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我国煤电困局何时了?

文字:[大][中][小] 2019-8-5    浏览次数:119    

我国煤电困局何时了?

    近年来,我国煤电清洁发展取得积极成效,煤电发电技术和污染物控制技术已达世界先进水平。然而,昔日“一煤独大,独步天下”的煤电却面临前所未有的困惑尴局,处于“第二个困难期”,不仅影响煤电在能源电力“十四五”规划中新的战略定位,煤炭、电力两个上下游行业的生存发展,也关系到我国能源革命的成败、能源消费的民生幸福。那么,我国煤电的困局主要有哪些表现呢?

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;

以煤电企业为代表的另一派则认为,不能“妖魔化”煤电,我国是富煤国家,可再生能源不稳定、经济性差,关键时刻还得靠煤电,而且煤电通过超低排放改造实现了清洁利用,还是应该依靠煤电、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。我国用电量增长已连下台阶:“十五”增长13%;“十一五”增长11.1%;“十二五”增长5.7%;“十三五”规划预计增长3.6-4.8%。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。到2018年底,水电、风电、光伏、生物质分别3.5亿、1.8亿、1.7亿、0.18亿千瓦,均位居世界第一。核电4464千瓦,在建装机1218万千瓦、世界第一。

我国非化石能源装机7.76亿千瓦、占总容量的40.8%;非化石能源发电量2.16万亿千瓦时、占总发电量的30.9%。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;贵州、东北等地电煤供应“告急”,当地政府不得不出台限运出省措施。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,煤矿数量减少到5,800处,平均产能提高到92万吨/年,晋陕蒙新四省区产量占到全国的74.3%,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,2013年以来,共4次下调、1次上调,每千瓦时净下调6.34分,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。以某发电集团为例, 综合交易电价2015-2018年每千瓦时分别降价9.3分、6.3分、4.7分、5.2分。

目前,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,与新电改9号文提到的“交易公平、电价合理”的目标相去甚远,政府明文规定的煤电联动也变成了“镜中花、水中月”,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,从严淘汰落后产能0.2亿千瓦;限期完成煤机超低排放改造、节能改造、灵活性改造,共计9.8亿千瓦,现役煤机煤耗低于310克/千瓦时;清理规范自备电厂,严格执行节能环保标准;率先对火电实施排污许可证,排污费改征环保税;碳排放强度每千瓦时单位供电控制到550克、煤机865克,启动碳排放权交易;全面开展中央环保督察、生态文明建设年度评价等。

同时,国家还打出“组合拳”严控煤电新增产能,停缓建煤电1.5亿千瓦,到2020年,煤电不超11亿千瓦,新机煤耗低于300克/千瓦时。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。具体表现为业绩下滑、亏损面大、负债率高、资金链紧张、区域差异大,一些煤电企业面临被ST、退市、兼并、关停、破产等风险。

2008-2011年煤电出现了历史上“第一个困难时期”,五大发电集团火电板块累积亏损高达921亿元。2012-2014年,火电经营状况逐年好转,2015年业绩“置顶”,进入2002年电改以来最好的时期。但“十三五”经营业绩就开始“坐滑梯”,进入“第二个困难时期”:2016年“腰斩”;2017年“跌地板”;2018年“坐起”。五大发电集团2015年火电利润高达882亿元,2016年只有367亿元,狂降58.4%;2017年火电亏损132亿元,除国家能源集团外,四大发电集团均亏损,亏损面达60%。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“六个原因”:

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年电改导致跑马圈地、煤电巨量扩张,2015年新电改导致市场化交易剧增、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。因此,只有综合施策,久久为功,方能破解煤电困局。

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