陈宗法:煤电解局如何度过第二个困难期?

  “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?

  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、保障电力安全供应兜底;清洁可再生能源将成为电量供应主体(2030:占比50%;2035:超过70%);分布式能源、微电网、多能互补等将成为重要的新型供能方式。

  (二)以退为进,主动减量。

  2007年以来,煤电积极“上大压小”1亿千瓦,“十三五”又淘汰落后产能0.2亿千瓦,停缓建1.5亿千瓦,共计2.7亿千瓦。但煤电仍然存在存量巨大、占比过高、设备闲置、经营困难等问题。为此,要采取以下措施:

  ——深化供给侧改革,主动减去“无效供给”。一方面要继续落实“十三五”国家和地方政府有关化解煤电过剩产能、淘汰落后产能的政策,对不合要求的30万千瓦以下煤电机组实施“强制关停”;另一方面,发电行业要抓住机遇,利用关停补偿政策,对一些超龄服役、扭亏无望、能耗环保安全不达标、又无力投入改造的老小机组,或者未予核准、证照不全的违规机组,因地制宜实施“主动关停”,以提高设备利用效率,促进新能源的消纳与火电行业的整装,并实现电力市场由过剩到平衡的转变。

  ——慎“铺新摊子”,实现电力市场供需的再平衡。“十三五”,国家禁止京津冀、长珠三角及红橙色预警省域新建煤电,全国停缓建煤电1.5亿千瓦。目前,千万不能因为“十三五”用电量实际增长好于预期,煤电利用小时略有回升,又盲目上新项目,还是要继续落实国家打出的严控煤电新增产能“组合拳”。

  对目前我国4200左右的煤电利用小时,不能简单对标美国认为是合理的、现实的。中美国情不同、发展阶段不同、体制机制不同,美国是发达国家,依靠油气,市场机制,电价科学。我国通过推进供给侧改革,努力恢复到4800-5500小时,这既符合国情、符合历史、符合实际,有利于减少设备闲置、投资浪费,有利于煤电企业扭亏增盈、可持续发展,有利于保障煤电的经济性,以支撑我国较低的电价水平。

  (三)升级改造,激活存量。

  面对分布在全国各地的超过10亿千瓦的巨量煤电机组,到底应该怎么办?一句话,根据区域的营商环境,在淘汰关停的基础上,推进煤电资产的重组整合(资产转让、无偿划转、委托管理),并区别对待,因地制宜,实施煤机的升级改造,优化技术经济指标,实现“两低一高”的(低排放、低能耗、高效率)能源供给水平, 增强“三种能力”——“冷热电气水”多能联供的综合能源服务能力,增强调频、调峰、调压等辅助服务能力,参与电力市场竞争与煤炭市场集采能力。

  事实上,2017年7月,16部委《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》(1404号文)就对煤机升级改造进行了系统的部署,要求在“十三五”期间,实现以下目标:超低排放改造4.2亿千瓦;节能改造3.4亿千瓦;灵活性改造2.2亿千瓦。

  目前,已经取得显著成效。到2018年底,已完成超低排放改造8.1亿千瓦,占全国煤机比重的80%。“三北”地区完成煤电灵活性改造超过4000万千瓦,其中2380万(约60%)在东北。东北有偿调峰辅助服务费用27.8亿元,平均价格0.525元,高于当地燃煤标杆电价。

  有专家分析,灵活性改造技术成熟,每千瓦改造费用120-400元,参与调峰服务好于储能、气电、抽水蓄能,是煤电的现实选项之一,也有利于新能源的消纳。

  当然,目前,部分煤电厂已在亏损边缘,投入困难,如未做任何改造即参与深度调峰,会给发电设备带来非常大的损耗,并非长久之道。因此,要算好安全账、经济帐、未来账。

  (四)峰值管理,严控增量。

  制定电力规划、谋划未来发展,要与时倶进,改变过去电力短缺时期的惯性思维和发展通病,根据经济新常态特点以及电力供需的变化,实现变革与创新。

  引入峰值管理,防止出现大规划。回顾“十三五”电力规划,其中最大的一个亮点,是提出了煤电装机到2020年控制在“11亿千瓦内、占比降至55%”的目标,并有一系列保障措施。如果没有这个“天花板”,盲目发展,到2020年煤电绝不是11亿千瓦,而是12.5亿千瓦,甚至更多,煤电的日子会更加“窘迫”。

