新故相推，日生不滯。

2018年，新時代的能源革命在消費、供給、技術、體制和國際合作方面日新月異，能源各細分領域發展可圈可點。核電建設進入“收獲期”，全年投產7臺三代機組，其中三門核電1號機組和臺山核電1號機組分別為AP1000和EPR世界首堆，敢為人先;風電經過幾十年的發展、沉淀，競爭力加速提升，行業發展開啟“競價”時代;光伏持續跨越式發展，新增裝機容量連續兩年位居各類電源之首，同時，光伏“5·31新政”下調補貼幅度，光伏進一步邁向“自立”;煤炭優質產能大規模釋放，“去產能”進入“優結構”階段;油氣領域勘探開發取得不俗成績，塔里木油田千億方級凝析氣藏等重大發現浮出水面;電網網架不斷加強，國家能源局發文加快推進12條特高壓線路建設，再掀特高壓建設熱潮。

一年來，能源建設生產成就斐然，值得肯定。同時，也有不少問題日益凸顯，不容回避。風電、光伏競爭力與傳統能源相比，仍有較大差距，政策扶持力度的減小，讓行業進入了“陣痛期”;煤電仍舊深陷大面積虧損，由于煤價長期居高且短期內難有下降跡象，煤電的好日子恐怕還很遠;電改雖已推進近4年，但自備電廠、增量配電網等改革仍推進緩慢;煤炭“去產能”與釋放優質產能節奏依然失序，保供壓力仍存;油氣領域市場化改革推進遇到不小阻力，天然氣保供能力亟待提升。

珍珠都已放在桌子上，是時候把它們串起來了。適逢歲末年初，我們特別梳理能源領域2018年的大事、大勢，記錄我國能源建設過去一年的宏大歷史篇章，繼往開來。

0 1．七臺三代機組投產 核電建造能力全球領先

2018年，我國共投產7臺核電機組，在運核電機組達到44臺，裝機容量4464.5萬千瓦，在建13臺(包據霞蒲示范快堆)，裝機容量1403萬千瓦。在運機組數量首次超過日本，進入世界前三位，在建機組數量則繼續保持全球領先。

從投產機組的技術路線看，7臺機組分別采用了AP1000、EPR、VVER1000、ACPR1000四種滿足國際三代核電主要安全指標的核電技術。其中三門1號機組和臺山1號機組分別為AP1000和EPR世界首堆，三門2號機組和海陽1號機組為AP1000國內自主化依托項目，田灣核電二期兩臺機組為中俄最大核能合作項目，而采用ACPR1000技術的陽江核電5號機組是我國首個滿足“三代”核電主要安全指標的自主品牌核電機組。

“清一色”三代機組的集中投產，不僅標志著我國首批三代核電建設順利 “結果”，也證明了中國核電在30多年不間斷的發展和引領世界核電產業復興的過程中，因厚積薄發而打磨出的核心競爭力。尤其是隨著自主品牌三代核電“華龍一號”“國和一號”的建設，我國已成為目前世界范圍內建設三代核電機型最多、市場最大的國家。

從引進、消化、吸收到再創新，中國核電產業今天收獲的成績來之不易。然而，在邁向世界核電強國的路上，掣肘仍存、差距仍在，在不斷提升產業核心能力、持續突破“卡脖子”難題的同時，應避免產業發展大起大落，盡早進入世界核電第一陣營。(朱學蕊)

02．十二條線路加快推進 特高壓再掀建設熱潮

2018年9月初，國家能源局印發了《關于加快推進一批輸變電重點工程規劃建設工作的通知》(下稱《通知》)，其中包括青海-河南、陜北-湖北、雅中-江西、白鶴灘-江蘇、白鶴灘-浙江等±800千伏特高壓直流工程和張北-雄安、南陽-荊門-長沙1000千伏特高壓交流工程，并配套建設駐馬店-南陽、駐馬店-武漢、荊門-武漢、南昌-武漢、南昌-長沙特高壓交流工程，隨后青海-河南、張北-雄安、駐馬店-南陽工程相繼獲得核準，雅中-江西等其他工程也在有序推進中，意味著我國再次掀起了特高壓建設的熱潮。

過去10余年，我國特高壓經歷了啟動、爭議交流特高壓、規模化發展、建設放緩、重啟五個階段。2004年是特高壓研究的起點，2006年啟動建設。2014年是特高壓核準的高峰期，當年5月，國家能源局下發了《國家能源局關于加快推進大氣污染防治行動計劃12條重點輸電通道建設的通知》，共涉及“四交五直”特高壓。2016年特高壓集中建設，2017年特高壓核準建設進程放緩。截至目前，我國已建成“八交十三直”21條特高壓工程。隨著特高壓集中建設、投運，大電網資源配置能力將進一步增強，為電力市場建設奠定堅強的物質基礎。(王旭輝)

