2020.4.23
煤价击穿500元/t大关 行业协会呼吁煤企理性营销
近日，受供需关系影响，国内煤炭库存高企，煤价出现恐慌性下跌。截至4月16日，CCI5500已由2月21日的高点576元/t跌至486元/t，时隔4年再次击穿500 元/t 大关，创下2016 年8 月份以来新低。在此背景下，中国煤炭运销协会紧急呼吁煤企限产保价、理性营销，12家大型无烟煤生产企业、焦煤行业协会双双倡议减产10%。
500 元/t 是煤价“绿色区间”下限。国家发改委在《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》中明确，2016～2020 年期间，建立价格异常波动预警机制。其中，绿色区间为正常，煤价位于500～570元/t；蓝色区间为轻度上涨或下跌，煤价位于570～600 元/t 或470～500 元/t；红色区间为异常上涨或下跌，煤价在600元/t以上或470元/t以下。
备忘录提到，绿色区间时不采取调控措施；蓝色区间时适时采取必要的引导措施；红色区间时启动平抑煤炭价格异常波动的响应机制。也有市场观点认为，跌破绿色或蓝色区间之后将触发政策调控，不排除“276工作日”等供给收紧政策推出，从而大幅提振煤炭价格。
卓创资讯分析师表示，受供大于求影响，3月份起动力煤价一路下行。因为煤矿复产率提升且基本处于满负荷生产状态，供应量持续增加，但需求方面，下游企业整体复工进度相对比较缓慢，供暖期结束后电厂用电量转向回落，同时，受国际疫情影响，国内外贸企业对煤炭的需求也有所下降。此外，部分煤企在4 月初出台促销政策以抢占市场份额，也使得煤炭价格进一步下降。
国盛证券研报提到，本轮煤价暴跌的核心因素在于疫情期间煤矿复工复产速度快于下游，煤炭市场供给弹性明显大于需求，阶段性供应明显过剩。与此同时，在“现货价格与长协价格大幅倒挂”以及“2020年煤电中长期合同暂未签订”的背景下，电厂履约率难以保证，导致各大煤企纷纷选择“降价促销，以量补价，抢占市场”。
而煤企盈利能力也受到疫情和煤价下行等因素限制。数据显示，今年前2个月，全国规模以上煤炭企业应收票据及应收账款同比增长15%，规模以上煤炭企业利润总额同比下降45.6%，行业亏损面达到42.3%。这一趋势进入4 月份后更加明显。根据国盛证券数据，以4月16日的煤价486元/t计，发往环渤海港口的煤矿产能盈利占比仅约55%，也就是说北方港口产能近半处于亏损状态。
对此，中国煤炭运销协会等行业协会纷纷发表关于稳定市场的倡议书。4月16日，中国煤炭运销协会致信山西省能源局、内蒙古能源局、陕西省发改委、鄂尔多斯市能源局、榆林市能源局等，建议主要产煤省（市、区）密切关注区域产量超需求释放，科学有序组织煤炭产销。建议包括：坚决打击违法违规生产、超能力、超强度生产；引导煤企根据市场形势变化及时调整煤炭产量计划，降低生产强度，以需定产，逐步消化煤炭库存；适时调整煤企考核机制，不以煤炭产量的增长作为硬性考核指标。
针对煤炭企业“价格战”，中国煤炭运销协会同日向会员单位下发通知，建议企业特别是大型煤企在煤炭销售过程中不以价换量，不使用无底线优惠手段挤占市场，不进行市场倾销，不要把原有的市场份额打破，要继续坚持低于成本不生产、没有订单不生产、不收到货款不发货；建议大型煤企共同抵制少数用户的不合理、无原则的降价要求，抵制蓄意压低采购价格的招标行为，坚持出矿化验的行业交易惯例。
