两大误区制约煤电发展

中国电力企业管理 综合,  观点,  火电 2018-06-13 17:24:00
     

“煤电行业出现持续大面积亏损(亏损面50%左右)。” 中电联发布的《2018年一季度全国电力供需形势分析预测报告》,以较大篇幅分析了当前电力发展中的这一主要挑战。



自2002年厂网分开以来,煤电亏损已成常态,其中三个时间节点尤为凸显: 2008年电煤价格从2003年底的156元/吨飙升至过千元每吨,导致2008年煤电行业亏损高达700亿元;2010年到2014年,电煤价格持续在每吨600元及以上,煤电行业再度发生全行业性亏损;此后,从2016年10月开始,五大发电集团煤电板块出现整体性亏损,这一趋势已持续到2018年第二季度。2018年前4个月,电煤成本总体仍然上涨,中电联发布的CECI指数显示,5月25日5500大卡电煤成交价652元/吨,全国煤电行业电煤采购成本因此提高近300亿元,高煤价仍然是导致煤电行业大面积亏损的最主要因素。


煤价凶猛和电价管制,年复一年,煤电企业的长期大面积亏损成为影响电力行业可持续发展的主要矛盾。


旧疾未除,新患又生。2017年4月,本刊刊发了《煤电夹缝求生》系列封面文章,全面分析报道了自2016年10月以来,受煤电标杆电价下调、市场交易电量激增、电煤价格大幅上涨、利用小时数持续下降以及环保改造投入上升等多重因素挤压,煤电行业再次陷入全面亏损。为此,本刊提出了“有效增加煤炭供给,平抑电煤价格;推进煤电联营,打造煤电利益共同体;加强企业内部管理,做好提质减量;开拓国际市场,增加新的经济增长点;完善电力市场机制,建立电力辅助服务市场;规范燃煤自备电厂”等一系列政策建议与具体措施。


当期杂志出版发行后,在煤电行业产生了强烈反响,部分煤电企业甚至把这期封面文章作为全体员工学习的读本,纷纷参照制定相应对策,力争摆脱企业发展困境。这之后,国家又制定出台了一系列规范调控煤电发展的宏观政策:2017年7月,国家发改委等16部门发布了《关于推进供给侧结构性改革  防范化解煤电产能过剩风险的意见》(发改能源[2017]1404号);2018年3月,国家发改委又先后发布了《2018年煤电化解过剩产能工作要点》(发改运行[2018]544号)和《燃煤自备电厂规范建设和运行专项治理方案(征求意见稿)》;国家能源局出台了《关于发布2021年煤电规划建设风险预警的通知》等文件。


据中电联1-4月份电力运行统计月报显示,2018年1-4月全国基建新增煤电装机581万千瓦,同比减少43.1%,全国严控煤电新增规模效果明显,煤电去产能的宏观调控已初见成效。


但是,煤电亏损却呈蔓延之势。不论是在企业调研采访,还是与业内专家座谈,亦或与政府官员交流,我们发现,现阶段煤电发展两大认识误区干扰政府决策和企业经营,制约煤电高质量发展新业态的形成,从而影响我国煤电行业的可持续发展。


误区一:“煤电联动能有效解决电煤矛盾,煤电一体化使电煤矛盾内生化。”


自2006年电煤价格第一波快速上涨以来,煤电行业利润随着电煤价格的涨跌而起落。尤其是在2013年国家取消电煤重点合同、实行电煤价格并轨以来,在“市场煤”“计划电”双重体制架构下,可以说,煤电企业命运完全被煤炭行业所操控;虽然配套有煤电联动机制,但常常是联而不动;即使联动,也仅是杯水车薪。在这种扭曲的体制机制下,煤电企业腾挪空间越来越有限,导致了煤电企业普遍的高负债率和长期亏损。


据江苏某发电厂经营管理部负责人介绍,2017年入厂不含税的标煤价为693元/吨,两台在运66万千瓦超超临界机组的发电煤耗为290克/千瓦时(同类机组世界领先水平),上网目录电价为0.391元/千瓦时,机组全年利用小时为5400小时 (其中60%为直购电和部分替代电量),但这两台机组还是没有实现盈利,集团公司系统内30万千瓦煤电机组则全部发生亏损。当电煤价格处于高位时,煤价占煤电企业经营成本的70%,甚至高达80%多,而在特定客观条件下靠内部挖潜是有极限的。当前,正值国家大力降低企业用能成本之际,启动煤电联动则更加不现实。该负责人预测,按照上半年入厂电煤价格水平,公司2018年经营必将发生全面亏损。