0 3．開啟競價上網 風電邁入新時代

延續數年的風電標桿電價政策在這一年畫上句點，中國風電迎來產業發展史上最大變革——“競價”。

“平價”之前，“競價”先行。2018年5月，國家能源局發布《關于2018年度風電建設管理有關要求的通知》，2019年起在全國推行競爭方式配置風電項目。2018年歲末，廣東、寧夏等地率先出臺“競價”細則。“競價”新政箭在弦上。

對于多年來依靠政策哺育的風電產業，“競價”意味著一場“成人禮”。“競價”讓產業經歷著“斷奶”的陣痛，也孕育著成長的希望。

回望過去，是標桿電價時代;展望未來，是風電平價時代。“競價”幫助行業以更安全的方式度過緩沖期，不至于全行業發生斷崖式下跌。

然而，任何產業政策在執行過程中都存在“跑偏”的風險。“競價”在激活產業的同時，也必須警惕，勿讓整個風電產業鏈的“競價”演變成風電整機商之間的“競價”。這就需要風電產業鏈的各個環節共擔“競價”壓力，共挖降本空間。

在各種類型的新能源中，風電具備條件率先實現“競價”和“平價”，并引領新能源全面進入“平價時代”，讓新能源在中國從“小眾”變成“大眾”，讓新能源真正從“用得上”變成“用得起”。

凡是過去，皆為序章。伴隨“競價”實施，2020年風電與煤電上網電價相當的目標已漸行漸近。中國風電產業正開啟一個全新時代。(張子瑞)

0 4．三地啟動試運行 電力現貨取得實質進展

現貨市場是一個完善的電力市場不可或缺的組成部分。2018年年末，甘肅、山西電力現貨市場正式試運行，標志著現貨試點在全國范圍均取得了實質性進展。此前，8月31日，南方(以廣東起步)電力現貨市場已啟動試運行。目前我國已確定8個試點省份，其中，山東、浙江、福建、四川等4個試點省份電網公司已編制完成現貨市場建設方案，正在按地方政府主管部門計劃進行方案完善和規則編制等工作，確保2019年6月底前具備啟動試運行條件。蒙西現貨市場也在穩步推進，爭取近期試運行。除上述8個試點外，其余省區市現貨方案2019年上半年要全部上報。

根據《國家能源局綜合司關于健全完善電力現貨市場建設試點工作機制的通知》要求，試點地區原則上應于2019年6月底前開展現貨試點模擬試運行。

新一輪電改推進已近4年，現貨市場取得上述實質性進展，確實不易，值得期待。但電改在自備電廠、增量配電網等領域也陷入了停滯不前或進展緩慢，尤其是增量配電網轟轟烈烈地推出3批次共計320個試點項目后，真正落地者少之又少。這不僅讓人對現貨改革心生“雷聲大雨點小”再次上演的顧慮。

電改是一項系統工程，雖非一朝一夕之事，但也不能缺少“只爭朝夕”的緊迫感。(盧彬)

0 5．“5·31新政”出臺 光伏告別高補貼

5月31日——對于2018年的中國光伏而言，沒有什么比這個日子更能撥動行業敏感的神經。當天，《關于2018年光伏發電有關事項的通知》下發：暫不安排2018年普通光伏電站建設規模，發文之日起，地面電站與“自發自用、余電上網”的分布式電站電價雙雙下調0.05元/千瓦時。

此文一出，建設叫停，補貼壓減——光伏“平價上網”的車輪比想象中轉動得更快。

從最初的難以置信，到隨后的互訴愁腸、上書諫言，光伏行業最終正視前路：高額補貼的時代已漸行漸遠，自力更生的日子早該打起精神。

與其說是毀滅性打擊，不如說是成長的代價。靠政策驅動的增長終將被市場選擇的理智所替代。

于是，有人深耕技術優化升級，半片、雙玻雙面乃至薄膜組件競相角逐;有人轉戰海外，著眼“一帶一路”國家開辟新市場。更有無補貼光伏項目呼之欲出，“先頭部隊”落戶山東東營并得到國家能源局明確回復：“各地可按照國家有關可再生能源政策，結合電力市場化改革，在落實土地和電網接納條件的前提下自行組織實施。”

“5·31新政”震蕩數月迎來“回調”。10月9日，國家發改委、財政部、國家能源局三部委完善過渡期政策，明確部分6月30日之前并網項目補貼標準不變。久候而來的“靴子”落地，安心之余卻似乎少了想象中的沸騰狂歡。有人戲稱“5·31新政”是“休克式療法”，中國光伏此后多了一分腳踏實地、埋頭苦干的沉穩，也終將享受大浪淘沙、浴火重生后的明媚陽光。(姚金楠)

