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陳宗法:我國煤電困局的表現 、成因與對策

2019-09-02 14:58:16 來源:中國電力新聞網 陳宗法
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近期,一些研究機構、政府部門和能源企業紛紛啟動編制能源、電力“十四五”規劃的前期工作。未來一個時期,我國將繼續大力推動綠色發展、清潔轉型,可再生能源將持續增長,高碳化石能源將大幅減少。昔日“一煤獨大、獨步天下”的煤電,如何破解時下前所未有的困惑尷局、找準現代能源體系中新的定位、保障煤電清潔高效利用與高質量生存發展,仍是繞不開的核心話題之一。

我國緊密、重要、復雜、沖突的煤、電關系

在能源清潔轉型的大背景下,經過10多年的努力,我國能源結構不斷優化,清潔可再生能源快速發展,節能減排成效顯著。但是,至今仍未從根本上撼動“煤為基礎、電為中心、煤電過半、油氣進口”的能源格局,煤炭、煤電仍屬主體能源。2018年,我國煤炭產業保持“三個世界第一、一個世界第三”的地位。我國電力裝機達到19億千瓦,其中:煤電裝機10.1億千瓦,占比53%;煤機發電量4.45萬億千瓦時,占比64%;燃料成本占煤電發電成本70%左右。

煤、電兩大產業,上下游關系,相互依存,關聯度極大。煤炭是火電企業的“生命之源”,煤炭能否保供、煤價的漲落直接決定火電企業的生存發展、盈虧狀況。我國電煤消費比重一般保持在一半左右,2018年為21億噸,占比53%;鐵路近50%的運力用于煤炭運輸,2018年達23.81億噸。同樣,火電是煤炭企業最大的用戶和市場,火電的保有量與盈虧也影響著煤炭資源的轉化能力。

煤、電兩大產業本該是“唇齒相依、協調發展、互利共贏”的關系,但現實中卻由于煤企、電企管理體制、運行機制的差異以及兩個行業的傳統分隔,經常“相生相克、相互沖突”,爆發煤電矛盾。這既是政府、煤企、電企、鐵路、用戶各方長期博弈的結果,也是政府計劃體制與市場運行機制嚴重沖撞的本質反映。因此,近年來煤電企業高度關注煤炭市場變化、電力市場化改革、能源企業重組、能源清潔轉型等影響因素。

多因素疊加與我國煤電的困局

不可否認,我國煤電清潔發展取得積極成效,大氣污染物排放快速下降,發電效率持續提高、碳排放強度不斷下降、耗水和廢水排放量逐年減少、固廢物綜合利用水平明顯提升,煤電發電技術和污染物控制技術已達世界先進水平。然而,目前煤電行業卻面臨種種困惑,處于“第二個困難期”,主要表現在:

一是煤電前景不明,社會爭議很大。多年來,在未來的能源結構中要不要煤電,或煤電扮演什么角色,社會上一直爭論不休,始終未形成共識,煤電前景迷茫。以氣候專家、新能源企業為代表的一派認為,煤炭污染環境,能源清潔轉型就像搬新家,不扔掉煤電這些“舊沙發”,就不可能買可再生能源這個“新沙發”,因為沒空間,我國“三棄”現象就是煤電規模過大造成的。以煤炭、煤電企業為代表的另一派則認為,不能“妖魔化”煤炭、煤電,我國是富煤國家,煤炭、煤電兩個行業互相依存、互相影響,“唇亡齒寒”,關系國計民生。可再生能源不穩定、經濟性差,關鍵時刻還得靠煤炭、煤電,而且煤炭正在發展清潔利用技術、煤電大力實施超低排放改造,還是應該依靠煤炭、發展煤電。

二是電力產能過剩,受市場競爭、新能源擠壓,煤電量價齊跌。目前,我國電力產能過剩,發電行業系統性風險增加。火電利用小時已從2004年的5991小時,一路下滑,2016年降至4165小時,2017、2018止跌企穩(4209、4361小時),但設備平均利用率已下降到50%左右,大量機組處于停備狀態。同期,綠色發展步伐明顯加快,風、光、水、核、氣、生物質并舉,特別是風電“瘋長”,光伏掀起搶裝“狂潮”,清潔裝機占比大幅度提升。而且,近年來新能源補貼退坡、平價上網,市場競爭力顯著增強,煤電不得不為清潔能源優先消納作出讓步。另外,隨著2015年新電改的推進和發用電計劃的大幅放開,將進入全面競價時代,煤電首當其沖,“降價潮”席卷全國。一些區域的煤電企業“離不開、活不了”,深陷生存危機。

