東邊日出西邊雨
——2021年發(fā)電行業(yè)大盤點(diǎn)

■特約撰稿陳宗法

2021 年是“十四五”開局之年。宏觀經(jīng)濟(jì)、政策導(dǎo)向、市場環(huán)境等因素出現(xiàn)了哪些變化？發(fā)電行業(yè)的發(fā)展呈現(xiàn)什么新特點(diǎn)？經(jīng)營業(yè)績又出現(xiàn)了怎樣的走勢？

回眸2021 年，發(fā)電行業(yè)真可謂“東邊日出西邊雨”，一邊是“雙碳”目標(biāo)下大力發(fā)展新能源，積極構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，并深化電力市場化改革，健全多層次統(tǒng)一電力市場體系；另一邊是用電需求快速恢復(fù)，煤炭短缺、煤價(jià)暴漲，煤電全面虧損、全力保供，為經(jīng)濟(jì)發(fā)展和社會(huì)穩(wěn)定發(fā)揮了“頂梁柱”作用。

復(fù)雜環(huán)境——“非典型性缺電”

2021 年5 月以來，盡管PMI 新訂單、房地產(chǎn)銷售、中小企業(yè)經(jīng)營活動(dòng)、社融信貸等逐月回落，三季度經(jīng)濟(jì)下行加速，經(jīng)濟(jì)增長面臨“三重壓力”，但我國經(jīng)濟(jì)總體上持續(xù)恢復(fù)，前三季度增長9.8%，預(yù)計(jì)全年增長8%。

2021 年全社會(huì)用電需求受經(jīng)濟(jì)恢復(fù)、電能替代、寒潮天氣、基數(shù)較低等因素疊加影響增長較快，1～11 月增長11.4%，中電聯(lián)預(yù)計(jì)全年增長10%～11%。特別是9 月以來，包括遼寧、吉林、寧夏、江蘇、浙江在內(nèi)的20 個(gè)省份相繼發(fā)布有序用電或限電通知，引發(fā)全社會(huì)對(duì)今冬明春用電供熱的普遍擔(dān)心，也對(duì)拉閘限電的原因眾說紛紜。如大國博弈說，國際通脹說，全球能源危機(jī)說；能源“雙控”說，運(yùn)動(dòng)式減碳說；國內(nèi)煤炭去產(chǎn)能說，澳煤限制進(jìn)口說，煤炭供需短缺說；用電需求快速恢復(fù)說，煤電虧損不愿意發(fā)電說；新能源出力不足說；電企錯(cuò)過前期補(bǔ)庫說；體制機(jī)制說；經(jīng)濟(jì)轉(zhuǎn)型說；儲(chǔ)能電池技術(shù)未突破說等等。其中大部分對(duì)缺電成因的分析都有一定道理，個(gè)人認(rèn)為直接的主因仍然是煤炭供應(yīng)短缺，且煤電矛盾始終沒有得到有效治理，上下游的體制機(jī)制沒有徹底理順，希望國家抓緊圍繞煤電產(chǎn)業(yè)鏈的體制機(jī)制作出系統(tǒng)性改革，并對(duì)煤炭去產(chǎn)能、取消煤電聯(lián)動(dòng)、工商業(yè)電價(jià)“只降不升”等政策進(jìn)行評(píng)估。

華電萊州公司日出景色。（馬建新攝）

2021年的限電屬于“非典型性缺電”，并不“硬缺”煤炭、煤電產(chǎn)能，國家于去年10 月中旬采取的一系列保供穩(wěn)價(jià)措施在兩個(gè)月內(nèi)迅速扭轉(zhuǎn)了缺電局面即證明了這一點(diǎn)。隨著新能源滲透率大幅提升，儲(chǔ)能技術(shù)發(fā)展尚需突破，高峰或尖峰時(shí)段“限電”，或成為“十四五”電力供需常態(tài)。

政策導(dǎo)向——“利空出盡是利好”

