后发展时代的煤电样本

中国电力企业管理 综合,  火电 2018-06-13 16:28:00
     

电力产能过剩,如雷贯耳,且不绝于耳;煤电经营形势严峻,“燃煤之急”,更是燃眉之急;煤电企业转型,因时而动,亦大势所趋。


4165小时,这一自1964年以来火电机组利用小时数新低的出现,标志着我国煤电产能极速扩张时代的落幕,“冗余”、“严控”、“让路”,这些并不令人愉快的字眼,成为曾经破解“电荒”,为支撑我国经济高速发展作出巨大贡献的煤电产业背负的新标签。曾经的投资冲动和滞后效应,更直接导致了煤电产业在“十三五”期间“急刹车”后的强烈俯冲态势。


我国经济进入新常态,电力产能供大于求已成为目前发电行业的风险源,无时不刻地冲击着发电行业的经营业绩。据统计,坐拥我国煤电产能近90%的原五大发电集团,2015年实现利润1098亿元,2016年腰斩至600亿元,2017年下滑至400亿元。


分析原五大发电集团2017年继续保持盈利的原因有以下三点:一是全社会用电量6.6%的恢复性增长,在业务增收的同时摊薄了固定成本,使得发电行业总体发展形势好于年初预期;二是煤电上网电价平均上调1.1分,部分疏解了煤价高企施加于煤电企业的压力;三是市场化电量比重上升至29.5%,发电侧竞争从“量价血拼战”中破局,竞争趋于理性化。从这三大因素中,不难反推出煤电经营困境的三个关键词——“电量”、“煤价”、“电价”。


随着供给侧结构性改革的推进和淘汰关停落后机组政策的实施,2018年一季度我国基建新增煤电同比减少57.3%,化解煤电过剩产能得以顺利推进,从严控制煤电新增规模效果明显。在电力市场化深入开展的进程中,自2015年至今通过市场化手段,发电企业平均度电价格下降7分多,为降低用户用电成本作出了巨大贡献。在经历“喋血”“割肉”等不理智降价过程后,市场化电价回归理性的同时,发电集团也深陷煤价“厂”字形高位震荡的冲击。虽然煤电行业在2017年的业绩好于年初的预期,但是煤电作为发电企业的主营业务,主营主亏,造成了原五大发电集团整体效益的大幅下滑。在电煤价格的持续高位震荡下,发电行业2017年燃料成本较2016年增长了2000多亿元,煤电联动多年不动,造就了煤电企业亏损面接近50%、与国家工商业利润增长21%背道而驰的情况。


在今年的政府工作报告中提出降低一般工商业电价10%的目标,降低全社会用能成本已成为整个电力行业在新时期的重要任务。虽然本轮降电价,重心已经由发电侧转向电网侧,但发输配售处于同一产业链条之上,当电网的盈利空间缩小,“蝴蝶效应”难免会在整个产业链条上弥散。


目前,煤电的角色正逐步由电量型电源向电量、电力调节性电源转变,煤电行业高质量发展,是新时期赋予电力行业,特别是发电行业特殊的历史要求。


记者在走访相关火电厂时发现,在全社会用电量趋缓、供给侧结构性改革、煤与电“冰火两重天”的客观历史条件下,严苛的环保标准、巨额的环保投入与环保电价的收支不对等,外购电比例增大,更加大了处于多领域改革叠加期的煤电行业转型的难度,而60万千瓦级以上燃煤机组转调峰备用的灵活性劣势,以及相关市场机制不健全,也使得相关火电企业的出路显得更为迷茫。


如何转变以往简单粗暴的产能扩张方式,主动从传统业务中抽身;调整固有坐享电量电价收益的惯性思维,以精耕细作的方式开拓业务蓝海;以清洁高效、绿色低碳为导向完善产业链和价值链,实现市场化运作和资源的优化配置,不仅是煤电企业作为单个个体需要考虑的问题,同时也是时代赋予电力行业的历史之问。


单边降价与环保政策层层加码 挤压煤电生存空间


曾拥有“全国最大的火电机组”等殊荣的江苏省某受访电厂,多年来见证和托举着该地区经济的繁荣与腾飞,然而就是这座见证“不尽长江滚滚来”的电厂,如今也面临着“无边落木萧萧下”的全面亏损境地。


“从去年和今年的情况来看,厂里的经营效益并不乐观。目前国家推行的电改是‘管住中间、放开两边’,而对于火力发电厂来说,一边是无法自身把控的煤价,另一边是国家管制的电价,可以说是两边被管住了,留下中间一点点内部管理来挖潜,但是这样的压缩方式毕竟有限。”受访电厂相关负责人向记者介绍,“加上地方环保标准对煤耗和煤质的严控,以及市场化电量和外购电比例的逐步加大,作为60万千瓦级的火电机组,在与百万千瓦级机组相比没有任何技术优势的情况下,转调峰备用既是大形势所趋,同时也是无奈之举。”


据了解,江苏省2013年~2016年大用户直购电量总计5000亿千瓦时左右,2017年市场规模达到1300亿千瓦时,2018年将扩展到2000亿,2019年达到3000亿千瓦时,电价平均降幅从0.0299元/千瓦时收窄至0.0205元/千瓦时。受访电厂目前的大用户直购电比例达到60%,月度交易电量的比例也在逐步扩大;占比80%的燃料成本逐年飙升,在今年1月进场煤价曾突破1000元/吨的历史记录,让0.0205元/千瓦时的降幅成为电厂承受的极限。


“电改的大势不可逆,我们为了适应电改,在挖潜增效上采取了一系列的措施,包括技术改造、合同能源管理等方式来尽量降低消耗,提高生产效率。这几年厂里投入了几千万元对机组进行环保改造,排放量和排放指标都降下来了,但是地方政府现在不仅对煤耗有限制,同时还对煤质作出明确的规定,现在不仅排放的出口被管住,原料的进口也收紧,环保改造的价值完全没有被体现。”受访电厂相关负责人说。


近年来,国家对火电行业施行了“史上最严苛”的环保政策,将其纳入重点控制产业,执行大气污染特别排放限制,要求京津冀、长三角、珠三角等区域煤炭消费总量负增长。江苏省于2016年底启动的“263”专项行动,核心是“两减六治三提升”,其中放在首要位置的“两减”,则直指“煤炭消耗总量”和“落后化工产能”。


对于专项行动实施细则的制定,各个地方则差异明显。就目前下达给受访电厂的煤耗指标来看,除了明确规定煤耗总量以外,对于煤质则明确规定选用5500大卡动力煤,同时对含硫量等指标严格执行。


目前央企发电集团的机组已基本实现超低排放改造,脱硫脱硝设施达到国际领先水平。从节能降耗的角度来说,将市场上的劣质煤用于改造后的机组掺烧,在提高企业效益的同时仍可满足全国的减排控制总量目标;从经济效益的角度来看,按照商品煤的管理办法,对于已实施环保改造的