電力產(chǎn)能過剩，如雷貫耳，且不絕于耳；煤電經(jīng)營形勢嚴(yán)峻，“燃煤之急”，更是燃眉之急；煤電企業(yè)轉(zhuǎn)型，因時而動，亦大勢所趨。
4165小時，這一自1964年以來火電機組利用小時數(shù)新低的出現(xiàn)，標(biāo)志著我國煤電產(chǎn)能極速擴張時代的落幕，“冗余”、“嚴(yán)控”、“讓路”，這些并不令人愉快的字眼，成為曾經(jīng)破解“電荒”，為支撐我國經(jīng)濟高速發(fā)展作出巨大貢獻的煤電產(chǎn)業(yè)背負的新標(biāo)簽。曾經(jīng)的投資沖動和滯后效應(yīng)，更直接導(dǎo)致了煤電產(chǎn)業(yè)在“十三五”期間“急剎車”后的強烈俯沖態(tài)勢。
我國經(jīng)濟進入新常態(tài)，電力產(chǎn)能供大于求已成為目前發(fā)電行業(yè)的風(fēng)險源，無時不刻地沖擊著發(fā)電行業(yè)的經(jīng)營業(yè)績。據(jù)統(tǒng)計，坐擁我國煤電產(chǎn)能近90%的原五大發(fā)電集團，2015年實現(xiàn)利潤1098億元，2016年腰斬至600億元，2017年下滑至400億元。
分析原五大發(fā)電集團2017年繼續(xù)保持盈利的原因有以下三點：一是全社會用電量6.6%的恢復(fù)性增長，在業(yè)務(wù)增收的同時攤薄了固定成本，使得發(fā)電行業(yè)總體發(fā)展形勢好于年初預(yù)期；二是煤電上網(wǎng)電價平均上調(diào)1.1分，部分疏解了煤價高企施加于煤電企業(yè)的壓力；三是市場化電量比重上升至29.5%，發(fā)電側(cè)競爭從“量價血拼戰(zhàn)”中破局，競爭趨于理性化。從這三大因素中，不難反推出煤電經(jīng)營困境的三個關(guān)鍵詞——“電量”、“煤價”、“電價”。
隨著供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革的推進和淘汰關(guān)停落后機組政策的實施，2018年一季度我國基建新增煤電同比減少57.3%，化解煤電過剩產(chǎn)能得以順利推進，從嚴(yán)控制煤電新增規(guī)模效果明顯。在電力市場化深入開展的進程中，自2015年至今通過市場化手段，發(fā)電企業(yè)平均度電價格下降7分多，為降低用戶用電成本作出了巨大貢獻。在經(jīng)歷“喋血”“割肉”等不理智降價過程后，市場化電價回歸理性的同時，發(fā)電集團也深陷煤價“廠”字形高位震蕩的沖擊。雖然煤電行業(yè)在2017年的業(yè)績好于年初的預(yù)期，但是煤電作為發(fā)電企業(yè)的主營業(yè)務(wù)，主營主虧，造成了原五大發(fā)電集團整體效益的大幅下滑。在電煤價格的持續(xù)高位震蕩下，發(fā)電行業(yè)2017年燃料成本較2016年增長了2000多億元，煤電聯(lián)動多年不動，造就了煤電企業(yè)虧損面接近50%、與國家工商業(yè)利潤增長21%背道而馳的情況。
在今年的政府工作報告中提出降低一般工商業(yè)電價10%的目標(biāo)，降低全社會用能成本已成為整個電力行業(yè)在新時期的重要任務(wù)。雖然本輪降電價，重心已經(jīng)由發(fā)電側(cè)轉(zhuǎn)向電網(wǎng)側(cè)，但發(fā)輸配售處于同一產(chǎn)業(yè)鏈條之上，當(dāng)電網(wǎng)的盈利空間縮小，“蝴蝶效應(yīng)”難免會在整個產(chǎn)業(yè)鏈條上彌散。
目前，煤電的角色正逐步由電量型電源向電量、電力調(diào)節(jié)性電源轉(zhuǎn)變，煤電行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展，是新時期賦予電力行業(yè)，特別是發(fā)電行業(yè)特殊的歷史要求。