自2004 年颁布实施煤电价格联动政策以来,国家也先后两次对煤电价格联动政策进行修订与完善,并依据该政策分四次对上网标杆电价和销售电价进行联动调整。此外,在2013年10月和2014年9月,也曾两度下调上网电价,但销售电价并未下调。从过去10多年煤电联动实施情况看,煤电价格联动虽部分缓解了煤、电企业双方的矛盾,但由于政策设计本身不尽合理、政策执行不到位等,并没能从根本上解决煤电价格矛盾。换来言之,在电煤价格快速上涨时期,煤电企业只能以煤电联动为预期来疏导价格,本质上还是政府这只看得见的手在掌控。这么多年来,煤电之争实际上是市场与计划的矛盾造成的,是上下游两种完全不同的定价机制导致的。因此,煤电联动政策即使怎么完善,也没法彻底解决电煤矛盾。


为应对煤电矛盾,自上世纪九十年代神华集团成立之初,为更有效地消化产能开始布局电厂,煤电一体化就此成为能源企业发展战略的重要选项之一。2004年9月,中电投收购蒙东霍林河煤矿,成为中央发电企业的第一个煤电一体化项目。从2007年起,为缓解电煤价格高涨、煤电联动滞后的矛盾,当时的五大发电集团均开始进入煤炭行业,煤电一体化发展进入一个新的阶段。煤电一体化使发电企业扩大了盈利空间,同时也带来 “增大了市场风险、加大了生产管理成本和加剧了煤炭资源的竞争”等问题,有人据此得出结论认为,煤电一体化使电煤矛盾内生化。


在“市场电”没有真正确立之前,怎样才能有效解决煤电矛盾?对此,中国大唐集团有限公司政策研究室主任李云峰认为,当前加快推进煤电战略性重组,有助于从根本上解决煤炭与电力行业利益不一致、增强煤电产业链的稳定性与抗风险能力、促进国有资本优化布局、建立世界一流能源企业,是破解煤电顶牛矛盾现实合理的选择。换而言之,积极推进煤电一体化战略,促使发电企业加快向综合能源集团转型,是当前发电集团做实做强和实现可持续发展的最佳路径。煤电一体化,可以使煤炭企业与发电企业发挥各自比较优势和提高发展协同性、规模经济性,可以消除煤炭与电力企业重复建设、化解过剩产能,还可以促进煤炭和电力企业走出生存困境、实现煤炭资源清洁高效利用和高附加值利用。积极稳妥地实施煤电一体化战略,并不会使电煤矛盾内生化。


李云峰指出,新形势下,要加快煤电行业战略性重组,必须以实现“1+1>2”的重组效果为目标,要切实做好四方面工作:一是坚持以市场配置为原则,避免行政性“拉郎配”;二是注重分类施策、因企施策,注重发挥多种资本重组方式的灵活性与适用性;三是尊重行业客观发展规律,注重发挥资源互补和专业协同效应;四是注重防范市场垄断风险,有效发挥市场竞争在资源优化配置中的决定性作用。


当前,煤电企业应深入分析总结国家能源投资集团有限责任公司成立近一年来的经验,从国电集团与神华集团的合并重组实践中吸取经验与智慧,更加稳妥、更加科学地实施煤电行业战略性重组和煤电一体化战略。


误区二:“煤电要主动放弃主体能源地位,给新能源让路,做好调峰备用电源。”


根据中电联发布的《2017-2018年度全国电力供需形势分析预测报告》,2017年我国新增发电装机容量2491万千瓦。其中,新增非化石能源发电装机1852万千瓦,占新增总装机的74.3%,同比提高24.9个百分点。 预计2018年新增装机1.2亿千瓦,其中,非化石能源发电装机投产7000万千瓦左右。预计2018年底,全国发电装机容量将达到19.0亿千瓦、同比增长6.5%左右;其中,非化石能源发电装机合计达到7.6亿千瓦,占总装机容量比重上升至40%左右。


从前文统计数据可以看出,新增煤电装机规模越来越萎缩,而以风电和光伏为代表的新能源装机规模则成倍增加。“十二五”以来,随着风电、光伏发电等新能源迅速发展,尤其是随着弃风弃光弃水现象频繁发生,为给新能源发展“让路”,“去煤”、“限煤电”的呼声越来越高。尤其是在当前电力供应相对宽松的时期,业内有人提出,煤电将成为辅助服务电源,主要使命就是“让路、调峰、托底”。


近几年来,本刊记者在煤电企业调研采访中,听到最多的声音也是“煤电机组要加快灵活性改造,主要向备用调峰转型”。其中云南煤电机组在2017年平均利用小时只有1000多小时,有的煤电企业已开始对60万千瓦及以上煤电机组开展调峰技术改造研究。


“在当前煤电发展的政策环境下,煤电机组迟早会被淘汰,但是如果参与系统调峰,或许还可以多活几年。因此,煤电机组别无选择,无论是主动还是被动,都得参与调峰,力争‘慢死’。”某煤电企业负责人所持的观点,则反映了当前煤电企业一种普遍心态。


我国煤电真的就成了辅助服务电源?承担系统调峰调频才是其唯一的活路吗?


