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陳宗法:煤電解局如何度過第二個困難期?

  “十三五”以來,昔日獨步天下的煤電進入“第二個困難時期”,深陷虧損泥淖。即將進入“十四五”時期的關鍵節點上,煤電企業經營狀況仍不樂觀,在新能源強勢崛起的大變局下,煤電企業破局出路何在?

  近期,一些研究機構、政府部門和能源企業紛紛啟動編制能源、電力“十四五”規劃的準備工作。新規劃基調毫無懸念——未來一個時期,我國將繼續大力推動綠色發展、清潔轉型,可再生能源將持續增長,高碳化石能源將大幅減少。

  而此時,我國煤電尚未走出“第二個困難時期”。“十三五”以來,我國煤電經營業績 “坐滑梯”一樣迅速走低:2016年“腰斬”;2017年“跌穿地板”;2018年“坐起”。除虧損外,發電集團的資產負債率長期高位運行,盡管比2008年85%最高時有所下降,2018年仍接近78%,巨額財務費用侵蝕當期利潤。

  目前,云貴川、東北、青海、河南等區域的煤電企業整體虧損,一些煤電企業資不抵債,依靠集團擔保、委貸維持生存,有的甚至被關停、破產,少數電力上市公司業績難以好轉,面臨被ST、退市的風險。

  如此嚴峻的形勢也曾出現在2008年-2011年煤電歷史上的“第一個困難時期”,五大發電集團火電板塊累積虧損高達921億元。2012-2014年,火電經營狀況逐年好轉,2015年業績“置頂”,進入2002年電改以來最好的時期。

  在能源清潔轉型的大背景下,我國能源結構不斷優化,清潔可再生能源快速發展。但是,至今仍未從根本上撼動“煤為基礎、煤電為主、油氣進口”的能源格局,煤炭、煤電仍屬主體能源。

  煤電在能源結構中仍然擁有 “567”的比例優勢。2018年,我國電力裝機達到19億千瓦,其中:煤電裝機10.1億,占比53%;煤機發電量4.45萬億千瓦時,占比64%;燃料成本占煤電發電成本70%左右。

  在這樣的情勢下,在下一個五年計劃制定的關鍵節點, 如何破解時下前所未有的困惑和尷尬局面、找準現代能源體系中新的定位、保障煤電清潔高效利用與高質量生存發展,仍是繞不開的核心話題之一。

  煤電的第二個困難時期

  煤電生存之艱,一組數據足以說明:五大發電集團2015年火電利潤高達882億元,而2016年只有367億元,狂降58.4%;2017年火電虧損132億元,除國家能源集團外,四大發電集團均虧損,虧損面達60%。2018年全國火電企業利潤323億元,虧損面仍有43.8%。而今,2019年能否“前行”,2020年能否全面“奔小康”還有待觀察。

  不可否認,我國煤電清潔發展取得積極成效,大氣污染物排放快速下降,發電效率持續提高、碳排放強度不斷下降、耗水和廢水排放量逐年減少、固廢物綜合利用水平明顯提升,煤電發電技術和污染物控制技術已達世界先進水平。然而,目前煤電行業卻面臨種種困惑,處于“第二個困難期”,主要表現在:

  一是煤電前景不明,社會爭議很大。多年來,在未來的能源結構中要不要煤電,或煤電扮演什么角色這些問題上,社會上一直爭論不休,始終未形成共識,煤電前景迷茫。

  以氣候專家、新能源企業為代表的一派認為,煤炭污染環境,能源清潔轉型就像搬新家,不扔掉煤電這些“舊沙發”,就不可能買可再生能源這個“新沙發”,因為沒空間,我國“三棄”現象就是煤電規模過大造成的。

  以煤電企業為代表的一派則認為,不能“妖魔化”煤電,我國是富煤國家,可再生能源不穩定、經濟性差,關鍵時刻還得靠煤電,而且煤電通過超低排放改造實現了清潔利用,還是應該依靠煤電、發展煤電。

  二是電力產能過剩,受市場競爭、新能源擠壓,煤電量價齊跌。我國用電量增長已連下臺階,“十五”增長13%;“十一五”增長11.1%;“十二五”增長5.7%;“十三五”規劃預計增長3.6-4.8%。目前,我國電力產能過剩,發電行業系統性風險增加。

  火電利用小時已從2004年的5991小時,一路下滑,2016年降至4165小時,2017、2018止跌企穩,分別達到4209小時和4361小時,但設備平均利用率已下降到50%左右,大量機組處于停備狀態。

  同期,綠色能源發展步伐明顯加快,風、光、水、核、氣、生物質并舉,特別是風電“瘋長”,光伏掀起搶裝“狂潮”,清潔能源裝機占比大幅度提升。到2018年底,我國非化石能源裝機7.76億千瓦,占總容量的40.8%;非化石能源發電量2.16萬億千瓦時,占總發電量的30.9%。而且,近年來新能源補貼退坡,推進平價上網,市場競爭力顯著增強,煤電不得不為清潔能源優先消納作出讓步。