記者在走訪相關(guān)火電廠時發(fā)現(xiàn)，在全社會用電量趨緩、供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革、煤與電“冰火兩重天”的客觀歷史條件下，嚴(yán)苛的環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)、巨額的環(huán)保投入與環(huán)保電價的收支不對等，外購電比例增大，更加大了處于多領(lǐng)域改革疊加期的煤電行業(yè)轉(zhuǎn)型的難度，而60萬千瓦級以上燃煤機組轉(zhuǎn)調(diào)峰備用的靈活性劣勢，以及相關(guān)市場機制不健全，也使得相關(guān)火電企業(yè)的出路顯得更為迷茫。
如何轉(zhuǎn)變以往簡單粗暴的產(chǎn)能擴張方式，主動從傳統(tǒng)業(yè)務(wù)中抽身；調(diào)整固有坐享電量電價收益的慣性思維，以精耕細作的方式開拓業(yè)務(wù)藍海；以清潔高效、綠色低碳為導(dǎo)向完善產(chǎn)業(yè)鏈和價值鏈，實現(xiàn)市場化運作和資源的優(yōu)化配置，不僅是煤電企業(yè)作為單個個體需要考慮的問題，同時也是時代賦予電力行業(yè)的歷史之問。
單邊降價與環(huán)保政策層層加碼 擠壓煤電生存空間
曾擁有“全國最大的火電機組”等殊榮的江蘇省某受訪電廠，多年來見證和托舉著該地區(qū)經(jīng)濟的繁榮與騰飛，然而就是這座見證“不盡長江滾滾來”的電廠，如今也面臨著“無邊落木蕭蕭下”的全面虧損境地。
“從去年和今年的情況來看，廠里的經(jīng)營效益并不樂觀。目前國家推行的電改是‘管住中間、放開兩邊’，而對于火力發(fā)電廠來說，一邊是無法自身把控的煤價，另一邊是國家管制的電價，可以說是兩邊被管住了，留下中間一點點內(nèi)部管理來挖潛，但是這樣的壓縮方式畢竟有限?！笔茉L電廠相關(guān)負責(zé)人向記者介紹，“加上地方環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)對煤耗和煤質(zhì)的嚴(yán)控，以及市場化電量和外購電比例的逐步加大，作為60萬千瓦級的火電機組，在與百萬千瓦級機組相比沒有任何技術(shù)優(yōu)勢的情況下，轉(zhuǎn)調(diào)峰備用既是大形勢所趨，同時也是無奈之舉?！?/p>
據(jù)了解，江蘇省2013年~2016年大用戶直購電量總計5000億千瓦時左右，2017年市場規(guī)模達到1300億千瓦時，2018年將擴展到2000億，2019年達到3000億千瓦時，電價平均降幅從0.0299元/千瓦時收窄至0.0205元/千瓦時。受訪電廠目前的大用戶直購電比例達到60%，月度交易電量的比例也在逐步擴大；占比80%的燃料成本逐年飆升，在今年1月進場煤價曾突破1000元/噸的歷史記錄，讓0.0205元/千瓦時的降幅成為電廠承受的極限。
“電改的大勢不可逆，我們?yōu)榱诉m應(yīng)電改，在挖潛增效上采取了一系列的措施，包括技術(shù)改造、合同能源管理等方式來盡量降低消耗，提高生產(chǎn)效率。這幾年廠里投入了幾千萬元對機組進行環(huán)保改造，排放量和排放指標(biāo)都降下來了，但是地方政府現(xiàn)在不僅對煤耗有限制，同時還對煤質(zhì)作出明確的規(guī)定，現(xiàn)在不僅排放的出口被管住，原料的進口也收緊，環(huán)保改造的價值完全沒有被體現(xiàn)?！笔茉L電廠相關(guān)負責(zé)人說。
近年來，國家對火電行業(yè)施行了“史上最嚴(yán)苛”的環(huán)保政策，將其納入重點控制產(chǎn)業(yè)，執(zhí)行大氣污染特別排放限制，要求京津冀、長三角、珠三角等區(qū)域煤炭消費總量負增長。江蘇省于2016年底啟動的“263”專項行動，核心是“兩減六治三提升”，其中放在首要位置的“兩減”，則直指“煤炭消耗總量”和“落后化工產(chǎn)能”。
對于專項行動實施細則的制定，各個地方則差異明顯。就目前下達給受訪電廠的煤耗指標(biāo)來看，除了明確規(guī)定煤耗總量以外，對于煤質(zhì)則明確規(guī)定選用5500大卡動力煤，同時對含硫量等指標(biāo)嚴(yán)格執(zhí)行。