  据预测,2030年能源需求主要依靠清洁能源,煤电13亿千瓦将达到峰值;2050年煤电装机将降到6亿千瓦,建成现代能源体系。因此,国家编制未来电力中长期规划时,要强化煤电峰值管理,既要考虑保供,又要应对产能过剩,考虑电力市场平衡。

  摒弃规模扩张,发展要有新概念。今后,发电企业面对市场竞争、优胜劣汰,一要落实新发展理念,坚持价值思维,清洁低碳,依托规划,市场导向,精准布局,多能互补,用户为王,综合服务,实现高质量发展;二要聚焦电力主业,巩固传统优势,如炕口电厂、输电端口电厂、煤电一体、港电一体、热电联产、产融结合、路港配套等;三要抓住机遇,积极推进“转型发展”,要突破单一发电业务的束缚与风险,利用电力改革、能源生态重塑、产业跨界融合、“一带一路”发展的机遇,着力“绿”色发展、向“下”延伸、对“外”拓展、介入“新”业态,战略进入配电售电、储能节能、调频调峰、冷热电气水等领域,热力网源一体、发配售一体、多能联供与辅助服务并举,并系统优化发展格局,实现纵向“源—网—荷—储—用”,横向多能互补、产业协同、区域平衡。

  (五)外拓市场,内强管理。

  令人欣慰的是,近年来在电力行业内部,越来越达成以下“四大共识”:

  清洁低碳是未来能源的发展方向,能源清洁转型是国际化的大趋势;

  随着经济减速、结构优化以及技术进步、节能减排,未来能源(电力)消费增速减缓是必然的趋势;

  电力产能普遍过剩是发电行业的风险源,也是改善营商环境的重中之重;

  随着新电改的推进和发用电计划的大幅放开,全面竞价时代很快就要到来。

  因此,面对市场过剩、激烈竞争、优胜劣汰,今后煤电企业增强市场竞争力还是要做好两方面工作。

  外拓市场,主动作为。按照“量为基础,价为关键,量价统筹,区域优化”的原则,建立区域或跨区域市场营销体系,组建多维度营销团队,促进售电公司独立运作,开展综合能源服务,增强大用户粘性,科学制定交易策略,积极参与现货市场与中长期市场交易,反对市场垄断与恶性竞争,努力实现“三个目标”:发电量达到“三同”水平 ,市场电量超过装机占比,区域发电效益最大化。

  内强管理,降本增效。围绕“三电”“四煤”,依靠管理创新和科技进步,加强安全环保管理、生产运营管理、市场营销管理、财务风险管理、资本运作管理、燃料全过程管理,提升资产质量与效益。目前已在实践中摸索出许多成功的经验与做法。

  (六)政策配套,保障生存。

  煤电作为传统化石能源,既要积极适应绿色发展需要,又要全面参与市场竞争,“优胜劣汰”“适者生存”是我国能源清洁转型、电力市场化改革推进的必然结果。

  由于市场过剩、煤电矛盾、安全环保、能源转型、政策空档等多重因素冲击,目前煤电出现了整体性亏损、行业性困难,一些严重区域引发“关闭潮、破产潮”,已影响到火电行业的生存。但我国能源资源禀赋、煤电的基础性地位,决定了煤电在今后较长时期内不可或缺。

  为保障煤电 “适者生存”,除了煤电企业要继续内强管理,外拓市场,科技进步,资本运作、等待转机外,还需要国家有关部门及地方政府根据煤电新的战略定位,针对市场化改革过渡期、能源转型期,调整、完善旧的政策,出台新的有效政策。

  例如:保留环保电价并执行到位,探索建立两部制电价和容量市场;减少政府对市场交易的定向限制、价格干预,形成市场定价机制;允许煤电严重亏损省区重启煤电联动政策,加大减税降费力度;签订电煤中长期合同,实行“基础价+浮动价”定价机制;鼓励煤电联营、能源企业跨行业重组,构建煤电产业链、供应链;继续推进供给侧改革,严控煤电发展,淘汰落后产能;鼓励煤电参与调峰、调压、备用,建立辅助服务补偿机制;继续执行关停企业电量补偿政策,开展发电权交易;鼓励各省区出台“以水补火”“煤电互保”等差异化政策等。

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陈宗法:煤电解局如何度过第二个困难期?

