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火电是仅次于水电的四川省第二大电源。截至2018年,四川省火电装机1575万千瓦,占全省装机容量比例16%。除了水电和火电,四川省的风电和光伏装机容量434万千瓦,占比4.4%。
综合来看,四川全社会装机容量9833万千瓦,其装机容量在全国排名第五。
与四川省发电大省地位相对应的是,四川省内电力消费和需求水平并不高。2018年四川省2018年地区生产总值达到40678.13亿元,同比增速8%,位居全国第六。
在发电量方面,得益于庞大的装机容量,四川省2018年发电量3498.6亿千瓦时,排名第五。而全社会用电量为2459.49亿千瓦时,排名全国第八。显然,四川省属于典型的电力输出省份。
四川省电网情况
2.1 地方电力历史
由于历史原因,四川省内长期存在由地方、群众兴建和经营管理的水(火)电站及配套电网、输变电工程。这些被统称为地方电力。在2002年电改之前,这些地方电力发电量可以占到全省发电总量的1/3以上,四川省内约7成的县和乡镇要依靠地方电力。
由于地方电力普遍存在缺乏调峰能力、基建水平低等问题,在全国农网改造的过程中,四川省内地方电力也需要进行改造升级。在1998年开始的全国农网改造中,国家电网最初坚持网改资金实行“一省一贷”,地方电网要改造必须交国网代管。后改为“一省两贷”,增加了四川水电产业集团公司作为承贷主体。
大电网直供县、代管县的农网改造国债资金(资本金)和银行贷款用还贷基金还贷后形成的农电资产,统统归大电网所有。电网利用这部分资产来代管、上划、控股、股改地方电力企业。
目前四川省内原本自供电的地方电力企业大多被国家电网代管。由四川省水电投资经营集团控股参股的地方电力区域,目前约占全省人口的22.16%。
2.2 外送通道
四川水能资源丰富,是我国最大的水电基地。为满足水电大规模外送消纳,国网四川省电力公司先后建成向家坝-上海、锦屏-苏南、溪洛渡-浙西等3回特高压直流输电线路,德阳-宝鸡超高压直流线路,以及四川至重庆4回交流线路,形成了“四直四交”外送格局。截至2018年四川电力外送能力已达到3000万千瓦,居全国首位。
截至2018年底,四川电网共有换流站4座,换流容量2460万千瓦,直流线路长度1094公里;500千伏交流变电站51座,变电容量8480万千伏安,居全国第三位,线路长度16291公里,居全国第一位;220千伏变电站295座、变电容量9017万千伏安,线路长度25497公里。
四川省内已形成以500千伏网架为骨干、220千伏网架为支撑、覆盖全省各市州、全电压等级的较为坚强的电力输配网络,并通过锦苏、复奉、宾金、德宝直流以及川渝、川藏交流通道分别与华东、西北、重庆、西藏电网相联,满足省内用电和跨省跨区能源优化配置需求。
四川省电力发展的问题
3.1 火电企业亏损问题
3.1.1 火电亏损情况
由于四川省内电源结构比较单一,且水电本身无法实现调峰的作用。因此四川省内的火电机组承担了全部调峰的作用。
首先,火电机组的特性决定了其并不善于调峰。另外,四川省的火电企业近年来的生产经营状况较差,也让其参与调峰缺乏足够的积极性。
根据媒体报道,2018年8月,四川11家火电厂负责人“集体拜访”省级主管部门,反映经营困难情况,希望政府出手“救救火电”
我们从两家上市发电公司的财务报告中,选取位于四川的火电企业数据来观察四川火电企业的状况。
神华四川能源有限公司和四川广安发电有限责任公司是隶属于央企——国家能源集团和中国华电集团的四川火电企业。从两家公司近4年的净利润情况我们能够清晰地发现,从2015年开始,两家公司的净利润一路下滑,连年亏损。到了2018年,业绩才有所回升,其中神华四川能源有限公司2018年依然亏损1.73亿。
四川省火电企业经营状况不佳的第一大原因就是较高的电煤价格。从上图我们能够看到,四川省电煤价格指数一直高于全国水平。而且从2015年开始,以去产能、去库存、去杠杆、降成本、补短板为重点的供给侧结构性改革推进以来,煤炭价格由于产量下降,出现了大幅上升。
此外,四川省属于煤炭资源输入省份,2016年下半年开始,有关部门对公路运输违法超载超限、货车非法改装开展专项治理,客观上也促使以前通过公路运输的运力转到铁路上来。在煤炭需求回升的情况下,短期内铁路运力来不及调整,造成一些关键线路车皮紧张,加剧了煤价上涨。
3.1.2 政府救市措施不成功
根据2015年2月印发的《四川省统调统分公用燃煤机组电价补偿试行措施》,为弥补“特殊电源结构”造成的损失,燃煤机组可按年度清算情况,以0.08元/千瓦时的标准获取补贴,2014年起试行2年。
