分析本轮国内多地出现电力缺口时，不可避免地会谈及疫情以来我国 社会 生产用电需求增速提升。但业内人士亦指出，在全年用电增速高达8.5%的2018年，并未出现大规模限电的现象。
1、煤炭供应偏紧
作为一个“富煤、少气、贫油”的国家，虽然近些年来我国正在不断加大能源结构转型，但在当前的电力结构中，火电依旧是最核心的供电来源。
《BP世界能源统计年鉴》2021年版的数据显示，去年我国的电力结构中，煤炭发电量占比为63%，较2018年和2019年分别下降15个百分点和2个百分点；水电为第二大发电能源，发电量占比为17%；风电、光伏为代表的可再生能源发电量占比已经提升至11%，较2018年和2019年分别增加了9.7个百分点、1.1个百分点。此外，核能、天然气最近两年维持着较为稳定的发电占比，2020年的比例分别为4.7%、3.2%。
现阶段的电力结构，决定着当下煤炭供给依旧是电力供给侧的核心。
国家统计局日前发布的数据显示，今年1至8月份，我国生产原煤25.97亿吨，同比增长4.4%；进口煤炭1.98亿吨，同比下降10.3%。其中，8月份，生产原煤3.35亿吨，同比增速由上月下降3.3%转为增长0.8%；进口煤炭2805万吨，同比增长35.8%。
国家统计局的数据显示，国内煤炭生产和进口量自8月份开始有所好转。不过，煤炭产量的释放还需要一个过程。
不可否认的是，近些年来我国煤炭产能正处于下行周期。尤其是今年7月份以来，国内煤炭供需错配的情况愈发严重。
在需求端，随着疫后经济的复苏，我国工业生产显示出强劲的发展势头。国家统计局数据显示，今年上半年，我国规模以上工业增加值增幅和产能利用率均高于往年同期。此外，电力需求向好，1-8月份全 社会 累计用电量同比上升13.8%。其中，占全 社会 用电量2/3的第二产业用电量增长了13.1%，是推动全 社会 用电量高增长的核心原因。
而在供给端，一方面，国内煤炭产能正处于周期下行的背景中，且另一方面，受国际关系与海外疫情的影响，我国今年从蒙古、澳大利亚的煤炭进口量有所减少。多种因素叠加之下，目前国内煤炭库存遭遇一定的压力。
Wind数据显示，在主要港口方面，秦皇岛港煤炭库存整体下滑，9月上旬日库存量一度低至352万吨；全国重点电厂煤炭库存量今年以来更是持续下滑，8月份的库存量已经降至4890万吨。
2、水力发电量下滑
在目前我国的电力结构中，水电依旧是第二大电力能源。但今年以来，水力发电量增速下滑。
国家统计局的数据显示。今年1至8月份，我国规模以上水力发电量约为7617.1亿千瓦时，同比降低1%。其中，发电量占比较少的华北、东北和华东地区，保持了水力发电的增长，而中南、西南和西北地区主要水力发电省份却呈现发电量下降。
受干旱天气等气候影响，中南地区、西南地区、西北地区今年1至8月份的水力发电量分别为1818亿千瓦时、4482.9亿千瓦时、775.1亿千瓦时。其中的重点水力发电省份发电量均萎缩：湖北省水力发电量966.7亿千瓦时，同比降低5.8%；广西壮族自治区水力发电量342.6亿千瓦时，同比降低2.3%；四川省水力发电量1983.9亿千瓦时，同比降低4.6%。
值得一提的是，自2015年以来，我国水力发电新增装机量整体处于下滑趋势。2020年，我国水力发电新增数倍容量为1323万千瓦，同比增长217.3%。不过，这一高增长的背后得益于总装机1020万千瓦的金沙江乌东德水电站首批机组投产发电。
3、风电、光伏等新能源尚未堪大任