作者:陈宗法 发布时间:2019-08-07   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?

  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、保障电力安全供应兜底;清洁可再生能源将成为电量供应主体(2030:占比50%;2035:超过70%);分布式能源、微电网、多能互补等将成为重要的新型供能方式。

  (二)以退为进,主动减量。

  2007年以来,煤电积极“上大压小”1亿千瓦,“十三五”又淘汰落后产能0.2亿千瓦,停缓建1.5亿千瓦,共计2.7亿千瓦。但煤电仍然存在存量巨大、占比过高、设备闲置、经营困难等问题。为此,要采取以下措施:

  ——深化供给侧改革,主动减去“无效供给”。一方面要继续落实“十三五”国家和地方政府有关化解煤电过剩产能、淘汰落后产能的政策,对不合要求的30万千瓦以下煤电机组实施“强制关停”;另一方面,发电行业要抓住机遇,利用关停补偿政策,对一些超龄服役、扭亏无望、能耗环保安全不达标、又无力投入改造的老小机组,或者未予核准、证照不全的违规机组,因地制宜实施“主动关停”,以提高设备利用效率,促进新能源的消纳与火电行业的整装,并实现电力市场由过剩到平衡的转变。

  ——慎“铺新摊子”,实现电力市场供需的再平衡。“十三五”,国家禁止京津冀、长珠三角及红橙色预警省域新建煤电,全国停缓建煤电1.5亿千瓦。目前,千万不能因为“十三五”用电量实际增长好于预期,煤电利用小时略有回升,又盲目上新项目,还是要继续落实国家打出的严控煤电新增产能“组合拳”。

  对目前我国4200左右的煤电利用小时,不能简单对标美国认为是合理的、现实的。中美国情不同、发展阶段不同、体制机制不同,美国是发达国家,依靠油气,市场机制,电价科学。我国通过推进供给侧改革,努力恢复到4800-5500小时,这既符合国情、符合历史、符合实际,有利于减少设备闲置、投资浪费,有利于煤电企业扭亏增盈、可持续发展,有利于保障煤电的经济性,以支撑我国较低的电价水平。

  (三)升级改造,激活存量。

  面对分布在全国各地的超过10亿千瓦的巨量煤电机组,到底应该怎么办?一句话,根据区域的营商环境,在淘汰关停的基础上,推进煤电资产的重组整合(资产转让、无偿划转、委托管理),并区别对待,因地制宜,实施煤机的升级改造,优化技术经济指标,实现“两低一高”的(低排放、低能耗、高效率)能源供给水平, 增强“三种能力”——“冷热电气水”多能联供的综合能源服务能力,增强调频、调峰、调压等辅助服务能力,参与电力市场竞争与煤炭市场集采能力。

  事实上,2017年7月,16部委《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》(1404号文)就对煤机升级改造进行了系统的部署,要求在“十三五”期间,实现以下目标:超低排放改造4.2亿千瓦;节能改造3.4亿千瓦;灵活性改造2.2亿千瓦。

  目前,已经取得显著成效。到2018年底,已完成超低排放改造8.1亿千瓦,占全国煤机比重的80%。“三北”地区完成煤电灵活性改造超过4000万千瓦,其中2380万(约60%)在东北。东北有偿调峰辅助服务费用27.8亿元,平均价格0.525元,高于当地燃煤标杆电价。

  有专家分析,灵活性改造技术成熟,每千瓦改造费用120-400元,参与调峰服务好于储能、气电、抽水蓄能,是煤电的现实选项之一,也有利于新能源的消纳。

  当然,目前,部分煤电厂已在亏损边缘,投入困难,如未做任何改造即参与深度调峰,会给发电设备带来非常大的损耗,并非长久之道。因此,要算好安全账、经济帐、未来账。

  (四)峰值管理,严控增量。

  制定电力规划、谋划未来发展,要与时倶进,改变过去电力短缺时期的惯性思维和发展通病,根据经济新常态特点以及电力供需的变化,实现变革与创新。

  引入峰值管理,防止出现大规划。回顾“十三五”电力规划,其中最大的一个亮点,是提出了煤电装机到2020年控制在“11亿千瓦内、占比降至55%”的目标,并有一系列保障措施。如果没有这个“天花板”,盲目发展,到2020年煤电绝不是11亿千瓦,而是12.5亿千瓦,甚至更多,煤电的日子会更加“窘迫”。

