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深度 | 陈宗法:“十四五”煤电面临的形势、困难以及转机

2022-09-19 13:24来源:电联新媒作者:陈宗法关键词:电力市场电力市场化改革电价收藏点赞

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“十四五”,随着“双碳”目标的推进、新型电力系统的构建、电力市场化改革的深入,以及能源保供压力的增加,发电行业既有新的发展机遇,也有新的风险挑战,并且呈现出“六大”发展趋势:低碳化提前提速,市场化交易大增,一体化协同发展,智能化建设升级,电气化不断加快,国际化走深走实。在“双碳”目标下,能源是主战场,电力是主力军。新能源属于绿色低碳能源,将成为能源清洁转型、实现“双碳”目标的“劲旅”,尽管补贴退坡、竞争激烈、风险增加,仍拥有新的发展机遇与更大的发展空间。相反,高碳的煤电挑战大于机遇,未来将受到越来越严格的控制,我们必须要有清醒的认识与正确的把握。当然,近中期煤电(2021-2030)仍然不可或缺,发挥着“压舱石”“顶梁柱”的作用。

(来源:微信公众号“电联新媒”作者:陈宗法)

2021年以来,由于市场环境发生急剧变化,特别是来自上游煤炭市场的严重冲击、“十三五”煤炭煤电政策以及运动式减碳的影响,煤电企业经营“入不敷出”,严重缺乏投融资功能,面临“生存难、改造难、发展难、保供难”。具体体现为:

一是煤价高位震荡。2021年,生产原煤41.3亿吨,增长5.7%;进口煤炭3.2亿吨,增长6.6%;煤炭消费量增长4.6%;电力消费量增长10.3%。由于煤炭供不应求、煤价冲新高,全国耗用电煤约23亿吨,煤电企业增加采购成本超过6000亿元。进入2022年,受俄乌冲突、国际煤价上涨、进口煤减少、国内干旱高温天气、电力需求复苏等因素影响,煤炭存在季节性、区域性供求紧张。由于国家高压管控煤炭市场,上半年煤炭供需紧张的矛盾有所缓解,煤价从高位震荡逐步回归新的合理区间(上限),但明显高于去年同期水平,煤电企业仍然不能承受。中电联统计1-5月煤电企业仍额外增加采购成本1900亿元。下半年煤价走势如何,仍存在较大的不确定性。

二是煤电亏损持续。2021年煤电陷入全面亏损,导致发电企业“道是有盈却无盈”,出现“行业净亏”格局。入厂标煤单价涨幅超60%,电热价格传导16.6%,煤电比价关系严重扭曲,全国煤电企业亏损面最高时接近100%,年末仍达80%以上,亏损额超过3000亿元。其中,五大发电集团煤电发电供热亏损1360亿元,不仅比2020年大幅度减利1609亿元,也超过了2008-2011年煤电三年亏损之和921亿元;尽管水电、风光电、核电、气电共计盈利1232亿元,仍不抵煤电板块巨额亏损。2022年上半年,由于落实电煤中长期合同“三个100%”及电价疏导20%,煤电亏损比去年下半年有所好转,呈现逐季减亏趋势,预计下半年好于上半年,但仍比去年同期增亏减利,五大发电集团上半年仍净亏损187亿元,煤电亏损面超60%。由于“十三五”煤电大幅度减利,特别是进入“十四五”发生巨额亏损,导致负债率高企、现金流短缺、投融资功能减弱、企业信用评级下降。

三是保供压力不减。2021年煤电企业承受了空前巨大的保供压力。进入9-10月,正值水电枯水、北方供暖、冬季用电高峰“三期叠加”,又面临元旦、春节及冬奥、残奥能源保供任务。当时煤电企业或无煤可买,或无钱买煤,或停机检修,超20个省级电网有序用电,少数省份拉闸限电。国家紧急出台保供稳价措施,要求“高比例开机、高负荷出力”,做到“应发尽发”。五大发电集团成立保供专班,不计代价采购电煤、补充库存,全力以赴多发多供。在“发得多亏得多”的前提下,装机占比47%的煤电贡献了60%的电量,利用小时高达4568小时,同比提高263小时,关键时刻发挥了“顶梁柱”的作用。2022年,能源保供的责任仍然十分重大、压力不减。一方面抗击疫情,复工复产;煤电持续亏损,现金流紧张;俄乌冲突,国际能源价格上涨,进口煤价倒挂;夏季出现罕见的干旱高温,水电出力严重不足,川、渝 、苏、浙、皖等省域出现用电紧张。另一方面举办“两奥”,召开“两会”、二十大,实现“六稳”“六保”以及5.5%的经济增长目标,国家要求“决不允许出现拉闸限电”。