阳泉煤业集团、河南神火集团、北京昊华能源等12 家大型无烟煤生产企业4 月17 日发布倡议称，由于下游需求受疫情影响，至今仍未能得到有效恢复，为调整市场供需平衡，呼吁无烟煤生产企业即日起各企业在当前产量基础上减产10%，稳定市场销售份额，停止量价优惠及各种变相促销手段。中国煤炭运销协会炼焦煤专委会也于次日发出倡议书，建议各焦煤企业自5月1日起，依据本企业一季度焦精煤日均产量，实施减产10%的生产措施，实施日期暂定至2020年5月31日止。
政策手段方面，4月3日，国家能源局下发《关于做好有序复工复产期间电力供应保障的通知》。其中提到，各发电企业要主动加强与煤炭、运输企业沟通协商，拓宽电煤采购范围和渠道，抓紧补签2020年度电煤供应中长期合同，切实提高合同履约水平。
国盛证券分析称，煤电长协合同能否签订是终止煤企价格战的关键因素。目前，煤电双方关于2020年电煤供应中长期合同谈判已接近尾声，不管最终合同条款如何确定，但只要合同能对量、价进行约束，便意味着下游电厂的市场份额得以明确分配，在有硬性履约率要求的保障下，煤企之间的价格战将不复存在，煤价恐慌性下跌的局面亦将得到极大缓解。
此外，煤炭资源网通知称，由于近期煤炭市场价格持续下行，市场观望气氛浓厚，现货市场上的活跃度显着下降，为避免市场参与者对价格走势形成误判，自4月17日起暂停发布CCI5500指数，待市场交易恢复正常后，再予以发布。这是CCI 指数自2015 年8 月正式发布以来，第二次主动暂停发布，一定程度上也有助于缓解市场恐慌情绪。
另据“榆林能源化工交易中心”微信公众号4月19 日消息，四大煤企神华集团、同煤集团、中煤集团、伊泰集团将停止“价格战”，统一5500kcal/kg 销售价格不得低于485元/t。
对于未来煤炭价格走势，国盛证券认为，短期而言，当前煤价已将市场多数利空反应在内，利多因素将逐步占据上风，煤电长协签订在即、CCI指数暂停发布、协会呼吁限产保价、电厂日耗已恢复2019年同期水平且存在进一步回升预期、迎峰度夏前的补库窗口、进口煤干预预期再起等种种迹象均将有助煤炭市场走出至暗时刻，煤价亦有望止跌企稳。长期而言，煤价止跌企稳后的反弹高度取决于下游需求恢复速度以及煤企能否落实限产政策。
华西证券研报也提到，短期煤价仍在下行通道，但或已进入本轮下跌的后半程。进入5 月份后，随着部分电厂将逐步启动补库，进口煤价格优势消失，预计在市场和政策的驱动下进口量将下降，估计动力煤价格将逐渐企稳。但长周期来看，疫情导致的需求冲击下，煤价底部或可提前至今年看到，但拐点仍需后续需求配合，目前来看不确定性较大。
（来源：澎湃新闻）
全球燃煤发电经济性再降
金融智库“碳追踪计划”发布报告指出，当前全球近半数的燃煤发电厂正处于负债运营的状态，预计未来这一比例还将继续上升。
◆近半数燃煤电厂入不敷出
这份名为《政治决策与经济现实》的报告评估了全球95%的运营中、在建及规划中的煤电项目。其中包括6696 个运营中项目，总装机量为2045GW；1046个在建项目，总装机量为499GW。
报告指出，根据调查，今年全球将有46%的燃煤电厂无法盈利；而到了2030 年，预计这一比例将增长至52%。
从区域来看，报告的统计数据显示，印度燃煤发电业当前的状态相对较好，在总装机量222GW 的燃煤电厂中，仅有2%处于负债运营状态。但在66GW的在建煤电产能中，预计将有23%在投运时产生负现金流。与此同时，整体来看，印度目前已有51%的燃煤电厂发电成本高于可再生能源发电。
而在美国，虽然目前并没有新建燃煤发电产能的计划，但现有的燃煤电厂中有22%为负债运营。同时，全美范围内有47%的燃煤电厂发电成本已经高于可再生能源发电。
