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煤电解局:如何度过第二个困难期?

  • 能源杂志
  • 2019-09-20
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  • 来源:能源杂志
“十三五”以来,昔日独步天下的煤电进入“第二个困难时期”,深陷亏损泥淖。即将进入“十四五”时期的关键节点上,煤电企业经营状况仍不乐观,在新能源强势崛起的大变局下,煤电企业破局出路何在?

文 | 陈宗法

近期,一些研究机构、政府部门和能源企业纷纷启动编制能源、电力“十四五”规划的准备工作。新规划基调毫无悬念——未来一个时期,我国将继续大力推动绿色发展、清洁转型,可再生能源将持续增长,高碳化石能源将大幅减少。


而此时,我国煤电尚未走出“第二个困难时期”。“十三五”以来,我国煤电经营业绩 “坐滑梯”一样迅速走低:2016年“腰斩”;2017年“跌穿地板”;2018年“坐起”。除亏损外,发电集团的资产负债率长期高位运行,尽管比2008年85%最高时有所下降,2018年仍接近78%,巨额财务费用侵蚀当期利润。


目前,云贵川、东北、青海、河南等区域的煤电企业整体亏损,一些煤电企业资不抵债,依靠集团担保、委贷维持生存,有的甚至被关停、破产,少数电力上市公司业绩难以好转,面临被ST、退市的风险。


如此严峻的形势也曾出现在2008年-2011年煤电历史上的“第一个困难时期”,五大发电集团火电板块累积亏损高达921亿元。2012-2014年,火电经营状况逐年好转,2015年业绩“置顶”,进入2002年电改以来最好的时期。


在能源清洁转型的大背景下,我国能源结构不断优化,清洁可再生能源快速发展。但是,至今仍未从根本上撼动“煤为基础、煤电为主、油气进口”的能源格局,煤炭、煤电仍属主体能源。


煤电在能源结构中仍然拥有 “567”的比例优势。2018年,我国电力装机达到19亿千瓦,其中:煤电装机10.1亿,占比53%;煤机发电量4.45万亿千瓦时,占比64%;燃料成本占煤电发电成本70%左右。


在这样的情势下,在下一个五年计划制定的关键节点, 如何破解时下前所未有的困惑和尴尬局面、找准现代能源体系中新的定位、保障煤电清洁高效利用与高质量生存发展,仍是绕不开的核心话题之一。


煤电的第二个困难时期

煤电生存之艰,一组数据足以说明:五大发电集团2015年火电利润高达882亿元,而2016年只有367亿元,狂降58.4%;2017年火电亏损132亿元,除国家能源集团外,四大发电集团均亏损,亏损面达60%。2018年全国火电企业利润323亿元,亏损面仍有43.8%。而今,2019年能否“前行”,2020年能否全面“奔小康”还有待观察。


不可否认,我国煤电清洁发展取得积极成效,大气污染物排放快速下降,发电效率持续提高、碳排放强度不断下降、耗水和废水排放量逐年减少、固废物综合利用水平明显提升,煤电发电技术和污染物控制技术已达世界先进水平。然而,目前煤电行业却面临种种困惑,处于“第二个困难期”,主要表现在:


一是煤电前景不明,社会争议很大。多年来,在未来的能源结构中要不要煤电,或煤电扮演什么角色这些问题上,社会上一直争论不休,始终未形成共识,煤电前景迷茫。


以气候专家、新能源企业为代表的一派认为,煤炭污染环境,能源清洁转型就像搬新家,不扔掉煤电这些“旧沙发”,就不可能买可再生能源这个“新沙发”,因为没空间,我国“三弃”现象就是煤电规模过大造成的。


以煤电企业为代表的一派则认为,不能“妖魔化”煤电,我国是富煤国家,可再生能源不稳定、经济性差,关键时刻还得靠煤电,而且煤电通过超低排放改造实现了清洁利用,还是应该依靠煤电、发展煤电。


二是电力产能过剩,受市场竞争、新能源挤压,煤电量价齐跌。我国用电量增长已连下台阶,“十五”增长13%;“十一五”增长11.1%;“十二五”增长5.7%;“十三五”规划预计增长3.6-4.8%。目前,我国电力产能过剩,发电行业系统性风险增加。


火电利用小时已从2004年的5991小时,一路下滑,2016年降至4165小时,2017、2018止跌企稳,分别达到4209小时和4361小时,但设备平均利用率已下降到50%左右,大量机组处于停备状态。


同期,绿色能源发展步伐明显加快,风、光、水、核、气、生物质并举,特别是风电“疯长”,光伏掀起抢装“狂潮”,清洁能源装机占比大幅度提升。到2018年底,我国非化石能源装机7.76亿千瓦,占总容量的40.8%;非化石能源发电量2.16万亿千瓦时,占总发电量的30.9%。而且,近年来新能源补贴退坡,推进平价上网,市场竞争力显著增强,煤电不得不为清洁能源优先消纳作出让步。


另外,随着2015年新电改的推进和发用电计划的大幅放开,全面竞价时代已经拉开大幕,煤电首当其冲,“降价潮”席卷全国。一些区域的煤电企业“离不开、活不了”,深陷生存危机。


三是由于煤炭去产能,煤价“厂”型走势,煤电企业燃料成本高企。2016年,宏观经济开始企稳,煤炭需求止跌回升,增长0.5%,因为政府限产、去产能,原煤产量仅为33.6亿吨,下降了9.4%,导致市场供不应求,煤价大幅反弹;贵州、东北等地电煤供应“告急”,当地政府不得不出台限运出省措施。2017、2018年尽管产量有所释放,但煤炭需求放大,煤价高位震荡,呈“厂”型走势。