目前央企發(fā)電集團的機組已基本實現(xiàn)超低排放改造，脫硫脫硝設(shè)施達到國際領(lǐng)先水平。從節(jié)能降耗的角度來說，將市場上的劣質(zhì)煤用于改造后的機組摻燒，在提高企業(yè)效益的同時仍可滿足全國的減排控制總量目標(biāo)；從經(jīng)濟效益的角度來看，按照商品煤的管理辦法，對于已實施環(huán)保改造的電廠可以適當(dāng)放寬煤質(zhì)，提高經(jīng)濟效益。經(jīng)濟的煤價是火電廠賴以生存的利潤點，而嚴(yán)苛的環(huán)保政策對于煤耗總量和煤質(zhì)的限制，卻狠狠地掐住了火電廠經(jīng)營的“命門”。
“去年電廠機組的利用小時數(shù)達到5400小時，理應(yīng)不會形成經(jīng)營虧損，5400小時的成績是得益于對系統(tǒng)內(nèi)區(qū)域外另一30萬千瓦機組進行了發(fā)電權(quán)替代，在留下必要的成本后將所有利潤返還給對方電廠，對于我廠來說，降低了煤耗，提高了基礎(chǔ)負荷率，但是這樣的發(fā)電權(quán)替代，對于區(qū)域內(nèi)減排而言并非好事，畢竟增發(fā)了一度電，就會多產(chǎn)生一度電的污染物排放量?！彪姀S相關(guān)負責(zé)人介紹。
發(fā)電權(quán)替代一方面可以通過“代工”的方式提高企業(yè)的經(jīng)營利潤，另一方面從整體減排效果來看，通過系統(tǒng)內(nèi)部的資源優(yōu)化配置，實現(xiàn)煤耗和污染物排放量雙降，是經(jīng)濟效益和環(huán)境效益雙贏的選擇。而目前國家對地方的考核模式是以單一區(qū)域內(nèi)的環(huán)保指標(biāo)為標(biāo)準(zhǔn)，導(dǎo)致了整體減排效果被忽視。就受訪電廠而言，作為已完成污染物超低排放改造的電廠，所有機組的排放指標(biāo)都已達到同類燃機標(biāo)準(zhǔn)。而國家、省市、地區(qū)對環(huán)保指標(biāo)的考核層層加碼，不僅使企業(yè)的生產(chǎn)流程自主權(quán)有被剝奪之嫌，同時，環(huán)保改造的巨額投入和高原料成本的雙重疊加，卻不能夠通過市場化的手段及時有效地進行疏解，長此以往將進一步打擊煤電企業(yè)生產(chǎn)積極性，傷害煤電企業(yè)生存發(fā)展的根本訴求，有損煤電產(chǎn)業(yè)的健康長遠發(fā)展。
能源安全壓力與輔助服務(wù)市場缺位 影響煤電調(diào)峰進度
當(dāng)前，火電機組參與調(diào)峰，亦或作為備用電源是未來火電行業(yè)的發(fā)展趨勢，目前幾乎所有電廠都在探索調(diào)峰備用。但從技術(shù)理論上來看，60千瓦級的機組參與調(diào)峰，負荷率至少需要降到50%以下才能達到調(diào)峰要求。當(dāng)60萬機組負荷率壓減到25%，其煤耗將增加50克/千瓦時，同時調(diào)峰涉及到頻繁的啟停機，大型機組過多參與調(diào)峰既傷害機組性能，也對區(qū)域的節(jié)能減排百害而無一利。
“在目前控煤政策越來越嚴(yán)格，外購電比例不斷增加的情況下，電廠入不敷出已經(jīng)不遠了。根據(jù)目前的形勢，電廠也在積極轉(zhuǎn)變思路，根據(jù)周邊地區(qū)的用能需求分析，做熱電聯(lián)產(chǎn)項目并不具有經(jīng)濟性，因此從2016年起就開始了燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)調(diào)峰機組的建設(shè)?！彪姀S相關(guān)負責(zé)人介紹。
與燃煤機組參與調(diào)峰相比，燃氣機組具有啟?？欤苄Ц?，排放低等特點。2016年底國家能源局印發(fā)的《關(guān)于加快推進天然氣利用的意見》提出，通過推進試點、示范先行，有序支持重慶、江蘇、上海、河北等省市開展天然氣體制改革試點。鼓勵在負荷集中地區(qū)，利用現(xiàn)有土地、送出線路建設(shè)燃機項目。
從現(xiàn)實情況來看，目前江蘇省內(nèi)“十三五”燃機發(fā)展的主要路線仍以熱電聯(lián)產(chǎn)、煤改氣等項目為主；同時，省內(nèi)煤電產(chǎn)能、燃機產(chǎn)能都已相對飽和，且新能源資源相對有限，天然氣調(diào)峰項目在江蘇省內(nèi)僅有5家陸續(xù)投產(chǎn)，燃機調(diào)峰的需求程度并沒有預(yù)想中迫切。