  另外,隨著2015年新電改的推進和發用電計劃的大幅放開,全面競價時代已經拉開大幕,煤電首當其沖,“降價潮”席卷全國。一些區域的煤電企業“離不開、活不了”,深陷生存危機。

  三是由于煤炭去產能,煤價“廠”型走勢,煤電企業燃料成本高企。2016年,宏觀經濟開始企穩,煤炭需求止跌回升,增長0.5%,因為政府限產、去產能,原煤產量僅為33.6億噸,下降了9.4%,導致市場供不應求,煤價大幅反彈;貴州、東北等地電煤供應“告急”,當地政府不得不出臺限運出省措施。2017、2018年盡管產量有所釋放,但煤炭需求放大,煤價高位震蕩,呈“廠”型走勢。

  到2018年底,煤炭去產能10億噸的任務已基本完成,煤礦數量減少到5,800處,平均產能提高到92萬噸/年,晉陜蒙新四省區產量占到全國的74.3%。反映燃料成本的CECI沿海電煤采購5500大卡綜合價,2017、2018年分別在650-700元/噸、571-635元/噸震蕩,均超過國家規定的綠色區間。

  “十三五”,煤炭市場的緊平衡與煤價的再度高企,對發電行業的直接影響是搶煤發電、燃料成本大增,導致煤、電行業經營業績冰火兩重天。

  四是降低用能成本,降低煤電電價,政府、市場“雙管齊下”。為提升實體企業競爭力,穩定經濟增長,2015年國家推出了供給側結構性改革,降低用能成本。一方面政府不斷下調煤電標桿電價,2013年以來,共4次下調、1次上調,每千瓦時凈下調6.34分,并取消各地低于標桿電價的優惠電價、特殊電價;另一方面通過加速放開發用電計劃、大幅提高市場交易電量、不斷創新交易品種,降低煤電市場交易電價。以某發電集團為例, 綜合交易電價2015-2018年每千瓦時分別降價9.3分、6.3分、4.7分、5.2分。

  目前,煤電電價政府、市場雙管齊下,一降再降,幾乎到了“降無可降”的起步,與新電改9號文提到的“交易公平、電價合理”的目標相去甚遠,政府明文規定的煤電聯動也變成了“鏡中花、水中月”,已嚴重危及煤電的生存與保供。

  五是環保政策層層加碼,環保邊際效應下降,相關政策執行不到位。“十三五”期間,國家對存量煤電推出一系列嚴厲的環保舉措,從嚴淘汰落后產能0.2億千瓦;限期完成煤機超低排放改造、節能改造、靈活性改造,共計9.8億千瓦,現役煤機煤耗低于310克/千瓦時;清理規范自備電廠,嚴格執行節能環保標準;率先對火電實施排污許可證,排污費改征環保稅;碳排放強度每千瓦時單位供電控制到550克、煤機865克,啟動碳排放權交易;全面開展中央環保督察、生態文明建設年度評價等。

  同時,國家還打出“組合拳”嚴控煤電新增產能,停緩建煤電1.5億千瓦,到2020年,煤電不超11億千瓦,新機煤耗低于300克/千瓦時。由于我國煤機年輕、先進、升級改造不斷,環保的邊際效應逐年下降。

  盡管國家激勵節能減排,實施節能調度,出臺環保電價合計3.5分/千瓦時,但煤機巨額的環保投入難以保障與補償,特別是環保電價、獎勵電量在煤電競價交易中難以兌現。從長遠看,煤電碳排放成本增加將是未來的新挑戰。

  我國煤電之所以造成上述困惑,主要有以下六個原因:

  世界氣候變暖,我國霧霾頻現;

  全球能源清潔轉型,掀起新能源革命;

  世界“去煤化”浪潮,我國頻現環保風暴,清潔可再生能源快速發展;

  市場系統性風險增加,煤炭市場供應緊張,電力市場產能過剩,煤電矛盾爆發,煤電聯動不到位;

  政策導向利好不多利空多,降低用能成本,煤炭去產能;

  2002年電改導致煤電巨量擴張,2015年新電改導致市場化交易劇增。

  總之,這是由氣候環境變化、能源變革走勢、市場風險增加、國家政策導向、電企經營發展戰略、重大事件影響等多種因素疊加、長期綜合作用的結果。

  綜合施策方能破解煤電困局

  面對種種困惑、嚴峻形勢,今后我國煤電企業如何解困破局、在生存中謀發展?越來越成為電力業內普遍思考、苦苦探索的一個重大而又急迫的問題。個人認為,只有綜合施策,久久為功,才能贏得未來。

  (一)認清形勢,找準定位。

  清潔低碳是未來能源的發展方向,能源清潔轉型是國際化大趨勢。近年來,歐盟正著力進入“可再生能源時代”。如德國頒布可再生能源法,棄煤、棄核,全力發展風光電,并推行全電氣化戰略。即使是提出“振興煤炭工業”、廢除奧巴馬《清潔電力計劃》、退出《巴黎協定》的美國又如何呢?