改革开放以来, 以煤电为主的火电装机曾占全国总装机比重一直保持在69%以上。2000—2014年,火电装机增长了6.8 亿千瓦,年均增长规模达到4800 万千瓦。截至2017 年底,我国煤电装机达到了9.2028 亿千瓦, 占总装机的比重仍占55.16%;煤电发电量为41365亿千瓦时,占总发电量的64.45%。未来一段时间内, 煤电在中国电源结构中的比重将继续下降趋势。但为满足负荷增长需求,保障电力安全可靠供应, 煤电装机总量将继续增长。从装机总量和电源结构上看,煤电仍然是中国的主力电源。根据我国能源资源禀赋以及国家能源安全战略需要,在能源电力科技没有重大革命性突破之前,煤电仍将是确保我国电力安全可靠供应的主力电源,煤电在未来相当长时期内的首要任务仍将是“保供应”,而不是给新能源“让路”。华北电力大学经济与管理学院袁家海教授的一项研究结果表明,中国煤电装机容量将于2025 年前后达峰,发展合理峰值在11.5 亿-12.0 亿千瓦。随着我国非化石能源快速发展, 风电、太阳能装机容量快速增长。为了更好地消纳新能源, 减少弃水、弃风, 预计未来我国煤电将更多承担支撑系统运行、系统调峰等功能, 利用小时数将呈下降趋势,但煤电作为中国主力电源的地位不会改变,“煤电调峰是第二位的”。


李云峰也认为,基于我国富煤的资源禀赋,煤电具有大容量、高效率、超低排放优势,煤电相对低成本,以及现有4万亿煤电存量资产,决定了我国未来较长一段时期内,煤电在保障电力可靠供应、系统调峰、散煤治理、低成本供电供热等方面发挥着不可替代的基础性作用,优化发展煤电应是能源转型的重要战略选择。


煤电即使参与调峰,也不是有的人所主张的、不加区别地全行业性参与。 煤电作为调节性电源的使用成本低于抽水蓄能、燃气机组、储能等,具备稳定可控、电压频率支撑能力强、技术成熟度高等优势,综合技术经济性较优,能够为高比例可再生能源接入的电力系统提供支撑,但也并不是所有的煤电机组都适合参与调峰。中国华电集团公司副总法律顾问陈宗法认为,与60万千瓦煤电机组相比,30万千瓦煤电机组在调峰过程中更具有经济性和灵活性;部分30万千瓦及以下煤电机组通过环保改造,在热电联产和调峰过程中可以通过与大机组结合的方式更好地发挥各自优势。


当前,国家正在实施的淘汰煤电落后产能以及严控新增煤电装机,是为了防范化解煤电产能过剩。袁家海教授另一项研究结果显示, 2015 年全国平均电力系统备用率达到32%,高出合理备用水平(15% 左右)的一倍以上;2015 年全国煤电装机9 亿千瓦, 满足电力电量平衡的合理规模为7.35 亿千瓦,过剩规模达到1.65 亿千瓦。总体来说,当前我国煤电行业存在产能过剩问题,为了有效化解煤电过剩产能,需要对现役机组和在建机组分类调控。但是,这种分类调控并不是要“去煤电”,也更没有改变煤电的主力能源属性。


在未来相当长一个时期内,我国能源转型的主要任务是推进化石能源的清洁高效利用和非化石能源的规模化发展。深入推进能源革命,实现我国能源转型,不是简单的“革煤炭的命”,更不是“革煤电的命”,而是要从根本上改变煤炭落后、粗放、分散的开发利用方式,走出一条社会经济可承担、环境容量可承受、有效供给可保障的煤电清洁高效利用的新途径。


新的历史时期,煤电企业要正视行业的萎缩态势,要坚决走出影响行业发展的两大认识误区。为此,陈宗法指出,当前煤电企业要适应转型升级,要转变以往以投资为主要驱动的发展思路,通过减量、调整,化解煤电行业的严重产能过剩。在新电改全面推进的契机下,通过市场化改革,通过供给侧结构性改革,通过企业改革重组,来实现煤电高质量发展。同时,煤电企业还坚持要创新、要向下沉,要向外走、要清洁发展,拓展环保的边界效益,要积极拓展配售领域,将产业链向下延伸;要更好地响应“一带一路”倡议,以互联互通为机遇提高经营资产在国外的比重;同时开拓新业务,培育新业态,在新一轮电改的契机下,扭亏为盈,实现高质量可持续发展。


(编辑:张艳  审校:寇建仁)
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