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我国煤电困局:综合施策 久久为攻
2019-09-10 08:42:52   来源:   评论:0 点击:

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”规划的前期工作。未来一个时期,我国将继续大力推动绿色发展、...
    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”规划的前期工作。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。昔日“一煤独大、独步天下”的煤电,如何破解时下前所未有的困惑尴局、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。
    我国紧密、重要、复杂、冲突的煤、电关系
    在能源清洁转型的大背景下,经过10多年的努力,我国能源结构不断优化,清洁可再生能源快速发展,节能减排成效显著。但是,至今仍未从根本上撼动“煤为基础、电为中心、煤电过半、油气进口”的能源格局,煤炭、煤电仍属主体能源。2018年,我国煤炭产业保持“三个世界第一、一个世界第三”的地位。我国电力装机达到19亿千瓦,其中:煤电装机10.1亿千瓦,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。
    煤、电两大产业,上下游关系,相互依存,关联度极大。煤炭是火电企业的“生命之源”,煤炭能否保供、煤价的涨落直接决定火电企业的生存发展、盈亏状况。我国电煤消费比重一般保持在一半左右,2018年为21亿吨,占比53%;铁路近50%的运力用于煤炭运输,2018年达23.81亿吨。同样,火电是煤炭企业最大的用户和市场,火电的保有量与盈亏也影响着煤炭资源的转化能力。
    煤、电两大产业本该是“唇齿相依、协调发展、互利共赢”的关系,但现实中却由于煤企、电企管理体制、运行机制的差异以及两个行业的传统分隔,经常“相生相克、相互冲突”,爆发煤电矛盾。这既是政府、煤企、电企、铁路、用户各方长期博弈的结果,也是政府计划体制与市场运行机制严重冲撞的本质反映。因此,近年来煤电企业高度关注煤炭市场变化、电力市场化改革、能源企业重组、能源清洁转型等影响因素。
    多因素叠加与我国煤电的困局
    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,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。以煤炭、煤电企业为代表的另一派则认为,不能“妖魔化”煤炭、煤电,我国是富煤国家,煤炭、煤电两个行业互相依存、互相影响,“唇亡齿寒”,关系国计民生。可再生能源不稳定、经济性差,关键时刻还得靠煤炭、煤电,而且煤炭正在发展清洁利用技术、煤电大力实施超低排放改造,还是应该依靠煤炭、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。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(4209、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”,清洁装机占比大幅度提升。而且,近年来新能源补贴退坡、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,将进入全面竞价时代,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。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,呈现“煤矿少、单产高、区域集中、应急供应难”的特点。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以及跨区域调运难,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,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。煤电电价政府、市场双管齐下,一降再降,几乎到了“降无可降”的地步,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,同时,还打出“组合拳”严控煤电新增产能。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。
    六是煤电经营形势严峻,整体业绩低迷,呈现行业性困难。2018年全国火电企业利润323亿元,亏损面仍有43.8%。2019年能否“前行”,2020年能否全面“奔小康”还有待于观察。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,西南、西北、东北、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,东北等地电力上市公司业绩难以好转,面临被ST、退市的风险。
    我国煤电之所以造成上述困惑,主要有以下6个原因:一是世界气候变暖,我国雾霾频现;二是全球能源清洁转型,掀起新能源革命;三是世界“去煤化”浪潮,我国频现环保风暴,清洁可再生能源快速发展;四是国内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;五是政策导向利好不多利空多,煤炭去产能,降低用能成本,双管齐下降电价;六是2002年电改后跑马圈地、煤电巨量扩张,2015年新电改以来市场化交易剧增,煤电首当其冲。
    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、企业规模扩张战略、区域营商环境差异等多种因素叠加、综合作用的结果。
    综合实施方能彭姐煤电困局
    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?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。
    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:
    ——深化供给侧结构性改革,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”。
    (三)重组改造,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、关闭破产、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。
    (四)峰值管理,严控增量。
    制订电力规划、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。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。一要落实新发展理念。二要聚焦电力主业,巩固传统优势。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。

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