  實際出乎意料。2000-2017年,美國在能源消費結構中煤炭消費由24.6%下降14.3%;今年4月,可再生能源裝機、發電量雙雙超越煤電,并宣布進入“能源新時代”,強調“創新”與“化石能源利用”,內容是穩油、增氣、減煤、穩核、大力發展可再生能源。

  2018年,北上廣深等一線城市,已關停煤電機組,實現“氣化”;青海成功實現“綠電9日”——全清潔能源連續供電;張家口是國家一個可再生能源示范區,氫能產業初具規模;可再生能源消費量增長29%,占全球增長量的45%,我國非化石能源消費占一次能源消費比重達14.3%。

  今后我國將繼續加快綠色發展步伐,形成水、核、風、光、氣、氫能、生物質等并舉的“清潔大家族”,清潔裝機占比會大幅提升,意味著煤電生存空間將持續縮減。同時,為根本解決“三棄”問題,需要通過煤電升級改造、建設調峰電源、發展儲能技術、加強需求側管理等,提高電網調節能力。

  當然,由于我國富煤缺油少氣、電源結構現狀及煤電的經濟穩定特性,未來煤電仍有一定的發展空間,并在一個較長時期內不可或缺。

  對此,我們必須清醒認識,科學預判,把“構建清潔低碳、安全高效的能源體系”作為歷史使命與責任擔當,我國煤電的戰略定位,將逐步由“主體電源、基礎地位、支撐作用”轉向“基荷電源與調節電源并重”,為全額消納清潔能源調峰、保障電力安全供應兜底;清潔可再生能源將成為電量供應主體(2030:占比50%;2035:超過70%);分布式能源、微電網、多能互補等將成為重要的新型供能方式。

  (二)以退為進,主動減量。

  2007年以來,煤電積極“上大壓小”1億千瓦,“十三五”又淘汰落后產能0.2億千瓦,停緩建1.5億千瓦,共計2.7億千瓦。但煤電仍然存在存量巨大、占比過高、設備閑置、經營困難等問題。為此,要采取以下措施:

  ——深化供給側改革,主動減去“無效供給”。一方面要繼續落實“十三五”國家和地方政府有關化解煤電過剩產能、淘汰落后產能的政策,對不合要求的30萬千瓦以下煤電機組實施“強制關停”;另一方面,發電行業要抓住機遇,利用關停補償政策,對一些超齡服役、扭虧無望、能耗環保安全不達標、又無力投入改造的老小機組,或者未予核準、證照不全的違規機組,因地制宜實施“主動關停”,以提高設備利用效率,促進新能源的消納與火電行業的整裝,并實現電力市場由過剩到平衡的轉變。

  ——慎“鋪新攤子”,實現電力市場供需的再平衡。“十三五”,國家禁止京津冀、長珠三角及紅橙色預警省域新建煤電,全國停緩建煤電1.5億千瓦。目前,千萬不能因為“十三五”用電量實際增長好于預期,煤電利用小時略有回升,又盲目上新項目,還是要繼續落實國家打出的嚴控煤電新增產能“組合拳”。

  對目前我國4200左右的煤電利用小時,不能簡單對標美國認為是合理的、現實的。中美國情不同、發展階段不同、體制機制不同,美國是發達國家,依靠油氣,市場機制,電價科學。我國通過推進供給側改革,努力恢復到4800-5500小時,這既符合國情、符合歷史、符合實際,有利于減少設備閑置、投資浪費,有利于煤電企業扭虧增盈、可持續發展,有利于保障煤電的經濟性,以支撐我國較低的電價水平。

  (三)升級改造,激活存量。

  面對分布在全國各地的超過10億千瓦的巨量煤電機組,到底應該怎么辦?一句話,根據區域的營商環境,在淘汰關停的基礎上,推進煤電資產的重組整合(資產轉讓、無償劃轉、委托管理),并區別對待,因地制宜,實施煤機的升級改造,優化技術經濟指標,實現“兩低一高”的(低排放、低能耗、高效率)能源供給水平, 增強“三種能力”——“冷熱電氣水”多能聯供的綜合能源服務能力,增強調頻、調峰、調壓等輔助服務能力,參與電力市場競爭與煤炭市場集采能力。

  事實上,2017年7月,16部委《關于推進供給側結構性改革,防范化解煤電產能過剩風險的意見》(1404號文)就對煤機升級改造進行了系統的部署,要求在“十三五”期間,實現以下目標:超低排放改造4.2億千瓦;節能改造3.4億千瓦;靈活性改造2.2億千瓦。

  目前,已經取得顯著成效。到2018年底,已完成超低排放改造8.1億千瓦,占全國煤機比重的80%。“三北”地區完成煤電靈活性改造超過4000萬千瓦,其中2380萬(約60%)在東北。東北有償調峰輔助服務費用27.8億元,平均價格0.525元,高于當地燃煤標桿電價。

