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“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?
(来源:微信公众号“能源杂志” ID:energymagazine 作者: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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北极星电力网整理了2024年4月22日至2024年4月26日一周火电项目,涉及项目的核准、开工、投运等。安徽省首个天然气调峰电厂投入商业运营4月19日,合肥皖能燃气发电公司2号机组圆满完成168满负荷试运行。至此,该公司两台燃气——蒸汽联合循环发电机组全部建成并投产,标志着安徽省首个天然气调峰电厂投
近日,兰州新区管委会发布关于成立兰州新区2×1000兆瓦火电项目推进协调领导小组及筹建处的通知,进一步加大兰州新区2×1000兆瓦火电项目建设组织协调力度,加快推进建设进度,确保项目年内开工建设。详情如下:兰州新区管委会办公室关于成立兰州新区2×1000兆瓦火电项目推进协调领导小组及筹建处的通
1.招标条件本招标项目名称为:河北公司国能河北蠡县热电联产项目2×350MW机组桩基工程公开招标,项目招标编号为:CEZB240003357,招标人为国能保定发电有限公司,项目单位为:国能保定发电有限公司,资金来源为自筹。招标代理机构为国家能源集团国际工程咨询有限公司。本项目已具备招标条件,现对该项
北极星电力网获悉,近日,华能甘肃公司正宁2×1000兆瓦调峰煤电项目相关3项招标公告发布,华能甘肃公司正宁2×1000兆瓦调峰煤电项目为新建工程,厂址位于甘肃省正宁县境内。规划容量4×1000MW超超临界燃煤机组,本期建设2×1000MW国产高效超超临界燃煤间冷机组,同步配套建设烟气脱硫和脱硝设施,预留
近日,华能海门电厂5、6号机组项目(汕头电厂迁建)桩基工程施工一、二标段招标公告发布,项目建设地点位于广东省汕头市潮阳区海门镇洪洞村华能海门电厂,本期建设2台1000MW超超临界一次再热燃煤发电机组,建设场地利用海门电厂现有预留用地,同步建设脱硫及脱硝装置。华能海门电厂5、6号机组项目(汕
4月22日,中煤易购中煤招标与采购网发布中煤永城2×1000MW高效超超临界机组工程接入系统设计采购项目中标公告:中国电建集团河南省电力勘测设计院有限公司中标该项目,中标价格:189.5万元。
四川华电内江白马2×475MW燃气轮机创新发展示范项目自开工以来,始终秉持着安全、优质、高效、创新、卓越的理念,全力推进各项建设工作。在过去的几个月里,白马燃机项目部克服种种困难,积极应对各种挑战,项目建设不断取得新进展、新突破。内江速度4月9日,1号机组余热锅炉第一块钢架吊装到位,较里
4月24日,中国能建浙江院与浙江省电力建设有限公司组成的联合体成功中标浙能武威2×1000兆瓦调峰火电机组工程EPC总承包项目。浙能武威2×1000兆瓦调峰火电机组工程位于甘肃省武威市民勤县。本期建设规模2×1000兆瓦高效超超临界燃煤空冷发电机组,同步建设脱硫、脱硝装置。为深入贯彻能源安全新战略,
当地时间4月23日,山东电建三公司承建的巴林铝厂自备电站EPC项目燃机点火庆典在铝厂控制室举行,业主ChairmanMr.KhaildAlRumaihi、CEOMr.AliAlBaqali出席庆典仪式,公司党委委员、副总经理孔令峰受邀出席。庆典仪式上,Mr.KhaildAlRumaihi高度赞扬了公司项目执行团队,他表示,巴林铝厂自备电站作为Alb
4月19日,十堰热电3号机组成功取得《电力业务许可证》,正式具备发电运营资格,依规合法参与电力市场的运营和交易。3号机组顺利通过168小时满负荷试运后,市场营销部第一时间开展电力业务许可证申报工作,制定目标节点,认真梳理机组申报资料,积极与国家能源局华中监管局沟通协调,同时安排专人盯办审
4月20日,正宁电厂2号机组发电机转子穿装就位。正宁电厂2号机组发电机转子4月10日抵达项目现场,4月15日试验顺利完成,4月20日穿装一次就位,为汽轮机扣盖这一里程碑节点顺利完成奠定了坚实基础。4.102号机组发电机转子顺利到厂4月10日,正宁电厂2号机组发电机转子顺利到厂。2号机组发电机转子装配尺寸
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