  据预测,2030年能源需求主要依靠清洁能源,煤电13亿千瓦将达到峰值;2050年煤电装机将降到6亿千瓦,建成现代能源体系。因此,国家编制未来电力中长期规划时,要强化煤电峰值管理,既要考虑保供,又要应对产能过剩,考虑电力市场平衡。

  摒弃规模扩张,发展要有新概念。今后,发电企业面对市场竞争、优胜劣汰,一要落实新发展理念,坚持价值思维,清洁低碳,依托规划,市场导向,精准布局,多能互补,用户为王,综合服务,实现高质量发展;二要聚焦电力主业,巩固传统优势,如炕口电厂、输电端口电厂、煤电一体、港电一体、热电联产、产融结合、路港配套等;三要抓住机遇,积极推进“转型发展”,要突破单一发电业务的束缚与风险,利用电力改革、能源生态重塑、产业跨界融合、“一带一路”发展的机遇,着力“绿”色发展、向“下”延伸、对“外”拓展、介入“新”业态,战略进入配电售电、储能节能、调频调峰、冷热电气水等领域,热力网源一体、发配售一体、多能联供与辅助服务并举,并系统优化发展格局,实现纵向“源—网—荷—储—用”,横向多能互补、产业协同、区域平衡。

  (五)外拓市场,内强管理。

  令人欣慰的是,近年来在电力行业内部,越来越达成以下“四大共识”:

  清洁低碳是未来能源的发展方向,能源清洁转型是国际化的大趋势;

  随着经济减速、结构优化以及技术进步、节能减排,未来能源(电力)消费增速减缓是必然的趋势;

  电力产能普遍过剩是发电行业的风险源,也是改善营商环境的重中之重;

  随着新电改的推进和发用电计划的大幅放开,全面竞价时代很快就要到来。

  因此,面对市场过剩、激烈竞争、优胜劣汰,今后煤电企业增强市场竞争力还是要做好两方面工作。

  外拓市场,主动作为。按照“量为基础,价为关键,量价统筹,区域优化”的原则,建立区域或跨区域市场营销体系,组建多维度营销团队,促进售电公司独立运作,开展综合能源服务,增强大用户粘性,科学制定交易策略,积极参与现货市场与中长期市场交易,反对市场垄断与恶性竞争,努力实现“三个目标”:发电量达到“三同”水平 ,市场电量超过装机占比,区域发电效益最大化。

  内强管理,降本增效。围绕“三电”“四煤”,依靠管理创新和科技进步,加强安全环保管理、生产运营管理、市场营销管理、财务风险管理、资本运作管理、燃料全过程管理,提升资产质量与效益。目前已在实践中摸索出许多成功的经验与做法。

  (六)政策配套,保障生存。

  煤电作为传统化石能源,既要积极适应绿色发展需要,又要全面参与市场竞争,“优胜劣汰”“适者生存”是我国能源清洁转型、电力市场化改革推进的必然结果。

  由于市场过剩、煤电矛盾、安全环保、能源转型、政策空档等多重因素冲击,目前煤电出现了整体性亏损、行业性困难,一些严重区域引发“关闭潮、破产潮”,已影响到火电行业的生存。但我国能源资源禀赋、煤电的基础性地位,决定了煤电在今后较长时期内不可或缺。

  为保障煤电 “适者生存”,除了煤电企业要继续内强管理,外拓市场,科技进步,资本运作、等待转机外,还需要国家有关部门及地方政府根据煤电新的战略定位,针对市场化改革过渡期、能源转型期,调整、完善旧的政策,出台新的有效政策。

  例如:保留环保电价并执行到位,探索建立两部制电价和容量市场;减少政府对市场交易的定向限制、价格干预,形成市场定价机制;允许煤电严重亏损省区重启煤电联动政策,加大减税降费力度;签订电煤中长期合同,实行“基础价+浮动价”定价机制;鼓励煤电联营、能源企业跨行业重组,构建煤电产业链、供应链;继续推进供给侧改革,严控煤电发展,淘汰落后产能;鼓励煤电参与调峰、调压、备用,建立辅助服务补偿机制;继续执行关停企业电量补偿政策,开展发电权交易;鼓励各省区出台“以水补火”“煤电互保”等差异化政策等。

      关键词:电力, 陈宗法,煤电


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