  有專家分析,靈活性改造技術成熟,每千瓦改造費用120-400元,參與調峰服務好于儲能、氣電、抽水蓄能,是煤電的現實選項之一,也有利于新能源的消納。

  當然,目前,部分煤電廠已在虧損邊緣,投入困難,如未做任何改造即參與深度調峰,會給發電設備帶來非常大的損耗,并非長久之道。因此,要算好安全賬、經濟帳、未來賬。

  (四)峰值管理,嚴控增量。

  制定電力規劃、謀劃未來發展,要與時倶進,改變過去電力短缺時期的慣性思維和發展通病,根據經濟新常態特點以及電力供需的變化,實現變革與創新。

  引入峰值管理,防止出現大規劃。回顧“十三五”電力規劃,其中最大的一個亮點,是提出了煤電裝機到2020年控制在“11億千瓦內、占比降至55%”的目標,并有一系列保障措施。如果沒有這個“天花板”,盲目發展,到2020年煤電絕不是11億千瓦,而是12.5億千瓦,甚至更多,煤電的日子會更加“窘迫”。

  據預測,2030年能源需求主要依靠清潔能源,煤電13億千瓦將達到峰值;2050年煤電裝機將降到6億千瓦,建成現代能源體系。因此,國家編制未來電力中長期規劃時,要強化煤電峰值管理,既要考慮保供,又要應對產能過剩,考慮電力市場平衡。

  摒棄規模擴張,發展要有新概念。今后,發電企業面對市場競爭、優勝劣汰,一要落實新發展理念,堅持價值思維,清潔低碳,依托規劃,市場導向,精準布局,多能互補,用戶為王,綜合服務,實現高質量發展;二要聚焦電力主業,鞏固傳統優勢,如炕口電廠、輸電端口電廠、煤電一體、港電一體、熱電聯產、產融結合、路港配套等;三要抓住機遇,積極推進“轉型發展”,要突破單一發電業務的束縛與風險,利用電力改革、能源生態重塑、產業跨界融合、“一帶一路”發展的機遇,著力“綠”色發展、向“下”延伸、對“外”拓展、介入“新”業態,戰略進入配電售電、儲能節能、調頻調峰、冷熱電氣水等領域,熱力網源一體、發配售一體、多能聯供與輔助服務并舉,并系統優化發展格局,實現縱向“源—網—荷—儲—用”,橫向多能互補、產業協同、區域平衡。

  (五)外拓市場,內強管理。

  令人欣慰的是,近年來在電力行業內部,越來越達成以下“四大共識”:

  清潔低碳是未來能源的發展方向,能源清潔轉型是國際化的大趨勢;

  隨著經濟減速、結構優化以及技術進步、節能減排,未來能源(電力)消費增速減緩是必然的趨勢;

  電力產能普遍過剩是發電行業的風險源,也是改善營商環境的重中之重;

  隨著新電改的推進和發用電計劃的大幅放開,全面競價時代很快就要到來。

  因此,面對市場過剩、激烈競爭、優勝劣汰,今后煤電企業增強市場競爭力還是要做好兩方面工作。

  外拓市場,主動作為。按照“量為基礎,價為關鍵,量價統籌,區域優化”的原則,建立區域或跨區域市場營銷體系,組建多維度營銷團隊,促進售電公司獨立運作,開展綜合能源服務,增強大用戶粘性,科學制定交易策略,積極參與現貨市場與中長期市場交易,反對市場壟斷與惡性競爭,努力實現“三個目標”:發電量達到“三同”水平 ,市場電量超過裝機占比,區域發電效益最大化。

  內強管理,降本增效。圍繞“三電”“四煤”,依靠管理創新和科技進步,加強安全環保管理、生產運營管理、市場營銷管理、財務風險管理、資本運作管理、燃料全過程管理,提升資產質量與效益。目前已在實踐中摸索出許多成功的經驗與做法。

  (六)政策配套,保障生存。

  煤電作為傳統化石能源,既要積極適應綠色發展需要,又要全面參與市場競爭,“優勝劣汰”“適者生存”是我國能源清潔轉型、電力市場化改革推進的必然結果。

  由于市場過剩、煤電矛盾、安全環保、能源轉型、政策空檔等多重因素沖擊,目前煤電出現了整體性虧損、行業性困難,一些嚴重區域引發“關閉潮、破產潮”,已影響到火電行業的生存。但我國能源資源稟賦、煤電的基礎性地位,決定了煤電在今后較長時期內不可或缺。

  為保障煤電 “適者生存”,除了煤電企業要繼續內強管理,外拓市場,科技進步,資本運作、等待轉機外,還需要國家有關部門及地方政府根據煤電新的戰略定位,針對市場化改革過渡期、能源轉型期,調整、完善舊的政策,出臺新的有效政策。

  例如:保留環保電價并執行到位,探索建立兩部制電價和容量市場;減少政府對市場交易的定向限制、價格干預,形成市場定價機制;允許煤電嚴重虧損省區重啟煤電聯動政策,加大減稅降費力度;簽訂電煤中長期合同,實行“基礎價+浮動價”定價機制;鼓勵煤電聯營、能源企業跨行業重組,構建煤電產業鏈、供應鏈;繼續推進供給側改革,嚴控煤電發展,淘汰落后產能;鼓勵煤電參與調峰、調壓、備用,建立輔助服務補償機制;繼續執行關停企業電量補償政策,開展發電權交易;鼓勵各省區出臺“以水補火”“煤電互保”等差異化政策等。

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陳宗法:煤電解局如何度過第二個困難期?

