消费增长可喜 能源保障堪忧--九月数据看能源

今年1—8月，全国规模以上工业发电量同比增长11.3%，同期全国全社会用电量同比增长13.8%，用电量增速快于发电量增速。探究增速差背后的原因，除了持续高温、用电量需求增加外，煤炭价格高企导致发电企业发电即亏本，企业发电意愿不强也是重要原因。

从煤价来看，截至9月29日国内期市午间收盘，动力煤主力合约上涨近3.1%，保持在1300元/吨以上，短期涨幅较大。现货方面，秦港动力煤现货价格昨晚间涨70元后，30日续涨30至1680元/吨，月内涨幅近50%。但电价基本保持不变，煤电企业亏损面明显扩大。

近日，国家发展改革委运行局召开视频会议，要求地方经济运行部门和有关中央企业进一步落实主体责任，在发电供热企业和煤炭企业今年已签订中长期合同基础上，9月底之前再签订一批中长期合同，将发电供热企业中长期合同占年度用煤量的比重提高到100%。同时，要求2022年发电供热企业直保煤炭中长期合同全覆盖。

“民生用能占我们整个供应的比重不高，居民用电占全部用电不到20%，民生用气占全部用气不到50%，有能力、有条件给予全额保障。”国家发改委相关负责人9月29日。

今年冬季全国总装机将达到24亿千瓦左右，同比增加约2亿千瓦，有效顶峰负荷将再提高6000万千瓦以上，顶峰发电能力可以超过12亿千瓦以上，全国最大发电能力能够保障最高用电负荷需求。

前8个月国内生产天然气1361亿立方米，同比增长10.8%，供暖季期间将继续保持安全高负荷生产。指导企业及早安排采购现货LNG资源，保持管道气进口稳定。截至目前，已提前锁定冬季保供资源1744亿立方米，做好今冬天然气保供工作我们是有底气的。今年入冬前全国可形成储气量超过270亿立方米，比上年进一步提升，冬季高峰期每天可动用储气超过2亿立方米。

深化电力需求侧管理。以电力市场化改革为契机，引导和激励电力用户挖掘调峰资源，参与系统调峰，形成占年度最大用电负荷3%左右的需求响应能力。

前8个月，煤炭开采和洗选业利润同比增长145.3%，煤炭燃料加工业利润同比增长2471.2%，电力热力供应企业利润下跌15.3%。同期，全社会用电量同比增长13.8%。在全社会用电量实现了两位数增长的情况下，电力热力供应企业累计利润出现两位数下跌，表明在收支的不匹配。结合一段时间以来，动力煤价格屡创新高的情况，可以判断，主要是因为燃煤价格上涨吞噬了电力热力供应企业的利润。

9月18日，国家能源局发布1-8月份全国电力工业统计数据。截至8月底，全国发电装机容量22.8亿千瓦，同比增长9.5%。其中，风电装机容量约3.0亿千瓦，同比增长33.8%。太阳能发电装机容量约2.8亿千瓦，同比增长24.6%。

1-8月份，全国发电设备累计平均利用2560小时，比上年同期增加112小时。其中，核电5219小时，比上年同期增加338小时；风电1500小时，比上年同期增加83小时。

1-8月份，全国主要发电企业电源工程完成投资2704亿元，同比增长5.8%，其中，水电623亿元，同比增长12.8%；太阳能发电242亿元，同比增长18%。电网工程完成投资2409亿元，同比增长1.3%。

石油天然气司等部门8月21日发布的《中国天然气发展报告（2021）》称， “全国一张网”基本成型。四大进口战略通道全面建成，国内管网骨架基本形成，干线管道互联互通基本实现。“十三五”时期累计建成长输管道4.6万千米，全国天然气管道总里程达到约11万千米。

发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》提出，到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。

目前我国已投产抽水蓄能电站总规模3249万千瓦、在建总规模5513万千瓦，均居世界首位；但看比例，我国抽水蓄能在电力系统中的比例仅占1.4%，与发达国家相比仍有较大差距。按照此前一轮的规划，目前剩余抽水蓄能项目储备仅有约3000万千瓦，难以有效满足新能源大规模高比例发展和构建以新能源为主体的新型电力系统的需要。