“十三五”期間，在“四個(gè)革命，一個(gè)合作”能源安全新戰(zhàn)略指引下，黨的十九大提出要“構(gòu)建清潔低碳、安全高效的能源體系”。國家對(duì)能源電力行業(yè)，不僅推出了清潔轉(zhuǎn)型的中長期發(fā)展目標(biāo)，而且對(duì)“能源消費(fèi)總量”“煤炭消費(fèi)占比”“煤電裝機(jī)目標(biāo)”進(jìn)行了約束性控制，并加碼了安全環(huán)保政策。同時(shí)，“降低用能成本”成了貫穿“十三五”的一項(xiàng)重要政策，除了直接下調(diào)各類電源的上網(wǎng)電價(jià)外，還通過電力市場化交易降價(jià)。2020年起煤電聯(lián)動(dòng)政策不再執(zhí)行，煤電實(shí)行“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)”的市場化價(jià)格機(jī)制，上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，且當(dāng)年暫不上浮。風(fēng)光電政策也開始轉(zhuǎn)向：發(fā)展預(yù)警、下調(diào)電價(jià)、補(bǔ)貼退坡、平價(jià)上網(wǎng)。一般工商業(yè)電價(jià)連降三年，2018、2019 年各降10%，2020年再降5%。盡管國家對(duì)電力行業(yè)也采取了一些正向激勵(lì)政策，但總體上是“利好不多利空多”。

進(jìn)入“十四五”，構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)、實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)成了行業(yè)發(fā)展與政策導(dǎo)向的基本指引。2021年電力政策變暖。一是推動(dòng)新能源高質(zhì)量躍升發(fā)展。強(qiáng)化各省風(fēng)光電消納責(zé)任權(quán)重，建立保障性并網(wǎng)、市場化并網(wǎng)機(jī)制，新建項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)可按當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電基準(zhǔn)價(jià)執(zhí)行，也可以自愿參與綠電綠證市場化交易，開展省間電力現(xiàn)貨交易，體現(xiàn)綠色價(jià)值；新核準(zhǔn)海上風(fēng)電、光熱發(fā)電項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)授由當(dāng)?shù)厥〖?jí)價(jià)格主管部門制定；鼓勵(lì)地方出臺(tái)土地、財(cái)稅、金融支持政策，不得將配套產(chǎn)業(yè)作為項(xiàng)目開發(fā)門檻。當(dāng)然，“平價(jià)元年”的開啟以及“白熱化”競爭態(tài)勢也給風(fēng)光電發(fā)展形成一定的沖擊。二是進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)政策。合理確定峰谷、季節(jié)性電價(jià)價(jià)差、建立尖峰電價(jià)機(jī)制，這對(duì)引導(dǎo)用戶削峰填谷，促進(jìn)新能源消納，推進(jìn)儲(chǔ)能快速發(fā)展將發(fā)揮重要作用。三是鼓勵(lì)儲(chǔ)能多元發(fā)展。推出抽水蓄能電站兩部制電價(jià)政策，明確以競爭方式形成電量電價(jià)，將容量電費(fèi)納入輸配電價(jià)回收，并加強(qiáng)與電力市場銜接，為抽蓄發(fā)展注入動(dòng)力。同時(shí)，明確新型儲(chǔ)能獨(dú)立市場主體地位，建立電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能電站容量電價(jià)機(jī)制，健全“新能源+儲(chǔ)能”項(xiàng)目激勵(lì)機(jī)制，對(duì)于配套建設(shè)儲(chǔ)能或共享儲(chǔ)能模式的新能源項(xiàng)目，可在競爭性配置、項(xiàng)目核準(zhǔn)、并網(wǎng)時(shí)序、調(diào)度運(yùn)行、利用小時(shí)數(shù)、輔助服務(wù)補(bǔ)償?shù)确矫娼o予傾斜。四是采取了保供穩(wěn)價(jià)的一系列舉措。國家針對(duì)煤電先后出臺(tái)了擴(kuò)大煤炭供應(yīng)、引導(dǎo)煤價(jià)回落、保障合理融資、緩繳稅收以及設(shè)立煤炭清潔高效利用專項(xiàng)再貸款等舉措。其中，最大亮點(diǎn)是國家發(fā)展改革委迅速出臺(tái)了《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場化改革的通知》，有序放開全部燃煤發(fā)電量上網(wǎng)電價(jià)，擴(kuò)大市場交易電價(jià)上下浮動(dòng)范圍（均不超20%），高耗能企業(yè)、電力現(xiàn)貨市場交易電價(jià)不受此限；推動(dòng)工商業(yè)用戶全部進(jìn)入市場，取消工商業(yè)目錄電價(jià)。這標(biāo)志著新電改實(shí)現(xiàn)了新突破，電價(jià)“能漲能跌”，并能傳導(dǎo)到用戶側(cè)。這對(duì)改變多年來電價(jià)單邊下跌、工商業(yè)電價(jià)“只降不升”、緩解煤電虧損、健全市場機(jī)制具有積極意義。