欧洲的情况最为糟糕。统计数据显示，欧洲现有的燃煤发电厂中有62%处于负债运营状态，总装机量达146GW。而在8GW 的规划和在建燃煤电厂中，也将有一半在投运时产生负现金流。与此同时，值得注意的是，96%的欧洲燃煤电厂发电成本高于可再生能源发电。
◆三大因素影响煤电盈利
根据“碳追踪计划”的调查，主要有3 方面因素影响全球燃煤电厂的盈利。首先是煤炭价格。数据显示，原本2019年煤炭价格同比此前一年下降了8%，有利于燃煤电厂经济性的提升。然而，今年以来，受新冠肺炎疫情的影响，“碳追踪计划”预计下半年随着各项经济活动的逐步恢复，煤炭需求可能会有所上升，进而带动煤炭价格上涨，这将再次影响燃煤发电厂的盈利。
其次，随着各国加强对污染的监管力度，碳排放价格不断上涨。以欧洲为例，报告数据显示，2019 年，碳价平均涨幅为45%。“碳追踪计划”指出，虽然今年3 月欧盟的碳排价格一度骤降，但要刺激煤电的增长，需要碳价在短时间内降至9 欧元/t 的水平才行。
另外，可再生能源发电成本的不断下降，也极大打击了煤电的发展热情。报告数据显示，2019年，可再生能源电价已经比2018年下降了8%。
加上天然气发电的竞争，燃煤发电厂的运行时间更短，进而拉高了运行成本。2019 年，全球燃煤发电厂的平均运行时间占比已经从2010 年的61%下降至53%。
值得关注的是，“碳追踪计划”特别提及，中国的电力市场改革促进了更多发电厂的市场化转型，有利于推动减少高成本的燃煤发电产能的减少。
◆恐拖累经济和减排
“碳追踪计划”强调，目前，全球各国仍在向燃煤电厂提供补贴，这不利于推动减少燃煤发电产能。报告显示，全球范围内各国的补贴将带动新建近500GW装机量的燃煤发电厂，总投资近6380亿美元。
“当前，全球90%运行中、在建或者规划中的煤电项目，明里暗里都得到了补贴。如果让这些燃煤电厂进入自由竞争的市场，其中大部分是无法盈利的。对于那些新建的燃煤发电产能也是一样。在没有补贴的情况下，一旦投运，其中72%都将入不敷出。”报告称。
“碳追踪计划”警告称，通常情况下，燃煤发电厂需要15～20年才能收回成本。因此，如果各国政府和投资者继续建设新的燃煤电厂，其投资很可能无法收回。
“各国政府和投资者有责任有序避开煤电投资，以确保消费者享受清洁而廉价的能源。同时，政策制定者也应有所行动，以便正确引导投资走向，减少各界对煤电的投资，并鼓励开发低成本且清洁的发电技术。”报告称。
“碳追踪计划”的电力与公用事业联席负责人、报告的共同作者Matt Gray 表示：“在新冠肺炎疫情结束后，有些国家为了帮助恢复经济，可能会继续投资煤电，这就可能导致部分国家和地区重新依赖高成本的煤电，这也与全球气候目标背道而驰。”
他同时强调，通过补贴新建燃煤电厂并支持现有发电厂可能会“赔了夫人又折兵”。“面对要投资几十亿元来刺激经济，并创造新就业岗位的问题，各国政府应该制定绿色复苏计划，鼓励关闭燃煤发电厂，同时提供补助，鼓励低成本、清洁的可再生能源发电。”
根据“碳追踪计划”此前的调查，与所有主要市场的新建燃煤发电厂相比，新的可再生能源发电的成本已经“极具市场竞争力”。数据显示，至少到2030年，全球范围内的风力或太阳能发电的成本都将低于煤炭。
另外，联合国政府间气候变化专门委员会近期的一项研究表明，到2030 年，如果要将全球气温上升控制在1.5℃以内，全球发电的耗煤量必须比2010年下降80%。
“碳追踪计划”表示，各国应谨慎考虑投资新的煤电产能的计划，因为“在促进经济增长上，可再生能源和储能的可行性和可持续性更强”。
（来源：国际能源参考）
疫情之下，我国能源发展的长远谋划