四川省发改委先后三次(2015年12月、2016年9月、2017年11月)对公用燃煤机组欠发电量电价补贴做了公示,要求根据上年水电超发电量收益清算,分别为燃煤机组补贴约2亿元、4.99亿元和1.89亿元。
但是从企业反馈来看,补贴发放标准并不统一。企业之间拿到补贴的数额差距较大。而且这份文件已经失效。火电企业自2018年开始,就无法再获得政府补贴。
根据四川省人民政府印发的《四川省"十三五"能源发展规划》,截至2020年,四川省水电装机将达到8301万千瓦,新能源装机达到912万千瓦。随着水电和其他新能源发电的持续发展。在优先发展水电等可再生能源的大背景下,火电企业未来可能会遭遇更加严峻的环境。
3.2 水电企业问题
3.2.1 弃水问题突出
根据最新全国水力资源复查成果,四川省境内水力资源理论蕴藏量1万千瓦及以上河流共781条,加上各小流域水电蕴藏量,四川水力资源理论蕴藏量可达1.64亿千瓦左右,仅次于西藏,居全国第二位;技术可开发装机容量1.55亿千瓦(含界河电站3100万千瓦),年发电量7109亿千瓦时,位居全国第一。
从2012年开始,四川弃水问题逐渐凸显。国家电网四川电力公司数据显示,2012年至2018年,四川电网调峰弃水电量分别为76亿千瓦时、26亿千瓦时、97亿千瓦时、102亿千瓦时、141.43亿千瓦时、139.96亿千瓦时、121.58亿千瓦时。
四川省历年调峰弃水量
3.2.2 新建水电站投资回收难
水电站具有前期投资规模大,燃料成本低,盈利能力强的特点。目前国内水电站建成投产之后,有10年左右的投资回收期。建成投产10年以上的水电站,在已经回收固定投资之后,变动成本仅少量运营成本,是名副其实的“印钞机”。
2012年,四川省水电装机容量超过湖北,一跃成为全国最大的水电基地。随后2年四川的水电装机呈现阶梯式递增:2013年5266.23万千瓦,2014年飙升到6170万千瓦。
2014年,溪洛渡、向家坝、锦屏、川云水电及雅砻江等大型电站相继建成并发电,也正是从这一年,四川省开始面临严重的弃水问题。2017年,四川省调峰弃水量接近142亿千瓦时,实际弃水量约在500亿千瓦时左右。
2012年开始陆续建成投产的水电站,除了要面对严重弃水问题外,其自身投资本就要有一定程度的提高。
由于对环保、移民的要求提高,水电站的造价直接从02年左右的7000—8000元/千瓦提高到现在的1.2万元/千瓦。
更高的成本、越来越严重的弃水,还没有结束投资回收期的水电站不说盈利,甚至连投资回收期都变得更加漫长了。
四川省新一轮电改历程
2015年新一轮电改开启后,2016年3月,四川省入围输配电价改革试点范围。同年5月,四川省电力交易中心正式挂牌成立。2016年9月,国家发改委、能源局正式批复四川省电力体制改革试点方案。对四川省方案的复函指出,有序放开输配以外的竞争性环节电价,有序放开公益性和调节性以外的发用电计划,有序向社会资本放开配售电业务,培育独立市场主体,组建相对独立的省级电力交易机构,推进建立公平规范的电力市场交易平台,进一步强化电力统筹规划,进一步强化电力安全高效运行和可靠供应,进一步强化政府监管,探索建立主体多元、竞争有序、监管有力的电力交易市场体系。
2017年1月,四川省能监办发布《四川电力市场交易基本规则(征求意见稿)》。3月1日,2017年四川省直购电交易正式启动,首单完成交易电量17.2亿千瓦时,共有92家发电企业参与交易。本次交易是四川电力交易中心有限公司成立以来,首次独立组织的省内市场年度交易。
2017年4月《四川省售电公司注册办事指南(暂行)》发布征求意见稿。6月,四川能源监管办、省经济和信息化委制定了《2017年四川电力交易指导意见》。8月,四川第一批售电公司21家已通过公示。
2017年10月,四川省经信委、四川省发改委、国家能源局四川监管办、四川省能源局日前联合下发了《关于进一步推进我省电力直接交易市场化的指导意见》。意见中称,将规范完善直购电的相关扶持政策,扩大发电企业参与电力市场范围,全面放开售电公司参与电力市场,稳步推进进商业用户进入电力市场,积极开展产业园区直接交易试点,稳妥开展跨省跨区富余可再生能源电力现货交易试点,放开地方电网(趸售区)进入直接交易市场,有序推进其他特殊行业企业完全电力市场化。
2018年开始,售电公司正式开始参与电力交易。
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