作者:陳宗法 發布時間:2019-08-07   來源:能源雜志

  “十三五”以來,昔日獨步天下的煤電進入“第二個困難時期”,深陷虧損泥淖。即將進入“十四五”時期的關鍵節點上,煤電企業經營狀況仍不樂觀,在新能源強勢崛起的大變局下,煤電企業破局出路何在?

  近期,一些研究機構、政府部門和能源企業紛紛啟動編制能源、電力“十四五”規劃的準備工作。新規劃基調毫無懸念——未來一個時期,我國將繼續大力推動綠色發展、清潔轉型,可再生能源將持續增長,高碳化石能源將大幅減少。

  而此時,我國煤電尚未走出“第二個困難時期”。“十三五”以來,我國煤電經營業績 “坐滑梯”一樣迅速走低:2016年“腰斬”;2017年“跌穿地板”;2018年“坐起”。除虧損外,發電集團的資產負債率長期高位運行,盡管比2008年85%最高時有所下降,2018年仍接近78%,巨額財務費用侵蝕當期利潤。

  目前,云貴川、東北、青海、河南等區域的煤電企業整體虧損,一些煤電企業資不抵債,依靠集團擔保、委貸維持生存,有的甚至被關停、破產,少數電力上市公司業績難以好轉,面臨被ST、退市的風險。

  如此嚴峻的形勢也曾出現在2008年-2011年煤電歷史上的“第一個困難時期”,五大發電集團火電板塊累積虧損高達921億元。2012-2014年,火電經營狀況逐年好轉,2015年業績“置頂”,進入2002年電改以來最好的時期。

  在能源清潔轉型的大背景下,我國能源結構不斷優化,清潔可再生能源快速發展。但是,至今仍未從根本上撼動“煤為基礎、煤電為主、油氣進口”的能源格局,煤炭、煤電仍屬主體能源。

  煤電在能源結構中仍然擁有 “567”的比例優勢。2018年,我國電力裝機達到19億千瓦,其中:煤電裝機10.1億,占比53%;煤機發電量4.45萬億千瓦時,占比64%;燃料成本占煤電發電成本70%左右。

  在這樣的情勢下,在下一個五年計劃制定的關鍵節點, 如何破解時下前所未有的困惑和尷尬局面、找準現代能源體系中新的定位、保障煤電清潔高效利用與高質量生存發展,仍是繞不開的核心話題之一。

  煤電的第二個困難時期

  煤電生存之艱,一組數據足以說明:五大發電集團2015年火電利潤高達882億元,而2016年只有367億元,狂降58.4%;2017年火電虧損132億元,除國家能源集團外,四大發電集團均虧損,虧損面達60%。2018年全國火電企業利潤323億元,虧損面仍有43.8%。而今,2019年能否“前行”,2020年能否全面“奔小康”還有待觀察。

  不可否認,我國煤電清潔發展取得積極成效,大氣污染物排放快速下降,發電效率持續提高、碳排放強度不斷下降、耗水和廢水排放量逐年減少、固廢物綜合利用水平明顯提升,煤電發電技術和污染物控制技術已達世界先進水平。然而,目前煤電行業卻面臨種種困惑,處于“第二個困難期”,主要表現在:

  一是煤電前景不明,社會爭議很大。多年來,在未來的能源結構中要不要煤電,或煤電扮演什么角色這些問題上,社會上一直爭論不休,始終未形成共識,煤電前景迷茫。

  以氣候專家、新能源企業為代表的一派認為,煤炭污染環境,能源清潔轉型就像搬新家,不扔掉煤電這些“舊沙發”,就不可能買可再生能源這個“新沙發”,因為沒空間,我國“三棄”現象就是煤電規模過大造成的。

  以煤電企業為代表的一派則認為,不能“妖魔化”煤電,我國是富煤國家,可再生能源不穩定、經濟性差,關鍵時刻還得靠煤電,而且煤電通過超低排放改造實現了清潔利用,還是應該依靠煤電、發展煤電。

  二是電力產能過剩,受市場競爭、新能源擠壓,煤電量價齊跌。我國用電量增長已連下臺階,“十五”增長13%;“十一五”增長11.1%;“十二五”增長5.7%;“十三五”規劃預計增長3.6-4.8%。目前,我國電力產能過剩,發電行業系統性風險增加。

  火電利用小時已從2004年的5991小時,一路下滑,2016年降至4165小時,2017、2018止跌企穩,分別達到4209小時和4361小時,但設備平均利用率已下降到50%左右,大量機組處于停備狀態。

  同期,綠色能源發展步伐明顯加快,風、光、水、核、氣、生物質并舉,特別是風電“瘋長”,光伏掀起搶裝“狂潮”,清潔能源裝機占比大幅度提升。到2018年底,我國非化石能源裝機7.76億千瓦,占總容量的40.8%;非化石能源發電量2.16萬億千瓦時,占總發電量的30.9%。而且,近年來新能源補貼退坡,推進平價上網,市場競爭力顯著增強,煤電不得不為清潔能源優先消納作出讓步。