随着双碳目标的推动，风电、光伏等新能源产能正不断扩大，发电量占比持续提升。国家能源局的数据显示，2020年，我国风电、光伏累计发电量占比同比提升0.9个百分点至9.5%，占全 社会 用电量比重在9.6%左右。国家能源局制定的目标是，2021年风电、光伏发电量占全 社会 用电量的比重达要到11%左右，2025年达到16.5%左右。
整体来看，随着光伏、风电发电量占比的提升，不少风光资源丰富的省份也开始倚重风电、光伏。但在今年极端天气多发的年份，风电、光伏发电的稳定性遭遇挑战。
东北此次罕见的居民用电被拉闸背后，风电骤减也被认为是原因之一。据《辽宁日报》消息，辽宁省工信厅9月26日召开的全省电力工作保障会议指出，9月23日至25日，由于风电骤减等原因，电力供应缺口进一步增加至严重级别。
国泰君安认为，“从我国目前的发电结构来看，对于火电的依赖依然较为严重，风电和光伏未能贡献出应有的产出。”该机构分析称，虽然我国目前的风电和光伏装机占比已达到24%，但目前产出仅占发电量的10%左右，说明我国对于火电的依赖较为严重，风电和光伏的装机量和其发电量不成比例，未能贡献出应有的产出。从发电增速来看，风电产出大幅提升，累计同比达到44.7%，而光伏发电的增速依然相对较低，仅9.7%，相反，装机占比不断下降的火电增速反而达到了16.1%。这表明发电结构的不成比例也存在趋势性特征，对于整体的电力供给造成了较大的挑战。
值得一提的是，受自然环境影响较大的风电、光伏，在大规模发展过程中，其上网的稳定性一直是关键问题。为此，与新能源发电密切相关的储能、特高压技术的研究有待提升，以消除新能源的快速发展和配套基建不匹配的矛盾。
能源结构“跳闸”反思
近十年来，国内已经先后三次出现规模性的地方限电现象。
2010年，即“十一五”收官之年，多个省份在能耗强度目标的约束下，于5月份开始实施“拉闸限电”，随后因影响经济生产秩序，当年10月份基本被叫停。
2020年四季度，浙江、湖南、江西、内蒙古先后出台限电措施，应对阶段性供电不足。
这次始于2021年5月份，并在持续发酵的第三次限电潮，其影响目前仍然在扩大。
与此前两轮不同，本轮限电发生的原因，直指当前能源结构本身的“跳闸”现象。
我国正迎来能源结构转型的“快步走”时期，在电力体系的重构过程中，从传统能源向清洁能源平稳过渡时，缓解“电荒”、防止拉闸限电，需要着重注意以下几个问题。
1、未来几年仍需稳住火电供应
本轮限电的关键因素在于供给端，而未来几年我国 社会 用电量需求仍将保持一定的增速。
由全球能源互联网发展合作组织发布的《中国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望》预测：2025年、2030年，我国 社会 用电量由2020年的7.5万亿千瓦时增长至9.2万亿、10.7万亿千瓦时。该报告进一步测算了需求增速——2020年至2025年，我国 社会 用电量年均增速约4.2%；2025年至2030年，用电量年均增速约3%；2030年至2050年、2050年至2060年，用电量年均增速将下降至2%、0.6%。
在此基础上，国泰君安测算，未来随着碳中和对于煤炭产能的限制，以及火电新增装机增速的下降，火力发电量增速将从2021年的5.6%降至2025年的1.3%；风电和光伏的新增装机不断提升，其每年的发电增速将维持在10%以上。
然而，在这样一个电力结构转换中，我国电力供应增速将持续低于电力需求增速，存在一定的供需缺口。而在整个转换过程中，火电供应的稳定性也将关系到电力结构在未来几年的平稳过渡。
2、避免“一刀切”式减碳
本轮拉闸限电，被置于一个较大的背景：“能耗双控目标考核”。不少地方为完成双控考核而拉闸限电。有的地方因为被约谈，而连夜开会“统一安排”拉闸限电。然而，“能耗双控目标考核”并不是此轮拉闸限电的根本原因。