2020年是决胜全面建成小康社会的收官之年，是实现第一个百年奋斗目标的关键之年，注定是中国发展历史上极具历史意义的一年。
2020年开局不利，新冠肺炎疫情骤然袭来。经过全国上下艰苦努力，我国疫情防控形势持续向好，生产生活秩序正在加快恢复。但全球新冠肺炎疫情短期内不会结束，其引发的危机及次生危机正影响着全球的政治生态、经济形势和社会秩序。我们将面临极其复杂的局面和更加严峻的挑战。所以，2020年也必是极其特殊的一年。
为统筹做好疫情防控和经济社会发展各项工作，“十四五”能源行业发展亟待全面重估形势，克“危”寻“机”，谋长远促转型，保供应防风险，以创新赋能高质量发展，确保实现决胜全面建成小康社会、决战脱贫攻坚目标任务。
很难想象“百年未有之大变局”会以这样的方式展开，迅猛扩散的疫情让亚洲、欧洲和美洲等地区主要经济体选择“禁足”“闭户”“封城”“锁国”等管控模式，工厂停工、商店停业、交通停运，给全球经济发展、社会治理和国际秩序等投射下长期而深远影响。
疫情冲击，能源行业避无可避，当前正值“十四五”能源规划编制前期，我们需要盘点疫情影响，明确当前挑战，找准未来定位，为将要发生的变化做好准备。
◆疫情致能源发展三大新趋势
疫情导致能源发展外部形势出现新变化，主要体现在能源消费增量大幅萎缩、外部发展环境更趋复杂、能源新型业态活跃兴起等方面。
一是能源需求增长更趋平缓。
今年1～2 月份，我国原煤产量、原油加工量和发电量都出现负增长，能源行业增长动力减弱。其实，经济由高速增长转向高质量发展后，我国能源消费就已进入中低速增长周期，2015年后的平均增速低于3%，叠加这场百年未遇疫情冲击，增速转负实属正常。但是，疫情本身可能还不是最大冲击，疫情后的次生冲击——“世界产业格局松动”才是。越来越多国家意识到，无论经济怎幺全球化，与国家安全、人民生命直接相关的产业都需要掌握在自己手里。可以预见，疫情后很多国家都会重新评估本国产业体系，开始回收、扶持基础产业和民生产业，这将可能冲击世界产业格局，甚至中国制造业基础，让我国能源需求增长曲线趋于平缓。虽然有“新基建”政策刺激增长，但是短期脉冲对长期趋势影响有限，因为疫情改变了各国对全球化的“看法”。
二是能源国际竞争更趋激烈。
需求减弱，短期难有好转，但政策刺激却让能源供应变得更加富余，依赖原油和石化产品出口的国家很“受伤”，国际能源博弈进入激烈模式。与俄罗斯就石油减产谈崩后，沙特宣布石油出口量提高至1000 万桶/日以上，并启动价格大战，国际油价直接开启史诗级暴跌。较之以往，世界能源重镇中东的局势变得更加复杂、敏感、脆弱、多变，随时可能成为全球地缘政治热点。实现“能源独立”后，集能源消费大国、能源生产大国、能源出口大国三重属性于一身的“新美国”浮出水面，能源不仅是大国竞争工具和武器，也是美国“再次伟大”的载体行业。为扩大油气出口空间，美国重启对伊朗的制裁，全面禁运委内瑞拉，竭力阻碍北溪2 线，施压中国进口美国能源产品，在世界能源霸权战略目标主导下，美国对外能源政策日趋咄咄逼人。世界能源市场关系愈发政治化，能源地缘政治不稳定性增加。
三是能源新生业态更趋活跃。
疫情影响也不全是负面的。百业滞转下，在线教育、在线会议、在线娱乐和网红直播等逆势而起，1～2 月份互联网商务活动指数高于服务业商务活动指数11 个百分点，俨然成为一抹显眼亮色。进入21 世纪后，世界各国均把新型能源技术视为新一轮产业变革突破口，新型能源技术正以前所未有的速度加快迭代，并与云计算、大数据、物联网和人工智能等现代信息技术深度融合，不断催生出能源新生业态。相比“十三五”初期，新型能源的核心关键技术已获得更多突破，新型能源的开发利用也变得更加经济高效，风能、太阳能、地热能、生物质能早已“飞入寻常百姓家”，海洋能和氢能的利用也已起步，多能互补、“互联网+”智慧能源等能源业态纷纷落地生根。疫情下，活跃的在线经济不断解锁全新生产生活方式，同时也加快了以智能化为特征的新型能源产业发展和新生业态崛起。