  另外,隨著2015年新電改的推進和發用電計劃的大幅放開,全面競價時代已經拉開大幕,煤電首當其沖,“降價潮”席卷全國。一些區域的煤電企業“離不開、活不了”,深陷生存危機。

  三是由于煤炭去產能,煤價“廠”型走勢,煤電企業燃料成本高企。2016年,宏觀經濟開始企穩,煤炭需求止跌回升,增長0.5%,因為政府限產、去產能,原煤產量僅為33.6億噸,下降了9.4%,導致市場供不應求,煤價大幅反彈;貴州、東北等地電煤供應“告急”,當地政府不得不出臺限運出省措施。2017、2018年盡管產量有所釋放,但煤炭需求放大,煤價高位震蕩,呈“廠”型走勢。

  到2018年底,煤炭去產能10億噸的任務已基本完成,煤礦數量減少到5,800處,平均產能提高到92萬噸/年,晉陜蒙新四省區產量占到全國的74.3%。反映燃料成本的CECI沿海電煤采購5500大卡綜合價,2017、2018年分別在650-700元/噸、571-635元/噸震蕩,均超過國家規定的綠色區間。

  “十三五”,煤炭市場的緊平衡與煤價的再度高企,對發電行業的直接影響是搶煤發電、燃料成本大增,導致煤、電行業經營業績冰火兩重天。

  四是降低用能成本,降低煤電電價,政府、市場“雙管齊下”。為提升實體企業競爭力,穩定經濟增長,2015年國家推出了供給側結構性改革,降低用能成本。一方面政府不斷下調煤電標桿電價,2013年以來,共4次下調、1次上調,每千瓦時凈下調6.34分,并取消各地低于標桿電價的優惠電價、特殊電價;另一方面通過加速放開發用電計劃、大幅提高市場交易電量、不斷創新交易品種,降低煤電市場交易電價。以某發電集團為例, 綜合交易電價2015-2018年每千瓦時分別降價9.3分、6.3分、4.7分、5.2分。

  目前,煤電電價政府、市場雙管齊下,一降再降,幾乎到了“降無可降”的起步,與新電改9號文提到的“交易公平、電價合理”的目標相去甚遠,政府明文規定的煤電聯動也變成了“鏡中花、水中月”,已嚴重危及煤電的生存與保供。

  五是環保政策層層加碼,環保邊際效應下降,相關政策執行不到位。“十三五”期間,國家對存量煤電推出一系列嚴厲的環保舉措,從嚴淘汰落后產能0.2億千瓦;限期完成煤機超低排放改造、節能改造、靈活性改造,共計9.8億千瓦,現役煤機煤耗低于310克/千瓦時;清理規范自備電廠,嚴格執行節能環保標準;率先對火電實施排污許可證,排污費改征環保稅;碳排放強度每千瓦時單位供電控制到550克、煤機865克,啟動碳排放權交易;全面開展中央環保督察、生態文明建設年度評價等。

  同時,國家還打出“組合拳”嚴控煤電新增產能,停緩建煤電1.5億千瓦,到2020年,煤電不超11億千瓦,新機煤耗低于300克/千瓦時。由于我國煤機年輕、先進、升級改造不斷,環保的邊際效應逐年下降。

  盡管國家激勵節能減排,實施節能調度,出臺環保電價合計3.5分/千瓦時,但煤機巨額的環保投入難以保障與補償,特別是環保電價、獎勵電量在煤電競價交易中難以兌現。從長遠看,煤電碳排放成本增加將是未來的新挑戰。

  我國煤電之所以造成上述困惑,主要有以下六個原因:

  世界氣候變暖,我國霧霾頻現;

  全球能源清潔轉型,掀起新能源革命;

  世界“去煤化”浪潮,我國頻現環保風暴,清潔可再生能源快速發展;

  市場系統性風險增加,煤炭市場供應緊張,電力市場產能過剩,煤電矛盾爆發,煤電聯動不到位;

  政策導向利好不多利空多,降低用能成本,煤炭去產能;

  2002年電改導致煤電巨量擴張,2015年新電改導致市場化交易劇增。

  總之,這是由氣候環境變化、能源變革走勢、市場風險增加、國家政策導向、電企經營發展戰略、重大事件影響等多種因素疊加、長期綜合作用的結果。

  綜合施策方能破解煤電困局

  面對種種困惑、嚴峻形勢,今后我國煤電企業如何解困破局、在生存中謀發展?越來越成為電力業內普遍思考、苦苦探索的一個重大而又急迫的問題。個人認為,只有綜合施策,久久為功,才能贏得未來。

  (一)認清形勢,找準定位。

  清潔低碳是未來能源的發展方向,能源清潔轉型是國際化大趨勢。近年來,歐盟正著力進入“可再生能源時代”。如德國頒布可再生能源法,棄煤、棄核,全力發展風光電,并推行全電氣化戰略。即使是提出“振興煤炭工業”、廢除奧巴馬《清潔電力計劃》、退出《巴黎協定》的美國又如何呢?