“能耗双控”是执行多年的老政策。从2006年开始，我国将能耗强度作为约束性指标，2011年开始实施能耗双控考核。其中，“十二五”规划在把单位GDP能耗降低作为约束性指标的同时，提出合理控制能源消费总量的要求；“十三五”规划提出，到2020年，单位GDP能源消耗比2015年降低15%，能源消费总量低于50亿吨标准煤的目标。
如前文所言，2010年“十一五”收官之年，我国也出现多个省份在能耗强度目标约束下“拉闸限电”的现象。其结果，最终导致 社会 生产经济秩序受到影响，此为前车之鉴。
尽管“能耗双控”是刚性要求，减碳是大势所趋，但“运动式”减碳，对经济和 社会 生活的伤害巨大，甚至得不偿失。
值得注意的是，针对碳达峰工作的一些偏差，中共中央政治局7月30日的会议已作出明确表态。会议要求，要统筹有序做好碳达峰、碳中和工作，尽快出台2030年前碳达峰行动方案，坚持全国一盘棋，纠正运动式“减碳”，先立后破，坚决遏制“两高”项目盲目发展，做好电力迎峰度夏保障工作。
3、重构电力体系谨防激进思维
当前，在“双碳”目标的指导下，我国电力结构正在进行积极转型。《BP世界能源统计年鉴》2021版的数据显示，从2009年至2020年，我国电力结构正在发生显著变化——2009年，我国煤炭发电量占比为78%，水电占比17%，风电、光伏等可再生能源发电占比为1.3%；2020年，煤炭发电占比降至63%，风电、光伏等可再生能源发电占比升至11%，水电占比保持不变。
这组数据的变化显示，过往十年间，煤炭和可再生能源发电占比主导着电力结构调整过程中的“此消彼长”。
然而，一个现实的问题是，在当前电力结构转型中，我们依然需要正视火电的地位。
Wind数据显示，2020年，我国发电装机结构占比为火电56.6%、风电和光伏24%。但显然，火电56.6%的装机占比对应着63%的发电量，风电、光伏合计24%的装机占比仅对应着11%的发电量。这意味着，在当前我国大力发展新能源的同时，新能源发电还不能承担起当前电力结构供应的主导型重任。
4、加快发展储能、特高压技术
值得肯定的是，经过数十年的发展，我国风电、光伏发电技术成本已经大幅下降，平价上网时代渐行渐近。
无论是从资源获取还是发电潜力上看，新能源将是未来主导世界能源结构的不二之选。但随着发电装机量的提升，如何保持新能源发电稳定上网，避免无序脱网的现象，亦是在大力发展新能源时需要共同解决的问题。
实际上，这方面已有前车之鉴。2019年8月9日，英国电网发生大停电事故，集中于英格兰与威尔士地区，约有100万人受到停电影响。数据显示，2019年，英国风电、光伏等可再生能源发电占比已经升至35%。而此次事故起因，便是英国电网海上风电和分布式光伏出现大量无序脱网，导致系统频率下降至48.9赫兹，引发系统中低频减载装置动作，切除大量负荷。据当时资料，事故发时，英国风电渗透率已达到34.71%。在本次大停电中，抽蓄机组及时增加出力，阻止了事故进一步扩大。
从英国电网停电事故中，我们不难发现，风电、光伏发电存在随机性风险，即受天气、气候影响较大。
国泰君安指出，储能技术能有效调节新能源发电引起的电网电压、频率及相位的变化，在很大程度上解决了新能源发电的随机性、波动性问题，可以实现新能源发电的平滑输出；此外，特高压技术可以将富集区资源运送到负荷中心，解决资源与负荷的区域错位问题。因此，储能和特高压技术值得大力发展。
参考文献：
1、《供给才是主导本轮“电荒”的原因——能源与能耗观察系列之二》，国君宏观研究；