◆能源发展定位应转向“保供应”“促发展”并重
疫情已导致部分产业供应链断裂、产业链破坏，部分国家短期经济衰退在所难免，欧美国家部分产业抵御不住下行压力而转移的概率已大大增加，这将带来新一轮全球资产抄底，加速全球产业链重构。历史证明，每一轮经济周期切换都是产业“拾贝”好机会，美国就利用二战的机会收割了德意志帝国的技术、产品和人才。所以，谁先走出疫情，谁先恢复生产，谁就能先抢得产业承接先机。通过全国动员抗疫，我国国内疫情基本得到控制，本土增长病例趋近于零，规模以上企业复工复产率超过90%，中国已是新冠疫情下世界最安全、全球生产能力最稳定地区。率先走出泥潭的中国经济，仍是全球“最靓的仔”，这将帮助中国赢得产业和资本的青睐，抢得产业链重构的先发战略机遇。
作为攸关国计民生的重要行业，长期以来，我国能源行业定位于生产供给，核心任务就是提供能源产品，满足经济社会发展对能源日益增长的需要。同时能源也是最重要的应用产业，是促进社会经济发展的引擎产业，关联着众多其他行业的发展，在占GDP 约30%的装备制造业中，就有约60%的通用装备应用于能源行业。在当前潜在经济增速下降之时，能源行业须充分发挥引领和带动作用，通过自身创新发展为其他产业提供应用场景，带动关联行业发展，拉动国民经济增长。此外，能源装备制造业技术密集、产业关联度高，多数分支领域都属于战略新兴产业范畴，是承载欧美日技术密集型产业转移的主体行业，是产业链重构的主要领域。
疫情是人类的灾难，但也是完成产业转型升级的机会。“十四五”以及今后一段时间，能源发展定位应由“保供应”转向“保供应”和“促发展”并重。能源行业在完成保障能源供给任务的同时，还有两个重要角色需要扮演。一是通过自身创新发展，创造市场需求，为其他产业提供“用武之地”，助推其他行业和国民经济发展。二是紧紧抓住这次时间窗口为2～3 年的全球产业链重构战略机遇期，积极接纳欧美日技术密集型产业转移，补链扩链，加速完成我国能源技术和装备制造转型升级。
◆“十四五”能源规划应重点关注5个问题
疫情影响广泛而深远，“十四五”能源规划需结合疫情发展形势，提高重点任务的针对性和有效性，统筹好“稳增长”与“求发展”之间的平衡，以下几方面需要重点关注。
一是要重点关注能源安全保障。
当前，我国油气进口量还处于不断上升态势，在越趋恶劣的国际政治经济环境下，破坏对方能源供给成为国际政治和军事角力中常用手段，疫情又致国际能源市场愈发复杂多变，我国获取能源的难度和不确定性不断增加。“家中有粮、心中不慌”，保障供给安全还是“十四五”能源发展的基本要求，要重点关注以下几方面内容：一是稳油增气保供应，守住国内原油和天然气产能底线，提升油气核心和底线需求保障能力；二是充分考虑煤炭的“压舱石”和煤电机组的托底保障作用，合理安排煤炭保障产能和储备煤电机组；三是从国家安全战略高度加强能源应急保障能力建设，特别是电力应急保障能力和信息网络安全水平，增强抗打击能力和应急恢复能力。
二是要重点关注清洁产业壮大。