  實際出乎意料。2000-2017年,美國在能源消費結構中煤炭消費由24.6%下降14.3%;今年4月,可再生能源裝機、發電量雙雙超越煤電,并宣布進入“能源新時代”,強調“創新”與“化石能源利用”,內容是穩油、增氣、減煤、穩核、大力發展可再生能源。

  2018年,北上廣深等一線城市,已關停煤電機組,實現“氣化”;青海成功實現“綠電9日”——全清潔能源連續供電;張家口是國家一個可再生能源示范區,氫能產業初具規模;可再生能源消費量增長29%,占全球增長量的45%,我國非化石能源消費占一次能源消費比重達14.3%。

  今后我國將繼續加快綠色發展步伐,形成水、核、風、光、氣、氫能、生物質等并舉的“清潔大家族”,清潔裝機占比會大幅提升,意味著煤電生存空間將持續縮減。同時,為根本解決“三棄”問題,需要通過煤電升級改造、建設調峰電源、發展儲能技術、加強需求側管理等,提高電網調節能力。

  當然,由于我國富煤缺油少氣、電源結構現狀及煤電的經濟穩定特性,未來煤電仍有一定的發展空間,并在一個較長時期內不可或缺。

  對此,我們必須清醒認識,科學預判,把“構建清潔低碳、安全高效的能源體系”作為歷史使命與責任擔當,我國煤電的戰略定位,將逐步由“主體電源、基礎地位、支撐作用”轉向“基荷電源與調節電源并重”,為全額消納清潔能源調峰、保障電力安全供應兜底;清潔可再生能源將成為電量供應主體(2030:占比50%;2035:超過70%);分布式能源、微電網、多能互補等將成為重要的新型供能方式。

  (二)以退為進,主動減量。

  2007年以來,煤電積極“上大壓小”1億千瓦,“十三五”又淘汰落后產能0.2億千瓦,停緩建1.5億千瓦,共計2.7億千瓦。但煤電仍然存在存量巨大、占比過高、設備閑置、經營困難等問題。為此,要采取以下措施:

  ——深化供給側改革,主動減去“無效供給”。一方面要繼續落實“十三五”國家和地方政府有關化解煤電過剩產能、淘汰落后產能的政策,對不合要求的30萬千瓦以下煤電機組實施“強制關停”;另一方面,發電行業要抓住機遇,利用關停補償政策,對一些超齡服役、扭虧無望、能耗環保安全不達標、又無力投入改造的老小機組,或者未予核準、證照不全的違規機組,因地制宜實施“主動關停”,以提高設備利用效率,促進新能源的消納與火電行業的整裝,并實現電力市場由過剩到平衡的轉變。

  ——慎“鋪新攤子”,實現電力市場供需的再平衡。“十三五”,國家禁止京津冀、長珠三角及紅橙色預警省域新建煤電,全國停緩建煤電1.5億千瓦。目前,千萬不能因為“十三五”用電量實際增長好于預期,煤電利用小時略有回升,又盲目上新項目,還是要繼續落實國家打出的嚴控煤電新增產能“組合拳”。

  對目前我國4200左右的煤電利用小時,不能簡單對標美國認為是合理的、現實的。中美國情不同、發展階段不同、體制機制不同,美國是發達國家,依靠油氣,市場機制,電價科學。我國通過推進供給側改革,努力恢復到4800-5500小時,這既符合國情、符合歷史、符合實際,有利于減少設備閑置、投資浪費,有利于煤電企業扭虧增盈、可持續發展,有利于保障煤電的經濟性,以支撐我國較低的電價水平。

  (三)升級改造,激活存量。

  面對分布在全國各地的超過10億千瓦的巨量煤電機組,到底應該怎么辦?一句話,根據區域的營商環境,在淘汰關停的基礎上,推進煤電資產的重組整合(資產轉讓、無償劃轉、委托管理),并區別對待,因地制宜,實施煤機的升級改造,優化技術經濟指標,實現“兩低一高”的(低排放、低能耗、高效率)能源供給水平, 增強“三種能力”——“冷熱電氣水”多能聯供的綜合能源服務能力,增強調頻、調峰、調壓等輔助服務能力,參與電力市場競爭與煤炭市場集采能力。

  事實上,2017年7月,16部委《關于推進供給側結構性改革,防范化解煤電產能過剩風險的意見》(1404號文)就對煤機升級改造進行了系統的部署,要求在“十三五”期間,實現以下目標:超低排放改造4.2億千瓦;節能改造3.4億千瓦;靈活性改造2.2億千瓦。

  目前,已經取得顯著成效。到2018年底,已完成超低排放改造8.1億千瓦,占全國煤機比重的80%。“三北”地區完成煤電靈活性改造超過4000萬千瓦,其中2380萬(約60%)在東北。東北有償調峰輔助服務費用27.8億元,平均價格0.525元,高于當地燃煤標桿電價。