在電力市場短期趨緊的形勢下，上述政策的實(shí)施，發(fā)電側(cè)綜合電價(jià)水平開始止跌企穩(wěn)，新電改6年來首次出現(xiàn)微幅回升。

市場環(huán)境——“煤超瘋”“電緊張”“碳啟動(dòng)”

1.煤炭市場。煤炭供需狀況、煤價(jià)漲落，直接影響煤電企業(yè)的盈虧；“煤電超60%”的電量結(jié)構(gòu)，仍左右著發(fā)電行業(yè)整體的盈利水平。事實(shí)上，煤炭量缺價(jià)漲已在“十三五”呈現(xiàn)。隨著退出、減量重組10億煤炭過剩產(chǎn)能任務(wù)的推進(jìn)、限產(chǎn)以及安全、環(huán)保的嚴(yán)格監(jiān)管、督查，煤炭市場一改“十二五”單邊下跌的頹勢。2016～2017 這兩年“供需緊張、大幅反彈、廠型走勢、居高不下”，2018～2020 這三年“產(chǎn)能釋放、供需趨衡、高位震蕩、小幅回落、期末收漲”，煤炭市場綜合均價(jià)都超過國家規(guī)定500～570元/噸的綠色區(qū)間，導(dǎo)致煤電板塊業(yè)績不同于整個(gè)發(fā)電行業(yè)的“V”型走勢，呈“W”型震蕩，虧損-微利交替出現(xiàn)，進(jìn)入歷史上“第二個(gè)困難周期”。

進(jìn)入2021年，國際通脹和能源危機(jī)疊加出現(xiàn)，國內(nèi)煤炭需求快速增長，煤炭去產(chǎn)能的“后遺癥”——量缺、價(jià)高、運(yùn)距長持續(xù)發(fā)酵，“運(yùn)動(dòng)式減碳”，再加上澳煤問題以及資本炒作，煤炭市場風(fēng)云突變，出現(xiàn)了極其罕見的“煤超瘋”現(xiàn)象。前三季，全國原煤產(chǎn)量同比只增長3.7%，累計(jì)進(jìn)口煤炭同比下降3.6%。9 月24 日，秦皇島港5500 大卡動(dòng)力煤現(xiàn)貨交易價(jià)格為每噸1079元；10月11日突破2000元，20 日創(chuàng)下2557 元新高。中電聯(lián)統(tǒng)計(jì)，1～10月份，電煤價(jià)格上漲導(dǎo)致全國燃煤電廠煤炭采購成本增加4318億元，預(yù)計(jì)全年超過5000億元。對(duì)下游煤電板塊造成了空前嚴(yán)重的沖擊，造成越發(fā)越虧、發(fā)電意愿下降、限電現(xiàn)象蔓延等情況。關(guān)鍵時(shí)刻，國家及時(shí)采取了一系列保供穩(wěn)價(jià)舉措，能源央企擔(dān)當(dāng)作為，使煤炭市場在11、12月回落企穩(wěn)，有效解決了缺煤限電問題，也使煤電板塊虧損減少、業(yè)績回升。