據(jù)了解，目前江蘇省內(nèi)的火電機組利用小時數(shù)基本保持在5000小時左右，燃機調(diào)峰機組利用小時數(shù)在3500小時左右，其中自發(fā)利用小時數(shù)在1800~2000小時，其余都是通過電量替代來保證燃機的利用小時數(shù)。由于燃機的氣源供應(yīng)不穩(wěn)定，省內(nèi)的燃機利用率僅有50%。從電價層面來看，燃機的平均上網(wǎng)電價保持在0.54元/千瓦時左右，與煤電機組相比并不具有經(jīng)濟性優(yōu)勢，煤電機組的利潤用以補貼燃氣機組并不鮮見，若燃機的數(shù)量持續(xù)增加，而煤電機組利潤持續(xù)下滑，將會直接導(dǎo)致電價上揚。
“電廠若開展調(diào)峰的話，還需要國家制定相應(yīng)的政策，比如建立輔助服務(wù)市場，并且政策要落在實處。不能一方面拼命壓減電廠的負荷，讓電廠進行調(diào)峰，另一方面又沒有相應(yīng)的政策進行扶持。雖然現(xiàn)在有‘黑啟動’等支持政策，但象征性的補貼遠遠不足以補償機組進行調(diào)峰備用的損失。如果國家鼓勵備用調(diào)峰，就應(yīng)該以政策引導(dǎo)企業(yè)轉(zhuǎn)變思路?！彪姀S相關(guān)負責(zé)人建議。
我國“富煤、貧油、少氣”的資源稟賦是不爭的事實，而煤電在未來能源系統(tǒng)中是否長久占據(jù)主體電源地位仍沒有形成共識。當(dāng)前，隨著國際社會對環(huán)境要求的日益提高、能源科技的快速發(fā)展，新能源替代傳統(tǒng)能源，非化石能源替代化石能源，已成為世界各國能源變革的主流。但能源的發(fā)展需要以安全和經(jīng)濟為導(dǎo)向，而不是為了調(diào)整，卻罔顧能源結(jié)構(gòu)盲目進行。
“在今年1月份電廠發(fā)電量達到7.5億千瓦時，是近兩年發(fā)電量最多的月份，也是近期到場煤價最高的月份。一方面是出于保供電和保供熱，另一方面是受氣源影響，燃機沒有天然氣供給，第三是特高壓線路在安徽段由于大雪出現(xiàn)故障。如果以目前省內(nèi)的裝機容量和用電負荷來看，煤電機組完全可以部分關(guān)停，但每到迎峰度冬或者迎峰度夏，省里就要求電廠所有機組無論是多大的負荷，都要全部進行生產(chǎn)，就是為了防止突發(fā)性事件的發(fā)生。從目前來看，外購電還不能完全替代當(dāng)?shù)氐拿弘姍C組，且由于輸送距離過長，安全風(fēng)險系數(shù)也隨之增大?！彪姀S負責(zé)人介紹。
煤電去產(chǎn)能并不意味著“冒進”式的去煤化，煤電行業(yè)的高質(zhì)量發(fā)展是保障電力系統(tǒng)高效、安全、穩(wěn)定運行的前提，資源稟賦和長期技術(shù)積累的優(yōu)勢，也是現(xiàn)階段穩(wěn)定電價的基礎(chǔ)。盡管目前煤電產(chǎn)能相對過剩已落下實錘，但天然氣對外依存度較高，風(fēng)光電等新能源無論從電能質(zhì)量提升和電價實現(xiàn)平價上網(wǎng)等方面仍有待時日。煤電在電力供給中的保供應(yīng)主體電源地位，亦或是確保新能源大規(guī)模接入的調(diào)峰備用后備力量，都需要在合理的電價結(jié)構(gòu)和有效的激勵補償機制中進一步引導(dǎo)和確認。
記者先前走訪昆明電力交易中心時相關(guān)負責(zé)人介紹，盡管云南省的火電裝機占比不足1/5，但火電在云南省的能源結(jié)構(gòu)中仍是不可缺少的角色，火電就好比“國防軍”，在“無仗可打”的時候就要養(yǎng)兵千日，當(dāng)供給不足，電網(wǎng)安全受到“威脅”的時候，就需要“國防軍”來維護主權(quán)。在電力供需相對平衡的市場下，調(diào)峰輔助服務(wù)需要適當(dāng)體現(xiàn)價值，火電的長期備用更需要輔助服務(wù)市場來支持。云南省開展3年多的水火補償機制，既減少了棄水電量，同時維持了火電的基本生存，提高系統(tǒng)運行效率，保障了能源系統(tǒng)的穩(wěn)定和安全。