0 6．九大能源央企換帥 改革進程引關注

2018年元旦剛過，超齡“服役”的王炳華便迎來退休。1月2日起，其不再擔任國家電力投資集團黨組書記、董事長，中國核工業集團原總經理錢智民“跨行”接棒，近一年的能源央企“換帥潮”由此開啟。

中國核工業集團原總經理余劍鋒出任集團黨組書記、董事長，水利部原副部長雷鳴山出任中國長江三峽集團黨組書記、董事長，國家電力投資集團原總經理孟振平出任南方電網公司黨組書記、董事長，國家電網黨組書記、董事長舒印彪出任中國華能集團黨組書記、董事長……

至12月13日國家電網和大唐集團同日宣布換帥，寇偉、陳飛虎分別出任上述兩企業的黨組書記、董事長，2018年共有9家能源巨頭完成換帥。同行業、跨單位履職有之，本單位內部提拔有之，跨行業任用也有之，還有的是由政府部門直接“跨界”企業。但無論采取何種路線，一年之內如此密集的調整實屬罕見，除引發高度關注，與之相伴的合并、重組等猜測也未間斷。

事實上，作為深化改革進程中最為棘手的問題之一，“人事”不僅僅是一企一策的變動，更被業內視為引領改革的前奏。

變則通。下一步，能源央企如何在混合所有制改革、法人治理結構、市場化經營機制、激勵機制及歷史遺留問題等方面實現突破，我們拭目以待。(朱妍)

0 7．煤炭優質產能加速釋放 長效機制仍待完善

煤炭優質產能在一路“綠燈”下加速釋放。2018年一大批大型現代化煤礦陸續投入運營，已建成、進入聯合試運轉的煤礦，已形成年生產能力3億噸左右。

在2016年“7號文”正式啟動本輪煤炭行業供給側改革后，前兩年退出煤炭產能5.4億噸，2018年將繼續退出1.5億。與前兩年不同，在不斷調結構促轉型過程中，2018年已由“總量性去產能”過渡到“結構性去產能、系統性優產能”。

煤炭供給保障能力不僅關乎國家能源安全，也情系居民生活穩定，是能源供給的壓艙石和穩定劑。早在2016年底，在推動煤炭去產能的同時，我國就加大了新建煤礦核準和產能置換力度。尤其是2018年以來，相關方面出臺了系列政策，強調為優質產能“放行”：2月，國家四部委下發特急文件，要求加快釋放優質產能;4月，六部委下發通知，要求擴大優質增量供給，多發揮北方優質產能作用;5月，國家發改委推出九項舉措穩定煤炭市場，鼓勵引導優質產能加快釋放，有序增加1億噸優質產能;6月，國家發改委再次下發通知，明確提出要加快推進煤炭優質產能釋放。

2018年煤炭供給保障能力有所提升，改變了去年階段性、區域性缺煤狀況，行業基本實現供需平衡，煤價維持相對穩定。在化解過剩產能進程中，進一步優化煤炭生產結構，有序釋放先進產能，是提高全國煤炭供應質量和效率的重要舉措。

值得注意的是，增加優質產能，與淘汰落后產能并不矛盾，去產能不可動搖;加速釋放，也不代表產能在無序擴張，新增產能仍需嚴控。目前，控制總量和保障供應的關系還有待深入研究，如何把握資源開發節奏并進一步完善煤炭市場長效機制，仍是行業“必修課”。(武曉娟)

0 8．內生需求持續旺盛 投資重心轉向天然氣

經歷了2017年冬的天然氣供需失衡，2018年，在國家相關政策指引與各方共同努力下，“煤改氣”回歸理性，但天然氣市場增長態勢不減。據預計，全年消費增量仍將有望超過380億方，相較于2017年的315億方進一步躍升。

巨大的內生需求牽引下，今年以來，“三桶油”加速了投資由“油氣并舉”向天然氣側重的步伐，天然氣主戰場大幕開啟。

以占據國內天然氣供應絕對主導地位的中石油為例，繼6月重慶鉆獲第一口深層頁巖氣井、 9月四川瀘州頁巖氣獲重大勘探發現后，該集團表示2025年西南油氣田將有望建成300億方戰略大氣區。近日中石油再宣布塔里木油田天然氣勘探獲重大突破，新的千億方級凝析氣藏浮出水面。2018年該集團還表示將在未來兩年斥資258億元興建33項天然氣基礎設施互聯互通工程。

中石化、中海油也“捷報”頻傳。10月初，中石化宣布涪陵頁巖氣資源勘探開發實現穩定增產，累計產氣達到200億方，成為除北美之外全球最大的頁巖氣田，向“萬億儲量，百億產量”目標進一步靠近。中石化表示到2023年供氣能力將達到600億方/年。6月，中海油正式啟動我國首個深水自營千億方級大氣田——南海西部陵水17—2氣田項目開發建設。值得一提的是，中海油加碼發力天然氣水合物攻關，于2018年年初牽頭發起成立了天然氣水合物國家重點實驗室、天然氣合物技術創新聯盟。