2.電力市場?！笆奈濉彪娏┬韪窬钟伞翱傮w過剩、局部緊張”轉(zhuǎn)向“全局平衡、局部缺口與過剩并存”，2021年出現(xiàn)了罕見的拉閘限電現(xiàn)象。根據(jù)中電聯(lián)分析，一季度，全國電力供需總體平衡，受寒潮天氣等因素影響，浙江、湖南、江西等地在1月出現(xiàn)電力缺口，實(shí)施有序用電。二季度，全國電力供需總體平衡，廣東、云南、廣西等地因需求增長較快、來水偏枯、電煤供應(yīng)緊張等因素影響，電力供應(yīng)緊張，實(shí)施有序用電。三季度，全國電力供需總體偏緊，尤其是9 月受電煤供應(yīng)緊張、電力消費(fèi)需求較快增長以及加強(qiáng)能耗“雙控”等多因素疊加影響，超過20 個(gè)省份實(shí)施有序用電。四季度，全國電力供需由偏緊轉(zhuǎn)向平衡，特別是進(jìn)入11月，用電增速明顯趨緩，只增長3.1%，且保供穩(wěn)價(jià)舉措收效顯著，扭轉(zhuǎn)了有序用電現(xiàn)象。與此相對(duì)應(yīng)，1～11 月份，全國發(fā)電設(shè)備平均利用小時(shí)數(shù)為3483 小時(shí)，比上年同期增加87 小時(shí)。其中，煤電設(shè)備平均利用小時(shí)數(shù)為4155 小時(shí)，比上年同期增加325 小時(shí)。全國規(guī)模以上電廠發(fā)電量73827 億千瓦時(shí)，同比增長9.2%。隨著深化電改舉措的推出，2021年電力市場交易品種增加、市場交易比例提高，放寬煤電漲跌幅度限制以及電力過剩風(fēng)險(xiǎn)的降低，市場交易電價(jià)比基準(zhǔn)價(jià)降幅進(jìn)一步收窄，改變了近年來“量價(jià)齊跌”的現(xiàn)象，出現(xiàn)了增產(chǎn)增收的好局面。

3.碳市場。隨著“雙碳”目標(biāo)的硬約束，2021年國家向2225家發(fā)電企業(yè)下達(dá)碳排放配額。7月16日，全球最大的碳市場在上海環(huán)交所正式啟動(dòng)，采取協(xié)議轉(zhuǎn)讓（掛牌交易、大宗交易）、單向競價(jià)交易方式。首日交易410.4 萬噸、2.1 億元、價(jià)格51元/噸。截至12 月22 日，參與交易發(fā)電企業(yè)達(dá)2162 家，年覆蓋約45 億噸二氧化碳排放量，碳排放配額累計(jì)成交量達(dá)1.4 億噸，累計(jì)成交額達(dá)58.02億元，平均碳成交價(jià)41.4元/噸。預(yù)測碳價(jià)走勢到2030 年達(dá)到93 元/噸，2050 年超過167 元/噸。碳價(jià)反映了燃燒化石燃料的環(huán)境成本，是推動(dòng)節(jié)能減排、應(yīng)對(duì)氣候變化、實(shí)現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展的重要手段。2021年由于初次核定碳排放配額相對(duì)寬松，總體對(duì)煤電企業(yè)碳成本上升影響不大，但長期會(huì)隨著配額趨緊顯現(xiàn)出來，將會(huì)影響煤電企業(yè)的技改、投資決策及CCUS技術(shù)的研發(fā)、應(yīng)用。

行業(yè)發(fā)展——“綠色低碳成主旋律”

2020 年風(fēng)光電“搶裝潮”烽煙未消，“十四五”一開局，行業(yè)內(nèi)外眾多投資主體敏銳地捕捉到“雙碳”目標(biāo)下，構(gòu)建新型電力系統(tǒng)給新能源帶來的巨大機(jī)遇，紛紛搶灘新能源領(lǐng)域，又掀起新一輪資源“爭奪戰(zhàn)”，或派出精兵強(qiáng)將奔赴全國各地摸排資源、簽約布局，或調(diào)整規(guī)劃、加碼投資，或收購兼并、重組上市。根據(jù)“到2030 年風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機(jī)容量將達(dá)到12 億千瓦以上”的目標(biāo)，北京國際風(fēng)能大會(huì)發(fā)布《風(fēng)能北京宣言》，提出“十四五”年均新增裝機(jī)5000 萬千瓦以上；中國光伏行業(yè)協(xié)會(huì)年度大會(huì)也提出光伏年均新增裝機(jī)7000～9000萬千瓦。按風(fēng)光電協(xié)會(huì)建議目標(biāo)計(jì)算，則每年新增1.2～1.4 億千瓦，“十四五”末風(fēng)光電裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到11.3～12.3億千瓦。