壮大清洁能源产业是十九大做出的重大部署，全球气候变化、各国百姓诉求、国际前沿潮流都在倡导清洁发展，越来越多社会主体愿意为绿色转型付费买单。清洁产业已是新经济增长点，是新一轮工业革命的关键领域，关乎未来发展主动权、产业竞争力和能源安全。清洁低碳还要继续作为“十四五”能源发展主方向，清洁能源能用尽用，并且要创造条件多加利用，应重点关注以下两项工作：一是提升可再生能源开发优先级，用好用足风能、太阳能、生物质、水电、核电和天然气等清洁能源，要从国家能源发展高度考虑布局产业，而不能仅停留在壮大行业发展规模；二是加大城乡用能基础设施覆盖范围，在居民生活、工农业生产和交通运输等领域加快加大清洁能源替代，鼓励多用绿色清洁能源，让生产生活模式变“绿”。
三是要重点关注能源科技创新。
3 月18 日，我国在南海神狐海域进行的“可燃冰”第二轮试采取得成功，肆虐的疫情没能阻挡能源科技创新步伐。当下，深度融合云计算、大数据、物联网、人工智能和区块链等现代信息技术的数字能源经济正迎面走来，但技术装备应用“卡脖子”情况却时有发生。“创新是引领发展的第一动力”，“十四五”能源科技创新应重点关注以下事项：一是聚焦“卡脖子”技术，加快推进自主研发和技术替代，加快相对成熟技术装备的推广应用；二是加强可燃冰、储能和氢能等前沿技术应用引导和市场培育，壮大新动能；三是构建多种能源形态灵活转换、智能协同的智慧能源系统，推进示范工程建设，依靠能源数据等新生产要素，探索数字能源经济新模式。
四是要重点关注能源惠民利民。
我国能源地域发展水平差异较大，现阶段农村地区天然气管网覆盖率极低，供电可靠率较城市明显偏低，北方地区农村居民还在使用低效炉灶、劣质燃料，非商品能源约占三分之一。“十四五”期间，能源行业还要在惠民利民方面下大力气，重点关注以下事项：一是加大农村能源基础设施建设，增强能源普遍服务能力，提升农村居民优质能源可获得率，满足农村多样化能源需求；二是以深度贫困地区为重点，继续推进能源精准扶贫工程，加大革命老区、民族地区、边疆地区和贫困地区大型能源项目开发建设支持力度，共享能源发展福祉。
五是要重点关注国际能源合作。
疫情再次表明人类是一个休戚与共的命运共同体，但人类命运共同体远不止共防病毒，更多国际事务都需要秉持人类命运共同体理念，加强团结合作。
疫情过后，国际政治经济格局可能会发生明显变化，不乏出现西方另行主导国际秩序的可能，并把中国排斥在外。能源是国际合作的重中之重，“十四五”期间需重点关注以下事项：一是在能源安全新战略指导下，遵循共商共建共享原则，加快构建多主体、多方向、多渠道的能源进口格局，保障开放条件下的能源安全；二是以更开放心态推进能源行业规则、制度与国际规则和惯例广泛接轨，为中国企业全球配置资源提供稳定制度保障；三是以“一带一路”沿线国家地区为重点，加快能源设施互联互通，抓好重大标志性合作项目，推动能源装备、技术和服务“走出去”。
2020年必定是特殊的一年，时处两个百年战略目标交汇期，承前启后。2020年也必定是不平凡的一年，开局就面临影响深远的困难。“石以砥焉、化钝为利”，疫情之下，“十四五”能源规划需直面当前形势，克服不利因素，推进转型升级，谋划长远发展，让中国能源这艘航母行稳致远。
（来源：中国能源报）
国际可再生能源署发布《全球可再生能源展望》
国际可再生能源署（IRENA）日前首次发布《全球可再生能源展望》（以下简称《展望》）。
《展望》指出，推进以可再生能源为基础的能源转型不仅能帮助实现国际气候目标，同时能促进经济增长、创造数百万个就业机会并且改善人们的生活质量。