2、《中国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望》，全球能源互联网发展合作组织；
3、《限电限产下的传导路径》，中金公司；
4、《能耗双控、限产限电的宏观分析与展望》，中信证券；
5、《东北拉闸限电与能耗双控无关，这三点才是真实原因》，《 财经 》杂志；
6、《英国“2019•8•9”大停电事故分析报告》，《电力之窗》；
7、《BP世界能源统计年鉴》2021年版，BP；
8、《减产主导市场 下周钢价高位盘整》，兰格钢铁；
9、《2021年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，中国电力企业联合会。
什么是关停小火电
火电装机容量结构得到优化，大容量机组比例升高，小机组特别是能耗高、污染重的小机组下降。到2009年6月底，中国单机30万千瓦以上的火电机组比重达到64％，比“十一五”初期提高了20个百分点；单机10万千瓦及以下小火电机组比重降至14％，比“十一五”初期降低了16个百分点。其次，火电效率大幅度提高。到2009年6月底，火电机组平均供电标准煤耗已下降到340克/千瓦时，比“十一五”初期降低了30克/千瓦时，累计节约原煤1.6亿吨。
污染物和温室气体排放明显减少。初步测算，关停5407万千瓦小火电机组，每年可减少二氧化硫排放量106万吨，减少二氧化碳排放量1.24亿吨。
目前全国还有20万千瓦及以下能耗高、污染重的纯凝火电机组约8000万千瓦，淘汰落后小火电工作依然任重道远。关停小火电不会影响当前和未来的电力供应。近几年，中国新建的电力机组，特别是低碳机组不断增加，每年新增7000万千瓦左右。
中国当前环保水平最高的大型火电机组已于2009年10月在中国东部沿海城市宁波，成功通过满负荷试运行，正式投入商业运营。此次投产的两套百万千瓦机组总投资78亿元人民币，投产后，电厂年发电量可达260亿千瓦时，占浙江省年发电量的近13％。两套机组配套安装了最先进的环保设施，拥有两座亚洲第一高的海水冷却塔。冷却塔内部采用的海水二次循环冷却技术将大大减少海水取用量和污染排放量。
工业炉窑高效化是提高煤炭利用率的另一条重要途径，我国各类工业炉窑热效率比国外先进水平低50％左右，应尽量选用先进炉型，对现有工业炉和炉窑进行技术改造，提高自动化控制水平。
高效工业锅炉我国工业锅炉燃料主要是煤，每年要消耗全国原煤产量的约1/3。如果对锅炉进行一些改造，就可以使锅炉从高耗转向高效。
甘肃银光化工集团有限公司5台锅炉全为20世纪六七十年代的产品，经过40多年的运行，锅炉设备老化严重，原负压的锅炉全为正压。原设计每小时20吨的锅炉，每小时产汽量只有8～10吨，发热量2300千卡（1千卡=4.18千焦）的煤，吨蒸汽耗煤达240千克，吨蒸汽成本达到150元。一到天气转冷，锅炉就掉了链子，寒冬腊月，2万余名职工家属为不能正常采暖而叫苦不迭。由于设备老化，故障频繁，员工常常打抢修疲劳战。
2003年9月，银光公司对锅炉设备进行了整体改造后，情况大变。2004年入冬运行以来，吨蒸汽煤耗下降了30千克，4个月节约燃煤3000余吨，节省资金100余万元，锅炉负荷由原来的10吨提高到18吨，灰渣可燃物由原来的47％下降到23％。这样的成功例子其他许多企业也曾有过。
据了解，我国工业锅炉每年烟尘排放量约600万～800万吨，占全国烟尘总排放量的33％；二氧化硫排放量约500万～600万吨，占全国烟尘总排放量的21％；二氧化碳排放量约6亿吨。工业锅炉成为我国大气煤烟型污染的主要来源之一。世界先进国家烟尘初始排放浓度一般小于1000毫克/立方米，而国内中小型工业锅炉初始排放浓度一般大于1000毫克/立方米。