實(shí)際落地時(shí)，新能源也面臨“白熱化”競爭態(tài)勢帶來的發(fā)展壓力和風(fēng)險(xiǎn)挑戰(zhàn)，如補(bǔ)貼退坡、競價(jià)交易、配套產(chǎn)業(yè)發(fā)展緩慢、組件漲價(jià)、用地限制、消納能力不足等。2021年1～11月份，全國新增風(fēng)電2470萬千瓦、太陽能發(fā)電3483萬千瓦，合計(jì)5953萬千瓦，占全國基建新增裝機(jī)12254萬千瓦的49%，同比多投產(chǎn)901 萬千瓦；累計(jì)風(fēng)電3.0 億千瓦，同比增長29.0%；太陽能發(fā)電2.9億千瓦，同比增長24.1%。

中電聯(lián)預(yù)計(jì)，2021 年全國新增裝機(jī)1.8 億千瓦，其中非化石能源裝機(jī)1.4 億千瓦，到當(dāng)年底全國發(fā)電裝機(jī)容量23.7 億千瓦，同比增長7.7%。其中，煤電裝機(jī)11.1億千瓦、水電3.9億千瓦、并網(wǎng)風(fēng)電3.3 億千瓦、并網(wǎng)太陽能發(fā)電3.1 億千瓦、核電5441萬千瓦、生物質(zhì)發(fā)電3600萬千瓦。非化石能源發(fā)電裝機(jī)達(dá)到11.2 億千瓦，占總裝機(jī)容量比重上升至47.3%，比2020 年底提高2.5 個(gè)百分點(diǎn)，非化石能源發(fā)電裝機(jī)規(guī)模及比重將首次超過煤電。

回顧2021 年發(fā)電行業(yè)的發(fā)展歷程，電源綠色低碳特征更加明顯。新能源發(fā)展尤其海上風(fēng)電、戶用光伏、整縣分布式光伏跑出了“加速度”，風(fēng)光水火儲(chǔ)綜合一體化發(fā)展趨勢明顯。光伏不斷拓寬應(yīng)用場景，創(chuàng)新商業(yè)模式，如光伏+儲(chǔ)能、光伏治沙、光伏制氫、光伏建筑一體化等?！叭薄钡貐^(qū)風(fēng)電以規(guī)?；?、基地式發(fā)展為主，中東部和南方地區(qū)主要發(fā)展分散式風(fēng)電。生物質(zhì)發(fā)電發(fā)展提速，水電、核電、氣電也實(shí)現(xiàn)了有序發(fā)展。圍繞新型電力系統(tǒng)建設(shè)，儲(chǔ)能（抽水蓄能、新型儲(chǔ)能）、氫能，以及減污降碳技術(shù)、綠色低碳技術(shù)，多能聯(lián)供技術(shù)、源網(wǎng)荷儲(chǔ)協(xié)同發(fā)展技術(shù)等引起業(yè)內(nèi)高度重視和加大投入，紛紛取得技術(shù)突破和項(xiàng)目落地。煤電告別了傳統(tǒng)的規(guī)模擴(kuò)張階段，與新能源快速發(fā)展形成很大反差，進(jìn)入了“投資下降、精準(zhǔn)布局、淘汰落后、重組整合、轉(zhuǎn)變定位”的減量發(fā)展階段。2021年的巨虧勢必會(huì)減緩煤電后面一段時(shí)間的投資，與各地出現(xiàn)限電后要求新上煤電形成沖突。

經(jīng)營業(yè)績——“百盈不抵一虧”

2021年，發(fā)電行業(yè)盡管迎來電力市場轉(zhuǎn)機(jī)、電力政策變暖、電源結(jié)構(gòu)持續(xù)優(yōu)化、發(fā)電利用小時(shí)數(shù)增加、單位平均電價(jià)微升、財(cái)務(wù)費(fèi)用下降、清潔發(fā)電利潤增長等多重利好，但終不抵燃料供應(yīng)短缺、煤價(jià)氣價(jià)暴漲導(dǎo)致的煤電巨虧、氣電減利中的某一個(gè)因素，全行業(yè)整體財(cái)務(wù)狀況急劇惡化，預(yù)計(jì)全年難改煤電全面虧損、發(fā)電板塊“凈虧”格局。