四是安全隐患增加。由于煤电亏损、配煤掺烧,消纳新能源、深度调峰,全力能源保供、设备改造欠账,致使一些煤电企业的发电设备存在安全隐患。目前,相当数量的煤电企业为了减亏,不得不配煤掺烧,同时面临缺电保供压力,发展前景又不看好,一些技术骨干流失增多,多因设备检修、改造资金投入不足,设备可靠性明显下降,安全生产压力越来越大。同时,煤电机组灵活性改造按下“快进键”,深度调峰不断创出新纪录,最低负荷率个别的低至15%。由于推进深度调峰时间短,缺乏技术设计技术,经验普遍不足,只能先试先做,不仅造成机组能耗异常、经济性下降,而且致使设备部件损伤,影响安全稳定运行。

五是改造任务艰巨。目前,煤电机组问题突出,包括存量巨大、占比过高,调峰能力不足,地区发展不平衡,结构优化潜力与能效水平仍需提升,相对竞争力下降。2021年10月,国家印发《全国煤电机组改造升级实施方案》,要求“十四五”推进“三改”联动,节煤降耗改造3.5亿千瓦,供热改造5000万千瓦,灵活性改造2亿千瓦,灵活制造1.5亿千瓦;到2025年,全国火电平均供电煤耗降至300克/千瓦时以下。一方面煤电改造任务重,要求标准高。“三改联动”要求突破节能减排与绿色低碳转型技术,创新供热方式,努力实现“降耗减碳、节能提效”;灵活性改造要求“应改尽改”,最小发电出力达到30%左右额定负荷。另一方面煤电“三改联动”,需投入上千亿元资金,但煤电亏损严重,配套政策不到位,缺乏资金支持,算不过经济账。实践证明,只有政策上到位、技术上可行、经济上合算,升级改造才能落到实处。

六是未来发展堪忧。“严控煤电项目”成为未来发展主基调,但基于能源保供的需要,“严控煤电不等于不要发展”。预计“十四五”煤电装机仍需净增加。而且,新建煤机要求“灵活性制造”,原则上采用超超临界、且供电煤耗更低的先进机组。但是目前一些煤电企业发电意愿、投资意愿“双低”,将倒逼新增投资重点转向新能源。这是因为:煤电长期愿景“不看好”。2030年碳达峰前是煤电最后的发展期,煤电产业生存期为40年左右;煤电亏损垫底,投资积极性不高。2016年以来,煤电经营形势严峻,成本上升、业绩下滑,投资收益率在所有电源项目中连续数年垫底。2021年更是陷入全面亏损,2022年上半年亏损持续;绿色信贷下,煤电属于化石高碳能源,新建项目融资难;燃料成本、升级改造成本、碳排放成本快速上升,市场相对竞争力削弱;煤电战略定位改变,国家配套政策滞后。

尽管煤电存在上述一系列挑战与困难,但同时煤电也开始呈现新的“转机”,今年上半年好于去年下半年,今年下半年将好于今年上半年,有望走出谷底。

政府社会态度生变,不再是“最不受待见”的电源。数据表明,煤电尽管随着新能源跃增式发展,所占比重明显下降,但仍是我国的主体能源。2021年,煤电装机占比47%,提供了全国六成的发电量,支撑超七成的电网高峰负荷,承担超八成的供热任务,也是煤炭企业、铁路货运的最大客户。俄乌冲突下欧洲能源危机的启示,以及去年我国缺煤限电、今年川渝地区缺水限电的实践证明,煤电仍是我国能源保供的“压舱石”“顶梁柱”,也是构建以新能源为主体的新型电力系统最重要的调节性电源,重新引起了各级政府、社会各方、工商企业的高度重视。

煤电政策导向生变,不再是“十三五”全面打压的氛围。去年9月以来,全国各地出台了一系列煤电稳供保价政策,从保障电煤量价稳定、疏导电力热力成本、化解经营资金压力、加强体制机制创新等方面着手推进。具体包括税款缓缴、增加银行贷款、拨付国有资本经营预算资金,建立能涨能跌的电价形成机制,增加煤炭产能、释放煤炭产量、高压管控煤价,鼓励开展煤电联营等,不再延续“十三五”煤炭、煤电去产能的“组合拳”,也不再要求工商业电价“只降不升”。

煤电规划目标生变,不再是社会各方预测的“十四五”小目标。针对近年来煤电新增装机持续下降的问题,从今年初开始,国常会连续十几次部署能源保供,要求加快“推进支撑性电源建设”“再开工一批水电煤电等能源项目”。近期,随着国家给各省的新增煤电规划建设项目指标下达,煤电项目开始加快核准。如广东省8月下旬接连核准7台煤机,并且要求必须在9月底之前开工,2024年底前投运。综合近期各方的信息,为增强能源供应的“稳定性、安全性、可持续性”,守好能源安全“底线”,国家将加码“十四五”煤电规划目标,对今明两年煤电开工、投产的年度目标“增量提速”。显然,一些能源机构、行业协会、研究院校原先预测的“十四五”煤电目标均成了“小目标”。

综上所述,煤电仍是我国能源保供的“压舱石”“顶梁柱”。可以预见,“十四五”甚至“十五五”,煤电稳,则行业稳,能源保供无大碍。如果煤电困难长此以往,新的转机昙花一现,新能源又未立,将会危及国家能源安全大局,严重影响经济社会的发展与稳定。

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