湖南实施燃煤火电交易价格浮动机制。当平均到厂标煤单价超过1300元/吨，煤价每上涨50元/吨，燃煤火电交易价格上限上浮1.5分/千瓦时。当售电公司在批发市场的购电均价上浮时(均价差大于0)时，上浮价差应全额传导至代理的电力用户，售电公司可按照不超过0.1分/千瓦时的标准收取代理服务费。

超过100个国家已经承诺要实现“碳中和”，这些国家的排放占全球总排放量的73%。其中90%以上的国家将2050年设为“碳中和”节点。

纵观能源发展史，燃料分子结构中的氢碳比例一直在不断提高：木柴的氢碳比在1:3-1:10之间，煤为1:1，石油为2:1，天然气为4:1。每一次能源的“脱碳”都会推动人类社会的进步和文明程度的提高。

目前，全球氢气的年产量为7000万吨，其中，23%是煤制氢，43%是天然气制氢，33%是工业副产品制氢。中国氢气产能4100万吨，其中超过60%的氢来自于完全属于灰氢的煤制氢。全球市场规模约为千亿美元。亚洲是最大氢能市场，占比接近一半达到48%;而工业企业则是最大的使用群体，八成以上的需求来自炼化和化工行业。

使用化石燃料制取、且不对释放的二氧化碳进行处理的氢气叫做灰氢；如果对释放出的二氧化碳进行捕集和封存，这种氢气叫做蓝氢；只有可再生能源发电电解、高温气冷堆热裂解制氢或者光解制取的氢气才能被叫做绿氢。

电解水制氢，制备一立方米氢气需要耗用5千瓦时的电，同样制取一立方米氢气，绿氢的成本是灰氢的3-5倍，是蓝氢的2倍以上。绿氢要在市场中获得经济性和竞争力，需要将电价控制在0.3元/千瓦时，甚至更低。电解水对水的最小消耗是9千克水/千克氢气。综合而言，利用光伏发电和风力发电产生氢气的总耗水量平均为32千克水/千克氢气和22千克水/千克氢气。

燃料电池汽车价格一般是同等级别电动汽车的2-3倍，而在转化效率上，前者仅为后者的40%。即一度电可以驱动电动汽车5公里，而转化成氢用在燃料电池汽车上，只能驱动2公里。

按照当前氢气70元/公斤的价格计算，一个新建加氢站每天需要加注400辆车次才能达到盈亏平衡点。在没有政府补贴的前提下，全国200多个已建成加氢站没有一个可以盈利。

2021年1月8日，全国天然气日供气量达13.1立方米，同比增长近17%。供暖季结束后，全国天然气需求继续保持高速增长，今年前六个月天然气表观消费同比增长超过15%，因此业内普遍担忧今冬保供将面临较大压力。

美国煤炭产量已经从2008年的12亿吨，下降到2020年的5.4亿吨。美国最大的煤炭公司博地公司的煤炭产量，已经从2011年地2.5亿吨左右，下降到2020年的1.3亿吨左右。

2020年我国生产煤炭39亿吨，同比增长1.4%，其中用于燃煤发电的动力煤约21.4亿吨，同比下降6.5%，动力煤市场萎缩初现端倪。

2019年欧盟消耗煤炭约5亿吨，其中德国消耗煤炭约1.66亿吨。

美国页岩油产业崛起于2011年高油价时期。2020年初美国页岩油产量最高达920万桶/日，占原油总产量的70%，而2016年底美国页岩油产量只有520万桶/日。新冠疫情袭来，大批页岩油公司破产。今年以来逐渐恢复，截至8月美国页岩油产量恢复到790万桶/日，整个原油产量恢复到1130万桶/日，产量恢复到疫情前85%左右的水平。

8月，美国部分地区汽油油价已经超过4美元/加仑，达到历史高位。

页岩油从钻井到完井到设备到运营，需要持续的资本投入，页岩油井产量一般在完井后的第二个月产量达到高峰，半年后产量会衰减一半，2年后会失去经济价值。