《展望》显示，为了实现能源系统的深度去碳化，虽然需要新投入约130万亿美元，但这类投资的社会经济收益将是巨大的。从现在到2050年，与常规情境相比，能源系统的转型能使全球GDP 多增加98万亿美元，并且将使可再生能源产业的就业增加近3 倍，达到4200 万个，并推动能源效率相关的就业机会增加到2100万个，电网灵活性相关的就业增加到1500万个。
IRENA总干事Francesco La Camera说：“各国政府面临着一项艰巨的任务，那就是要在采取重大经济刺激和复苏措施的同时，控制住突发卫生事件。这场危机暴露出当前系统中根深蒂固的隐患。IRENA 的展望展示了这样的道路——将短期复苏目标与《巴黎协定》和《联合国可持续发展议程》的中长期目标保持一致，打造更具持续性、公正性和韧性的经济。”
“通过加速利用可再生能源，使能源转型变成更广大经济复苏的重要组成部分，各国政府可以实现多重经济和社会目标，在追求韧性未来的同时不让任何人掉队。”
《展望》研究了能源系统的组成部分以及管理转型所需的投资策略和政策框架，探索了如何实现到2050 年将全球CO2排放量至少减少70%。此外，关于深入脱碳的新观点提供了实现净零排放和零排放的方法。以5 个技术支柱（特别是绿色氢能和提高最终用途电气化）为基础，可以促进取代化石燃料，大幅降低重工业和难以脱碳行业的排放量。
《展望》中指出低碳投资的回报丰厚，如果将减少的健康问题和经济活动对环境的影响考虑进来，节约费用将比投资成本高出8 倍。到2050 年，保障气候安全的方案将需要累计110 万亿美元的能源投资，而实现完全碳中和则需要再增加20 万亿美元。
《展望》还介绍了全球10 个地区的能源和社会经济转型方法。虽然转型方案各不相同，但所有地区的可再生能源使用率均有望提高。到2050年，东南亚、拉丁美洲、欧盟和撒哈拉以南非洲地区的可再生能源将在其总能源结构中达到70%～80%。
同样，世界各地均将提高终端应用（例如供暖和交通）的电气化，东亚、北美和欧洲大部分地区均将超过50%。所有地区的福利也将大幅提高。虽然化石燃料相关工作岗位减少，但能源部门的工作岗位有所增加。然而，整个经济体内各地区的新增岗位分布不均。虽然各地区GDP 增长差异明显，但大多数地区都有望实现增长。
加强地区和国家的抱负对实现相互关联的能源和气候目标、提高社会经济福利至关重要。《展望》得出的结论是，国际、地区和国家各级都需要加强协调，并根据需要提供资助，包括资助最脆弱的国家和群体。气候投资平台旨在推动清洁能源的采用及相关投资。作为气候投资平台的合作伙伴，IRENA 将推进合作行动，帮助各国创造有利条件，促进投资可再生能源。
（来源：国际可再生能源署）
五大发电上市公司年报显示盈利能力有所修复
截至4 月14 日，五大发电央企主要上市公司华能国际、国电电力、大唐发电、华电国际、中国电力均完成2019 年度业绩报告（以下简称“年报”）披露工作。综合年报看，在营收平稳增长的同时，煤炭价格下降明显提振了以煤电资产为主的各上市公司盈利水平，利润水平也得到修复。不过，在煤电行业大面积亏损的情况下，各公司旗下频现煤电资产破产、减值处置等情况，短时间内拖累了整体业绩。
◆煤价单边下行盈利能力有所修复
年报显示，除大唐发电外，其余4 家公司2019年归属股东净利润均获得两位数同比增幅，其中华能国际、国电电力、中国电力归属股东净利润分别同比上涨17.21%、19.05%和16.94%，华电国际净利润更是在2018年处于领先的基础上，取得97.44%的增幅，实现34.07亿元。
相比利润水平的大幅提升，各公司在营收方面的增幅整体较小，除中国电力实现19.8%的增速外，其余4 家同比涨幅均小于10%。据了解，煤价持续走低带来的度电利润提升，是各公司利润改善的主要因素之一。