到2018年底,煤炭去产能10亿吨的任务已基本完成,煤矿数量减少到5,800处,平均产能提高到92万吨/年,晋陕蒙新四省区产量占到全国的74.3%。反映燃料成本的CECI沿海电煤采购5500大卡综合价,2017、2018年分别在650-700元/吨、571-635元/吨震荡,均超过国家规定的绿色区间。


“十三五”,煤炭市场的紧平衡与煤价的再度高企,对发电行业的直接影响是抢煤发电、燃料成本大增,导致煤、电行业经营业绩冰火两重天。


四是降低用能成本,降低煤电电价,政府、市场“双管齐下”。为提升实体企业竞争力,稳定经济增长,2015年国家推出了供给侧结构性改革,降低用能成本。一方面政府不断下调煤电标杆电价,2013年以来,共4次下调、1次上调,每千瓦时净下调6.34分,并取消各地低于标杆电价的优惠电价、特殊电价;另一方面通过加速放开发用电计划、大幅提高市场交易电量、不断创新交易品种,降低煤电市场交易电价。以某发电集团为例, 综合交易电价2015-2018年每千瓦时分别降价9.3分、6.3分、4.7分、5.2分。


目前,煤电电价政府、市场双管齐下,一降再降,几乎到了“降无可降”的起步,与新电改9号文提到的“交易公平、电价合理”的目标相去甚远,政府明文规定的煤电联动也变成了“镜中花、水中月”,已严重危及煤电的生存与保供。


五是环保政策层层加码,环保边际效应下降,相关政策执行不到位。“十三五”期间,国家对存量煤电推出一系列严厉的环保举措,从严淘汰落后产能0.2亿千瓦;限期完成煤机超低排放改造、节能改造、灵活性改造,共计9.8亿千瓦,现役煤机煤耗低于310克/千瓦时;清理规范自备电厂,严格执行节能环保标准;率先对火电实施排污许可证,排污费改征环保税;碳排放强度每千瓦时单位供电控制到550克、煤机865克,启动碳排放权交易;全面开展中央环保督察、生态文明建设年度评价等。


同时,国家还打出“组合拳”严控煤电新增产能,停缓建煤电1.5亿千瓦,到2020年,煤电不超11亿千瓦,新机煤耗低于300克/千瓦时。由于我国煤机年轻、先进、升级改造不断,环保的边际效应逐年下降。


尽管国家激励节能减排,实施节能调度,出台环保电价合计3.5分/千瓦时,但煤机巨额的环保投入难以保障与补偿,特别是环保电价、奖励电量在煤电竞价交易中难以兑现。从长远看,煤电碳排放成本增加将是未来的新挑战。


我国煤电之所以造成上述困惑,主要有以下六个原因:

  • 世界气候变暖,我国雾霾频现;

  • 全球能源清洁转型,掀起新能源革命;

  • 世界“去煤化”浪潮,我国频现环保风暴,清洁可再生能源快速发展;

  • 市场系统性风险增加,煤炭市场供应紧张,电力市场产能过剩,煤电矛盾爆发,煤电联动不到位;

  • 政策导向利好不多利空多,降低用能成本,煤炭去产能;

  • 2002年电改导致煤电巨量扩张,2015年新电改导致市场化交易剧增。


总之,这是由气候环境变化、能源变革走势、市场风险增加、国家政策导向、电企经营发展战略、重大事件影响等多种因素叠加、长期综合作用的结果。


综合施策方能破解煤电困局

面对种种困惑、严峻形势,今后我国煤电企业如何解困破局、在生存中谋发展?越来越成为电力业内普遍思考、苦苦探索的一个重大而又急迫的问题。个人认为,只有综合施策,久久为功,才能赢得未来。

(一)认清形势,找准定位。

清洁低碳是未来能源的发展方向,能源清洁转型是国际化大趋势。近年来,欧盟正着力进入“可再生能源时代”。如德国颁布可再生能源法,弃煤、弃核,全力发展风光电,并推行全电气化战略。即使是提出“振兴煤炭工业”、废除奥巴马《清洁电力计划》、退出《巴黎协定》的美国又如何呢?


实际出乎意料。2000-2017年,美国在能源消费结构中煤炭消费由24.6%下降14.3%;今年4月,可再生能源装机、发电量双双超越煤电,并宣布进入“能源新时代”,强调“创新”与“化石能源利用”,内容是稳油、增气、减煤、稳核、大力发展可再生能源。


2018年,北上广深等一线城市,已关停煤电机组,实现“气化”;青海成功实现“绿电9日”——全清洁能源连续供电;张家口是国家一个可再生能源示范区,氢能产业初具规模;可再生能源消费量增长29%,占全球增长量的45%,我国非化石能源消费占一次能源消费比重达14.3%。


今后我国将继续加快绿色发展步伐,形成水、核、风、光、气、氢能、生物质等并举的“清洁大家族”,清洁装机占比会大幅提升,意味着煤电生存空间将持续缩减。同时,为根本解决“三弃”问题,需要通过煤电升级改造、建设调峰电源、发展储能技术、加强需求侧管理等,提高电网调节能力。


当然,由于我国富煤缺油少气、电源结构现状及煤电的经济稳定特性,未来煤电仍有一定的发展空间,并在一个较长时期内不可或缺。


对此,我们必须清醒认识,科学预判,把“构建清洁低碳、安全高效的能源体系”作为历史使命与责任担当,我国煤电的战略定位,将逐步由“主体电源、基础地位、支撑作用”转向“基荷电源与调节电源并重”,为全额消纳清洁能源调峰、保障电力安全

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