旺盛的發展態勢無疑對市場化改革形成倒逼之勢。2018年以來，天然氣行業主動謀“變”，保供預售、招標交易、接收站窗口期對外公開交易、罐式集裝箱海陸多式聯運等各種市場化新舉措贏得一片“叫好”;提倡“問題導向”的市場化體制改革也穩中有進，為更好以“價格杠桿”推動資源優化配置和高效節約使用，5月，國家發改委重磅推出居民與非居門站氣價并軌新政。

天然氣作為推動能源轉型的最現實選擇，2018年無論在科學有序發展層面，還是在市場化改革層面都在邁入共識性軌道。行業未來繁榮發展可期。(仝曉波)

0 9．煤價升電價降 煤電虧損加重

從2008年開始，煤電行業持續4年全行業虧損。時隔10年，煤電行業再次陷入了大面積虧損。此次壓在煤電企業身上的除了以往居高不下的煤價因素外，還有新一輪電改帶來的越來越低的電價。

近年來，煤炭去產能工作的推進，讓煤炭行業重獲新生，煤價也因此走上了上漲的快車道。2016年下半年以來，煤價高位運行已有兩年半的時間。盡管相關部門采取了諸如釋放優質產能、督促長協落實、調整進口煤政策等一系列手段，但截至目前，煤價降至570元/噸的“綠色區間”仍然只是發電企業的愿望而已。

與此同時，市場電量占比不斷提高，越來越多的電量加入了市場競爭。在電力相對過剩的當下，電價非但沒有隨著煤價聯動，還在經濟下行、電力體制改革的壓力下大幅下降。

售價降低，成本增加，2018年，雙向擠壓下的煤電企業虧損加劇，行業虧損面已近半。據知情人士透露，預計五大發電集團2018年煤電業務虧損約140億元，整個行業的經營狀況可見一斑。

“煤電聯動”不動，市場形成的高煤價與制度造成的低電價正嚴重擠壓煤電企業生存空間。對煤電企業而言，這個冬天格外寒冷。“解鈴還須系鈴人”，主管部門需要制定更加合理的制度，建設真正有效的市場，為夾縫中的煤電企業松綁。

2018，能源掠影

9月30日，泗洪領跑基地率先并網發電。從“起跑”到“撞線”，項目建設僅僅用了5個月的時間，走在了全國10個光伏發電應用領跑基地前列，成為第三批應用領跑基地的“領跑者”。光伏“領跑者”計劃對于推動光伏行業的發展起到了積極推動作用，有的“領跑者”項目光伏中標價格已降至0.31元/千瓦時。

“國產首臺(套)8米采煤機”采用自主研發高性能材料及加工工藝，實現了進口采煤機的整機國產化替代，打破技術壟斷，使國內高產高效礦井擺脫了對進口采煤機的依賴。

8月7日，新奧舟山LNG接收及加注站一期工程接卸首船LNG，標志著工程正式進入調試和試運營階段。該接收站是國家能源局核準的第一個由民營企業投資的大型LNG接收站項目。

廣東臺山核電站規劃建設6臺核電機組，一期引進EPR(歐洲先進壓水堆)技術，建設2臺單機容量為175萬千瓦的核電機組。2018年6月29日1號機組并網，成為全球首臺并網發電的EPR三代核電機組。浙江三門核電站在全球率先采用第三代先進壓水堆(AP1000)技術，一期建設2臺AP1000機組，2018年6月30日1號機組首次并網，成為全球首臺并網發電的AP1000三代核電機組。兩者均為世界首堆。

昌吉至古泉±1100千伏特高壓直流輸電線路，工程跨越新疆、甘肅、寧夏、陜西、河南、安徽六省區，全長3304.7公里，輸送容量1200萬千瓦。吉泉線是目前世界上電壓等級最高、輸送容量最大、輸送距離最遠、技術水平最先進的特高壓輸電工程，2018年實現全線通電。

7月7日，福清興化灣海上風電場一期項目風機安裝施工圓滿收官。該項目是國內領先的海上風電機組科研創新試驗平臺，項目一期共布置14臺風機，選用GE、金風科技、上海電氣、太原重工等8家國內外主流風機廠商，總裝機容量為77.4兆瓦，為國內首個大功率海上風電試驗風場。

內蒙古哈爾烏素露天煤礦是亞洲最大露天煤礦，因征地問題停產一年，今年實現復產，優質產能得以釋放。

11月23日，藏中電力聯網工程竣工投運。該工程是繼青藏電力聯網、川藏電力聯網工程之后，我國建成的又一項突破生命禁區、挑戰生存極限的高原超高壓輸變電工程。