三是煤炭去產能,煤價廠型走勢,煤電企業燃料成本高企。2016年,宏觀經濟開始企穩,煤炭需求止跌回升,增長0.5%,因為政府限產、去產能,原煤產量僅為33.6億噸,下降了9.4%,導致市場供不應求,煤價大幅反彈。2017、2018年盡管產量有所釋放,但煤炭需求放大,煤價高位震蕩,呈“廠”型走勢。到2018年底,煤炭去產能10億噸的任務已基本完成,呈現“煤礦少、單產高、區域集中、應急供應難”的特點。反映燃料成本的CECI沿海電煤采購5500大卡綜合價,2017、2018年分別在650~700元/噸、571~635元/噸震蕩,均超過國家規定的綠色區間。“十三五”,煤炭市場的緊平衡與煤價的再度高企以及跨區域調運難,對發電行業的直接影響是搶煤發電、燃料成本大增,導致煤、電行業經營業績冰火兩重天。

四是降低用能成本,降低煤電電價,政府、市場“雙管齊下”。為提升實體企業競爭力,穩定經濟增長,2015年國家推出了供給側結構性改革,降低用能成本。一方面政府不斷下調煤電標桿電價,并取消各地低于標桿電價的優惠電價、特殊電價;另一方面通過加速放開發用電計劃、大幅提高市場交易電量、不斷創新交易品種,降低煤電市場交易電價。煤電電價政府、市場雙管齊下,一降再降,幾乎到了“降無可降”的地步,已嚴重危及煤電的生存與保供。

五是環保政策層層加碼,環保邊際效應下降,相關政策執行不到位。“十三五”期間,國家對存量煤電推出一系列嚴厲的環保舉措,同時,還打出“組合拳”嚴控煤電新增產能。由于我國煤機年輕、先進、升級改造不斷,環保的邊際效應逐年下降。盡管國家激勵節能減排,實施節能調度,出臺環保電價合計3.5分/千瓦時,但煤機巨額的環保投入難以保障與補償,特別是環保電價、獎勵電量在煤電競價交易中難以兌現。從長遠看,煤電碳排放成本增加將是未來的新挑戰。

六是煤電經營形勢嚴峻,整體業績低迷,呈現行業性困難。2018年全國火電企業利潤323億元,虧損面仍有43.8%。2019年能否“前行”,2020年能否全面“奔小康”還有待于觀察。發電集團的資產負債率長期高位運行,盡管比2008年85%最高時有所下降,2018年仍接近78%,巨額財務費用侵蝕當期利潤。目前,西南、西北、東北、河南等區域的煤電企業整體虧損,一些煤電企業資不抵債,依靠集團擔保、委貸維持生存,有的甚至被關停、破產,東北等地電力上市公司業績難以好轉,面臨被ST、退市的風險。

我國煤電之所以造成上述困惑,主要有以下6個原因:一是世界氣候變暖,我國霧霾頻現;二是全球能源清潔轉型,掀起新能源革命;三是世界“去煤化”浪潮,我國頻現環保風暴,清潔可再生能源快速發展;四是國內市場系統性風險增加,煤炭市場供應緊張,電力市場產能過剩,煤電矛盾爆發,煤電聯動不到位;五是政策導向利好不多利空多,煤炭去產能,降低用能成本,雙管齊下降電價;六是2002年電改后跑馬圈地、煤電巨量擴張,2015年新電改以來市場化交易劇增,煤電首當其沖。

總之,這是由氣候環境變化、能源變革走勢、市場風險增加、國家政策導向、企業規模擴張戰略、區域營商環境差異等多種因素疊加、綜合作用的結果。

綜合實施方能破解煤電困局

面對種種困惑、嚴峻形勢,今后我國煤電企業如何解困破局、在生存中謀發展?個人認為,只有綜合施策,久久為功,才能贏得未來。

(一)認清形勢,找準定位。

今后我國將繼續加快綠色發展步伐,形成水、核、風、光、氣、氫能、生物質等并舉的“清潔大家族”,清潔裝機占比會大幅提升,意味著煤電生存空間將持續縮減。同時,為根本解決“三棄”問題,需要通過煤電升級改造、建設調峰電源、發展儲能技術、加強需求側管理等,提高電網調節能力。當然,由于我國富煤缺油少氣、電源結構現狀及煤電的經濟穩定特性,未來煤電仍有一定的發展空間,并在一個較長時期內不可或缺。

對此,我們必須清醒認識,科學預判,把“構建清潔低碳、安全高效的能源體系”作為歷史使命與責任擔當,我國煤電的戰略定位,將逐步由“主體電源、基礎地位、支撐作用”轉向“基荷電源與調節電源并重”,為全額消納清潔能源調峰、保障電力安全供應兜底;清潔可再生能源將成為電量供應主體(2030:占比50%;2035:超過70%);分布式能源、微電網、多能互補等將成為重要的新型供能方式。

(二)以退為進,主動減量。

2007年以來,煤電積極“上大壓小”1億千瓦,“十三五”又淘汰落后產能0.2億千瓦,停緩建1.5億千瓦,共計2.7億千瓦。但煤電仍然存在存量巨大、占比過高、設備閑置、經營困難等問題。為此,要采取以下措施:

——深化供給側結構性改革,主動減去“無效供給”。一方面要繼續落實“十三五”國家和地方政府有關化解煤電過剩產能、淘汰落后產能的政策,對不合要求的30萬千瓦以下煤電機組實施“強制關停”;另一方面,發電行業要抓住機遇,利用關停補償政策,對一些超齡服役、扭虧無望、能耗環保安全不達標又無力投入改造的老小機組,或者未予核準、證照不全的違規機組,因地制宜實施“主動關停”,以提高設備利用效率,促進新能源的消納與火電行業的整裝,并實現電力市場由過剩到平衡的轉變。

——慎“鋪新攤子”,實現電力市場供需的再平衡。“十三五”,國家禁止京津冀、長珠三角及紅橙色預警省域新建煤電,全國停緩建煤電1.5億千瓦。目前,千萬不能因為“十三五”用電量實際增長好于預期,煤電利用小時略有回升,又盲目上新項目,還是要繼續落實國家打出的嚴控煤電新增產能“組合拳”。

(三)重組改造,激活存量。

面對分布在全國各地的超過10億千瓦的巨量煤電機組,到底應該怎么辦?一句話,根據區域的營商環境,在淘汰關停的基礎上,推進煤電資產的“重組整合”(資產轉讓、無償劃轉、關閉破產、委托管理);并區別對待,因地制宜,實施煤機的 “升級改造”,優化技術經濟指標,實現“兩低一高”的(低排放、低能耗、高效率)能源供給水平;增強“三種能力”——“冷熱電氣水”多能聯供的綜合能源服務能力,增強調頻、調峰、調壓等輔助服務能力,參與電力市場競爭與煤炭市場集采能力。

(四)峰值管理,嚴控增量。

制訂電力規劃、謀劃未來發展,要與時倶進,改變過去電力短缺時期的慣性思維和發展通病,根據經濟新常態特點以及電力供需的變化,實現變革與創新。

引入峰值管理,防止出現大規劃。據預測,2030年能源需求主要依靠清潔能源,煤電13億千瓦將達到峰值;2050年煤電裝機將降到6億千瓦,建成現代能源體系。因此,國家編制未來電力中長期規劃時,要強化煤電峰值管理,既要考慮保供,又要應對產能過剩,考慮電力市場平衡。

摒棄規模擴張,發展要有新概念。一要落實新發展理念。二要聚焦電力主業,鞏固傳統優勢。三要抓住機遇,積極推進“轉型發展”。要突破單一發電業務的束縛與風險,利用電力改革、能源生態重塑、產業跨界融合、“一帶一路”發展的機遇,著力“綠”色發展、向“下”延伸、對“外”拓展、介入“新”業態,戰略進入配電售電、儲能節能、調頻調峰、冷熱電氣水等領域,熱力網源一體、發配售一體、多能聯供與輔助服務并舉,并系統優化發展格局,實現縱向“源—網—荷—儲—用”,橫向多能互補、產業協同、區域平衡。

(五)外拓市場,內強管理。

面對市場過剩、激烈競爭、優勝劣汰,今后煤電企業增強市場競爭力還是要做好兩方面工作。

外拓市場,主動作為。按照“量為基礎、價為關鍵、量價統籌、區域優化”的原則,建立區域或跨區域市場營銷體系,組建多維度營銷團隊,促進售電公司獨立運作,開展綜合能源服務,增強用戶粘性,科學制訂交易策略,積極參與現貨市場與中長期市場交易,反對市場壟斷與惡性競爭,努力實現“三個目標”:發電量達到“三同”水平,市場電量超過裝機占比,區域發電效益最大化。

內強管理,降本增效。圍繞“三電”“四煤”,依靠管理創新和科技進步,加強安全環保管理、生產運營管理、市場營銷管理、財務風險管理、資本運作管理、燃料全過程管理,提升資產質量與效益。目前已在實踐中摸索出許多成功的經驗與做法。

(六)政策配套,保障生存。

煤電作為傳統化石能源,既要積極適應綠色發展需要,又要全面參與市場競爭,“優勝劣汰”“適者生存”是我國能源清潔轉型、電力市場化改革推進的必然結果。

為保障煤電“適者生存”,除了煤電企業要繼續內強管理、外拓市場、科技進步、資本運作、等待轉機外,還需要國家有關部門及地方政府根據煤電新的戰略定位,針對市場化改革過渡期、能源轉型期,調整、完善舊的政策,出臺“煤電新政”:

1.保留環保電價并執行到位,探索建立兩部制電價和容量市場;減少政府對市場交易的定向限制、價格干預,形成市場定價機制;允許煤電嚴重虧損省區加大減稅降費力度,重啟煤電聯動政策;

2.簽訂電煤中長期合同,實行“基礎價+浮動價”定價機制;鼓勵煤電聯營、能源企業跨行業重組,構建煤電產業鏈、供應鏈;

3.繼續推進供給側結構性改革,嚴控煤電發展,淘汰落后產能;繼續執行關停企業電量補償政策,開展發電權交易;

4.鼓勵煤電參與調峰、調壓、備用,建立輔助服務補償機制;

5.各省區出臺“以水補火”“煤電互保”等差異化政策等。(作者系中國華電集團有限公司副總法律顧問)

 

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