新能源。（黃仙景攝）

進(jìn)入9 月，燃料市場供求形勢突變，煤炭、天然氣供應(yīng)全線告急。本就高企的煤價(jià)再次暴漲，導(dǎo)致燃料成本激增，再加上電熱價(jià)疏導(dǎo)不到位，煤電板塊9～10 月虧損面接近100%。近期國家強(qiáng)力調(diào)控煤炭市場，供需改善、煤價(jià)回落、電價(jià)提升，煤電虧損面略有收窄（11 月80%以上），但煤電比價(jià)關(guān)系仍然不合理，煤電企業(yè)虧損嚴(yán)重、負(fù)債率高企、現(xiàn)金流緊張，再現(xiàn)生存難、發(fā)展難。據(jù)統(tǒng)計(jì)，五大發(fā)電集團(tuán)1～11 月平均到廠發(fā)電標(biāo)煤單價(jià)高達(dá)1017 元/噸，同比大漲59%，燃煤發(fā)電利潤由上年同期的盈利變?yōu)榫揞~虧損，預(yù)計(jì)全年虧損近千億元，相當(dāng)于2008～2011 四年煤電的累計(jì)虧損額。同樣，本已虧損的供熱板塊更是雪上加霜，大幅增虧超過2.3倍。由于天然氣價(jià)格上漲，氣電聯(lián)動(dòng)不及時(shí)，燃機(jī)發(fā)電利潤也同比下滑超過21%。盡管風(fēng)電、光電、核電、水電等清潔發(fā)電利潤同比增加24%，預(yù)計(jì)發(fā)電板塊全年盈虧互抵后仍然處于凈虧損狀態(tài)。希望國家根據(jù)煤電面臨的嚴(yán)峻形勢及新的戰(zhàn)略定位，落實(shí)出臺(tái)相關(guān)煤電扶持政策，考核重業(yè)績更重保供，并出臺(tái)煤電新政，讓落后老小煤電“退得出”，清潔高效煤電“留得住”，新上先進(jìn)煤電“有回報(bào)”。

值得關(guān)注的一點(diǎn)是，煤價(jià)暴漲在歷史上發(fā)生了兩次，2008～2011 年一次，2016.6～2021 年一次，其中：2021年創(chuàng)歷史之最。之前發(fā)生時(shí)，五大發(fā)電集團(tuán)虧損“無一幸免”。而這一次發(fā)生時(shí)，由于產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)、電源結(jié)構(gòu)不同，出現(xiàn)了明顯的分化。以煤電為主（平均占比61%）的發(fā)電集團(tuán)受到?jīng)_擊最為嚴(yán)重，1～11月利潤總額平均下降91%，個(gè)別集團(tuán)甚至出現(xiàn)整體虧損。但處于清潔轉(zhuǎn)型領(lǐng)先地位的國家電投集團(tuán)，由于其清潔能源裝機(jī)占比突破60%，雖然利潤總額同比下降，但下降幅度只有21%。國家能源集團(tuán)煤炭產(chǎn)能、煤炭產(chǎn)量均超5億噸，位居國內(nèi)第一，發(fā)電裝機(jī)超過2.6億千瓦，其中：煤機(jī)占比達(dá)72%，居五大發(fā)電集團(tuán)之首。盡管電力利潤下降84%，但煤炭利潤大增69%，全集團(tuán)利潤總額仍同比增長8.1%，充分體現(xiàn)了“煤電產(chǎn)業(yè)鏈?zhǔn)找媾c風(fēng)險(xiǎn)對(duì)沖”的優(yōu)勢。五大之外的三峽集團(tuán)一直聚焦清潔能源主業(yè)，清潔能源裝機(jī)占比約96%，幾乎不受煤價(jià)影響，公司業(yè)績優(yōu)良，股東回報(bào)穩(wěn)定，成“業(yè)內(nèi)翹楚”。因此，以煤電為主的發(fā)電集團(tuán)今后要加大清潔轉(zhuǎn)型力度，努力構(gòu)建發(fā)配售或煤電一體產(chǎn)業(yè)鏈，實(shí)現(xiàn)多能聯(lián)供，開展綜合能源服務(wù)，建設(shè)世界一流清潔能源企業(yè)?！?/p>