四川金路树脂公司从刚建厂开始，对锅炉进行改造的步伐就一直没停。谈到改造锅炉的原因，该公司一位近年来直接参与锅炉改造的技术负责人说，主要是为了解决困扰企业的环保问题。（20世纪80年代的锅炉炉型结构普遍存在消烟除尘不足的问题）他作了一番比较：锅炉改造前格林曼黑度4～5级，改造后为0～1级；改造前烟气含尘量大于200毫克/立方米，改造后小于50毫克/立方米；改造前员工称锅炉房为黑电站，改造后外来参观的人员说该厂的锅炉像停运时一样清洁。
我国在用工业锅炉将近85％是燃煤锅炉。我国燃煤工业锅炉以层燃为主，并且以链条炉排锅炉为主，锅炉设计效率一般在72％～80％，但实际运行时热效率一般低于设计效率。而世界先进国家的层燃燃煤锅炉热效率可达80％～85％，锅炉投入运行二三十年仍可保持很高的热效率。如美国国家职业安全与健康研究院锅炉房的1台容量为55000磅/时的蒸汽锅炉，1980年投入运行至今，热效率仍达到83％。
一般来说，锅炉热效率低主要是由于燃烧设备及配套辅机不佳，运行管理水平较低，又经常处于低负荷运行，造成排烟温度提高，排烟热损失增加，从而直接导致二氧化碳排放量的增高。近几年来，化工企业都在为解决这个问题不断探索，普遍采用的措施是上余热锅炉，将装置散发到空气中的大量余热回收，用于生产蒸汽或发电。南化公司磷肥厂两套硫酸装置都上了余热锅炉，每台锅炉每小时能生产蒸汽40吨。把这些生产的蒸汽有效利用起来，不仅能保护环境，而且还能节约能源需求，避免不必要的浪费。
说起这点，连云港碱厂副总工程师非常兴奋。他说，改造前，连云港碱厂锅炉的热动力不足，供热效率不高，不仅制约了产量的增长，而且对煤炭质量的要求较高，一旦煤炭质量较差，就严重影响锅炉的正常运行，不仅运行成本大幅增加，甚至直接造成产量减少，还有停产的危险。改造后，产能不断增长，热动力充足，基本满足了企业产量增长的实际需要。改造前要用25000千焦／千克的煤质，改造后用18000千焦／千克的煤质就可以保证运行了。锅炉的产汽量由原来的130吨／时，增加到现在的150吨／时，纯碱产量大幅提升。
供给侧改革下的30万千瓦火电机组 究竟“何去何从”
电力系统电压等级划分为1000kV、500（750）kV、220（330）kV、110（66）kV、35kV、10kV。我国电力系统的主要特点为运行总量较大，但受地区经济影响，发展并不均衡。按照发电厂接入电力系统有关技术规范，30万千万及以下机组一般情况下接入220kV电压等级及以下电网。那么在目前形势下，30万千瓦 火电机组 “何去何从”？具体分析如下：
1、电网结构及电源支撑因素
30万千瓦及以下火电机组，在不同规模的电网中发挥的作用差异明显。在我国，经济发展较好的“三北”地区，负荷水平高，电网结构相对合理，以500kV为主网架，电气距离较小，电源点相对集中，电网抵御事故能力强；经济发展相对落后的西北、西南地区，负荷水平不高，电网结构相对薄弱，电源点相对分散，电气距离较大，电网抵御事故的能力偏弱。一方面，“三北”经济发达地区，各级电压等级发展均衡，500kV网架密布，大容量电厂接入500kV电压等级，直接和主要参与本地区供电平衡，为地区电力系统提供强有力的支撑，电网对30万千瓦以下机组就地消纳能力强，去产能带来的影响不明显。另一方面，经济欠发达地区，包括西北、西南、东北广大地区和三北的农网覆盖地区，实际负荷占比超过70%，电网实际相对薄弱，大型电厂接入500kV网架以后，基本上不会就地消纳，而多是送出，这样本地区的220kV电网和接入220kV电网的电厂就承担了地区供电平衡、保证电力系统安全稳定的作用。
