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注:我国火电资产分布在新五大发电集团、地方能源集团、企业自备电厂和民营企业。2019年五大集团合计火电装机6.03 亿千瓦,占全国火电总装机一半以上。
二、燃料成本与火电企业的经济效益密切相关
我国火电燃料以煤炭为主,由于燃料成本占火电企业总成本比例高,煤炭价格波动对火电企业盈利影响较大。2014-2015年煤炭出现严重过剩,2016 年政府出台系列煤炭去产能政策文件,5月开始煤炭价格步入上行通道。经过一轮煤炭供给侧改革,直到2019年煤炭优质产能释放价格才有所下降。回顾历年来火电企业净资产收益率与煤炭价格之间的关系,火电ROE与煤炭价格下行周期呈反向变动趋势。
受 2020 年疫情影响,年初煤炭需求不足,叠加二季度国外疫情爆发,进口煤低价导致国内煤炭价格承压,价格较去年同期下降。受成本端压力减小,下游需求端复工复产推进,2020年上半年以煤电为主的上市平台盈利同比大幅增长。
三、可再生能源消纳保障机制给火电企业造成压力
为加快构建清洁低碳、促进可再生能源开发利用,近年来国家发改委、能源局发布《清洁能源消纳行动计划(2018-2020 年)》、《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》等相关政策,提出优先发展分布式可再生能源、清洁能源优先跨省与火电“打捆”交易、建设清洁能源外送通道及电网升级、探索清洁取暖、发展储能等一系列改善清洁能源消纳的措施,并对各省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重,建立健全可再生能源电力消纳保障机制。部分省份已出台相关政策除跨省跨区协议送电、符合超低排放要求的机组,火电机组不再安排优先发电量。我国光伏、风电产业经过十余年的发展累积,单位装机及度电成本不断下降,下限值已接近或部分达到当地火电脱硫燃煤标杆电价,可再生能源市场消纳竞争力逐渐增强。与此同时,为保障可再生能源消纳让路而牺牲的火电利用小时数使得火电企业利润空间在不断被压缩。
四、市场化交易增加煤企综合电价的不确定性
2016年3月国家能源局下发《国家能源局综合司关于征求做好电力市场建设有关工作的通知(征求意见稿)意见》,文中提出的电力市场化目标,“2018年实现工业用电量100%放开,2020年实现商业用电量的全部放开”。2019年全国范围电力市场交易量占全社会用电的39%,虽然市场化进度低于预期,但从近三年的实际交易情况来看,煤电企业综合电价在逐年下降,对企业经营状况造成一定负面影响。
五、结语与建议
我国火电经历了规模化发展、上大压小、节能减排、煤电一体化的历史阶段,在可再生能源时代面临的问题也更加突出。认识火电企业的现状有利于因地制宜因势利导优化火电未来新增资源的配置。据中电联统计,2019年末我国火电装机11.9亿千瓦(其中煤电10.4亿千瓦)在全国总发电装机的占比下降至55%,火电发电量比重从2011年82%下降至68%,电源结构已逐渐向可再生能源转变。“十四五”将是我国能源转型的关键时期,清洁高效的火电与可再生能源之间绝不是简单的零和博弈,电力平衡和对其他电源的调节补偿决定了火电仍将发挥重要作用。但未来火电新增规模有多少,扮演何种角色,传统火电企业如何发展,如何优化布局,还有赖于政府、企业、金融机构、规划科研院所的进一步探讨与合作。
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