  有專家分析,靈活性改造技術成熟,每千瓦改造費用120-400元,參與調峰服務好于儲能、氣電、抽水蓄能,是煤電的現實選項之一,也有利于新能源的消納。

  當然,目前,部分煤電廠已在虧損邊緣,投入困難,如未做任何改造即參與深度調峰,會給發電設備帶來非常大的損耗,并非長久之道。因此,要算好安全賬、經濟帳、未來賬。

  (四)峰值管理,嚴控增量。

  制定電力規劃、謀劃未來發展,要與時倶進,改變過去電力短缺時期的慣性思維和發展通病,根據經濟新常態特點以及電力供需的變化,實現變革與創新。

  引入峰值管理,防止出現大規劃。回顧“十三五”電力規劃,其中最大的一個亮點,是提出了煤電裝機到2020年控制在“11億千瓦內、占比降至55%”的目標,并有一系列保障措施。如果沒有這個“天花板”,盲目發展,到2020年煤電絕不是11億千瓦,而是12.5億千瓦,甚至更多,煤電的日子會更加“窘迫”。

  據預測,2030年能源需求主要依靠清潔能源,煤電13億千瓦將達到峰值;2050年煤電裝機將降到6億千瓦,建成現代能源體系。因此,國家編制未來電力中長期規劃時,要強化煤電峰值管理,既要考慮保供,又要應對產能過剩,考慮電力市場平衡。

  摒棄規模擴張,發展要有新概念。今后,發電企業面對市場競爭、優勝劣汰,一要落實新發展理念,堅持價值思維,清潔低碳,依托規劃,市場導向,精準布局,多能互補,用戶為王,綜合服務,實現高質量發展;二要聚焦電力主業,鞏固傳統優勢,如炕口電廠、輸電端口電廠、煤電一體、港電一體、熱電聯產、產融結合、路港配套等;三要抓住機遇,積極推進“轉型發展”,要突破單一發電業務的束縛與風險,利用電力改革、能源生態重塑、產業跨界融合、“一帶一路”發展的機遇,著力“綠”色發展、向“下”延伸、對“外”拓展、介入“新”業態,戰略進入配電售電、儲能節能、調頻調峰、冷熱電氣水等領域,熱力網源一體、發配售一體、多能聯供與輔助服務并舉,并系統優化發展格局,實現縱向“源—網—荷—儲—用”,橫向多能互補、產業協同、區域平衡。

  (五)外拓市場,內強管理。

  令人欣慰的是,近年來在電力行業內部,越來越達成以下“四大共識”:

  清潔低碳是未來能源的發展方向,能源清潔轉型是國際化的大趨勢;

  隨著經濟減速、結構優化以及技術進步、節能減排,未來能源(電力)消費增速減緩是必然的趨勢;

  電力產能普遍過剩是發電行業的風險源,也是改善營商環境的重中之重;

  隨著新電改的推進和發用電計劃的大幅放開,全面競價時代很快就要到來。

  因此,面對市場過剩、激烈競爭、優勝劣汰,今后煤電企業增強市場競爭力還是要做好兩方面工作。

  外拓市場,主動作為。按照“量為基礎,價為關鍵,量價統籌,區域優化”的原則,建立區域或跨區域市場營銷體系,組建多維度營銷團隊,促進售電公司獨立運作,開展綜合能源服務,增強大用戶粘性,科學制定交易策略,積極參與現貨市場與中長期市場交易,反對市場壟斷與惡性競爭,努力實現“三個目標”:發電量達到“三同”水平 ,市場電量超過裝機占比,區域發電效益最大化。

  內強管理,降本增效。圍繞“三電”“四煤”,依靠管理創新和科技進步,加強安全環保管理、生產運營管理、市場營銷管理、財務風險管理、資本運作管理、燃料全過程管理,提升資產質量與效益。目前已在實踐中摸索出許多成功的經驗與做法。

  (六)政策配套,保障生存。

  煤電作為傳統化石能源,既要積極適應綠色發展需要,又要全面參與市場競爭,“優勝劣汰”“適者生存”是我國能源清潔轉型、電力市場化改革推進的必然結果。

  由于市場過剩、煤電矛盾、安全環保、能源轉型、政策空檔等多重因素沖擊,目前煤電出現了整體性虧損、行業性困難,一些嚴重區域引發“關閉潮、破產潮”,已影響到火電行業的生存。但我國能源資源稟賦、煤電的基礎性地位,決定了煤電在今后較長時期內不可或缺。

  為保障煤電 “適者生存”,除了煤電企業要繼續內強管理,外拓市場,科技進步,資本運作、等待轉機外,還需要國家有關部門及地方政府根據煤電新的戰略定位,針對市場化改革過渡期、能源轉型期,調整、完善舊的政策,出臺新的有效政策。

  例如:保留環保電價并執行到位,探索建立兩部制電價和容量市場;減少政府對市場交易的定向限制、價格干預,形成市場定價機制;允許煤電嚴重虧損省區重啟煤電聯動政策,加大減稅降費力度;簽訂電煤中長期合同,實行“基礎價+浮動價”定價機制;鼓勵煤電聯營、能源企業跨行業重組,構建煤電產業鏈、供應鏈;繼續推進供給側改革,嚴控煤電發展,淘汰落后產能;鼓勵煤電參與調峰、調壓、備用,建立輔助服務補償機制;繼續執行關停企業電量補償政策,開展發電權交易;鼓勵各省區出臺“以水補火”“煤電互保”等差異化政策等。

      關鍵詞:電力, 陳宗法,煤電


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