一旦失去且没有相应增量装机，即只“压小”而不“上大”，有可能导致局部系统的安全稳定性下降，需要具体问题具体分析。
2、电网局部“卡脖子”因素
由于电网的差异性，必须具体问题具体分析，不可一概而论。以一个或若干个500kV变电站为“单位”进行分析，每个500kV变电站下带若干个220kV变电站，220kV变电站、线路和接入220kV电压等级的电厂组成较为紧密的区域电网结构，500kV变电站和电厂作为“电源”，220kV变电站作为“负荷”，实现该“单位”内的平衡，一旦电厂产能减小，为了满足负荷需求，变电站及相应线路负载率升高，可能出现过载问题。因此根据电网情况差异，需分析论证后确定去产能的可行性。
3、热电联产限制因素
热电联产机组 扮演多重角色，不能仅以容量论“去留”。 火力发电 按照作用划分，可分为单一发电机组和热电联产机组。对于热电联产机组，一方面除供电外，还承担区域内居民正常生产生活的热需求，此类机组即使在去产能所限定的范围内，短期内难以关停。另一方面，热电联产机组的建设是“以热定电”，要遵循地区条件制约因素，不能一味强调大机组容量，应因地制宜，新建技术先进，效益显著的热电联产、冷热电联供机组。
4.系统调峰、应急电源、与无功平衡因素
受电力系统特性制约，部分电厂除常规供电外，还承担系统调峰、电源备用、无功平衡等作用，该类电厂数量虽然较少，发电小时较低，但作为电力系统正常运行的有效补充，一般情况下会在一定时间内保留。如位于北京地区的华能高碑店电厂，虽然已经列为淘汰产能，但目前作为北京市内应急电源，并未实施关停；原北京第二热电厂自上世纪90年代即作为电网无功电源使用，仅为系统注入无功电流，直至数年前才真正退役，此类电厂一般情况下一般需要新建电厂的情况下配合关停。
5.其它问题
除技术可行性外，还存在一些其他因素影响煤电供给侧改革进程。如电厂关停（含自备电厂）带来的劳动力安置、土地开发再利用、地方利益博弈等问题。上一轮“上大压小”实施中，华北地区某热电公司为例，原有人员1300人左右。停产后，新建超超临界机组，编制300人左右；同期异地新建其他电厂，编制800人左右；其余通过退休、内退等方式分流。上述案例由于机组以大带小，基本可以实现人员再就业，但本次供给侧改革一方面关停老旧机组，一方面限制新增机组，必然导致人员分流压力增加，非技术性问题凸显。
综上，30万级及以下机组去产能难以全部短期内实施！
通过以上分析可以得到，一是可关停机组容量比例并不会太高，考虑电网支撑、局部存在停机后电网“卡脖子”、供热需求、应急调峰及部分非技术性因素影响，我们认为，本次供给侧改革暂时不会涉及30万千瓦级机组，主要集中于20万千瓦级及以下运行时间长，状况较差，且对系统影响较小的机组，关停大致在2000-4000万千瓦左右数量级；二是部分因各类原因无法关停的机组，我们判断除技术手段进行节能改造外，可通过出台相关政策，采用冷热备用、压减出力、降低发电小时的方式实现去产能，同时提高高效机组利用小时，达到供给侧改革的目的。
2012年8月，国务院印发《节能减排“十二五”规划》，明确提出淘汰小火电2000万千瓦。而从“十二五”伊始至2016年后期全国共关停小火电约
3300万千瓦，几乎也超出了关停的规划目标。根据中电联数据，截至2016年底，我国30万千瓦及以上火电机组比例已提高至约88%，若参照国家能源局公布的煤电装机容量9.43亿千瓦计算，目前我国30万千瓦以下等级的煤电机组容量总计约1.1亿千瓦(含企业自备电厂。
以上就是小编对于中国2025年火电关停计划 2019年小火电关停政策问题和相关问题的解答了，希望对你有用