2019 年全年，动力煤价格持续走低。另据统计，2019 年全国电煤平均价格为494 元/t，较2018年同期下跌7%。煤价下降的同时，华电国际2019年得益于新投产机组带来发电量水平提升，净利润获大幅增长。
从2016年下半年开始，煤炭企业受益于供给侧结构性改革，煤炭价格由低位迅速攀升，并持续高位运行。
与此同时，2015年前后新批新建的大量火电机组陆续于近3 年投产，煤电装机过剩进一步加剧。在煤价升高与煤电利用小时数降低共同影响下，煤电企业2016～2018年经营状况快速恶化，至今全行业亏损面仍维持在50%左右。
在此情况下，2019 年煤炭价格持续单边下行，对煤电企业业绩改善尤为明显。多家研究机构认为，今年以来，煤炭价格在经历春节期间短暂反弹后继续走低，煤电企业盈利能力修复有望延续。
◆“破产”阴云未消“扣非”业绩受影响
在归属股东净利润水平修复的同时，各公司扣除非经常性损益后的净利润水平波动十分剧烈，主要影响来自于各公司旗下资产的减值损失。
国电电力年报显示，其2019年“扣非”后录得亏损7.48亿元，是5家公司中唯一一家2019年“扣非”净利润为负的公司。2019年，国电电力旗下宁夏太阳能、宣威公司因经营条件恶化、长期资不抵债影响，宣告破产清算，国电电力全年合计计提资产减值损失15.7 亿元、信用减值损失28.6 亿元，两项金额均超过预期，大幅拖累公司业绩。
国内某券商在研究报告中指出，国电电力在旗下几个重要子公司优质资产持续贡献利润的同时，“扣非”利润仍大幅受挫，推测该公司旗下部分落后产能仍存在严重亏损，“处僵治困”工作仍需继续推进。
业绩受资产减值影响的不止国电电力。华能国际旗下煤电产能由于拟关停、报废等原因，于2019 年计提资产减值损失58.12 亿元，其中固定资产减值损失40.72亿元。此外，大唐发电旗下2家子公司破产、1家子公司资产待处置，共发生资产减值损失15.15亿元。
分析人士认为，上述5 家上市公司作为所在集团优质发电资产的整合平台，已经受到行业“破产”“亏损”潮的波及。
但从长远来看，淘汰落后产能、计提减值损失几乎是发电企业优化资产结构、提升整体竞争力必经的“阵痛”。大唐发电于2017 年、2018 年处置煤化工相关资产，短期业绩可谓遭受重创，但随着计提减值损失完成、业务聚焦发电主业后，业绩于近年获得明显改善。
◆可再生能源持续发力 利润贡献占比稳增
值得注意的是，5 家发电公司中体量最小的中国电力是唯一一家2019年营收、归属股东净利增速均超过10%的公司（营收增速19.80%，净利增速16.94%）。除煤电业绩改善影响外，水电电量同比上升、新能源发电项目利润增加，成为该公司业绩稳步增长的关键因素。
中国电力年报显示，2019 年，其火电业务净利润在总净利润中占比仅为25.15%，较上一年度的31.60%再度下降；风电、光伏发电业务净利润合计约11.32亿元，贡献比率已高达51.42%。
2019年，中国电力旗下风电与光伏发电的发电量占比仅为7.7%左右，盈利能力却已超过水电、火电，成为该公司净利润构成中的主力军，这不仅再次体现了可再生能源高边际收益优势，也侧面衬托出传统燃煤发电面临的巨大竞争压力。
有分析人士指出，目前海外市场普遍收紧甚至直接拒绝对煤电项目建设融资，国家能源局近年发布的煤电建设风险预警也逐渐宽松，资本对煤电业务投资的“冷淡”态度可见一斑。“尽管煤价呈现持续下行态势，受制于新能源市场份额提升、市场化电量快速增加等因素，煤电很难再次迎来大幅盈利的时代。”
（来源：中国煤炭资源网）
