年发电利用小时5400为何还经营困难？请看三重压力下的煤电生存样本

电力18讯：

 4165小时，这一自1964年以来火电机组利用小时数新低的出现，标志着我国煤电产能极速扩张时代的落幕，“冗余”、“严控”、“让路”，这些并不令人愉快的字眼，成为曾经破解“电荒”，为支撑我国经济高速发展作出巨大贡献的煤电产业背负的新标签。曾经的投资冲动和滞后效应，更直接导致了煤电产业在“十三五”期间“急刹车”后的强烈俯冲态势。

　　我国经济进入新常态，电力产能供大于求已成为目前发电行业的风险源，无时不刻地冲击着发电行业的经营业绩。据统计，坐拥我国煤电产能近90%的原五大发电集团，2015年实现利润1098亿元，2016年腰斩至600亿元，2017年下滑至400亿元。

　　分析原五大发电集团2017年继续保持盈利的原因有以下三点：一是全社会用电量6.6%的恢复性增长，在业务增收的同时摊薄了固定成本，使得发电行业总体发展形势好于年初预期；二是煤电上网电价平均上调1.1分，部分疏解了煤价高企施加于煤电企业的压力；三是市场化电量比重上升至29.5%，发电侧竞争从“量价血拼战”中破局，竞争趋于理性化。从这三大因素中，不难反推出煤电经营困境的三个关键词——“电量”、“煤价”、“电价”。　　

　　随着供给侧结构性改革的推进和淘汰关停落后机组政策的实施，2018年一季度我国基建新增煤电同比减少57.3%，化解煤电过剩产能得以顺利推进，从严控制煤电新增规模效果明显。在电力市场化深入开展的进程中，自2015年至今通过市场化手段，发电企业平均度电价格下降7分多，为降低用户用电成本作出了巨大贡献。在经历“喋血”“割肉”等不理智降价过程后，市场化电价回归理性的同时，发电集团也深陷煤价“厂”字形高位震荡的冲击。虽然煤电行业在2017年的业绩好于年初的预期，但是煤电作为发电企业的主营业务，主营主亏，造成了原五大发电集团整体效益的大幅下滑。在电煤价格的持续高位震荡下，发电行业2017年燃料成本较2016年增长了2000多亿元，煤电联动多年不动，造就了煤电企业亏损面接近50%、与国家工商业利润增长21%背道而驰的情况。

　　在今年的政府工作报告中提出降低一般工商业电价10%的目标，降低全社会用能成本已成为整个电力行业在新时期的重要任务。虽然本轮降电价，重心已经由发电侧转向电网侧，但发输配售处于同一产业链条之上，当电网的盈利空间缩小，“蝴蝶效应”难免会在整个产业链条上弥散。

　　目前，煤电的角色正逐步由电量型电源向电量、电力调节性电源转变，煤电行业高质量发展，是新时期赋予电力行业，特别是发电行业特殊的历史要求。

　　记者在走访相关火电厂时发现，在全社会用电量趋缓、供给侧结构性改革、煤与电“冰火两重天”的客观历史条件下，严苛的环保标准、巨额的环保投入与环保电价的收支不对等，外购电比例增大，更加大了处于多领域改革叠加期的煤电行业转型的难度，而60万千瓦级以上燃煤机组转调峰备用的灵活性劣势，以及相关市场机制不健全，也使得相关火电企业的出路显得更为迷茫。

　　如何转变以往简单粗暴的产能扩张方式，主动从传统业务中抽身；调整固有坐享电量电价收益的惯性思维，以精耕细作的方式开拓业务蓝海；以清洁高效、绿色低碳为导向完善产业链和价值链，实现市场化运作和资源的优化配置，不仅是煤电企业作为单个个体需要考虑的问题，同时也是时代赋予电力行业的历史之问。

 

单边降价与环保政策层层加码挤压煤电生存空间

 

       曾拥有“全国最大的火电机组”等殊荣的江苏省某受访电厂，多年来见证和托举着该地区经济的繁荣与腾飞，然而就是这座见证“不尽长江滚滚来”的电厂，如今也面临着“无边落木萧萧下”的全面亏损境地。

　　“从去年和今年的情况来看，厂里的经营效益并不乐观。目前国家推行的电改是‘管住中间、放开两边’，而对于火力发电厂来说，一边是无法自身把控的煤价，另一边是国家管制的电价，可以说是两边被管住了，留下中间一点点内部管理来挖潜，但是这样的压缩方式毕竟有限。”受访电厂相关负责人向记者介绍，“加上地方环保标准对煤耗和煤质的严控，以及市场化电量和外购电比例的逐步加大，作为60万千瓦级的火电机组，在与百万千瓦级机组相比没有任何技术优势的情况下，转调峰备用既是大形势所趋，同时也是无奈之举。”

　　据了解，江苏省2013年~2016年大用户直购电量总计5000亿千瓦时左右，2017年市场规模达到1300亿千瓦时，2018年将扩展到2000亿，2019年达到3000亿千瓦时，电价平均降幅从0.0299元/千瓦时收窄至0.0205元/千瓦时。受访电厂目前的大用户直购电比例达到60%，月度交易电量的比例也在逐步扩大；占比80%的燃料成本逐年飙升，在今年1月进场煤价曾突破1000元/吨的历史记录，让0.0205元/千瓦时的降幅成为电厂承受的极限。

　　“电改的大势不可逆，我们为了适应电改，在挖潜增效上采取了一系列的措施，包括技术改造、合同能源管理等方式来尽量降低消耗，提高生产效率。这几年厂里投入了几千万元对机组进行环保改造，排放量和排放指标都降下来了，但是地方政府现在不仅对煤耗有限制，同时还对煤质作出明确的规定，现在不仅排放的出口被管住，原料的进口也收紧，环保改造的价值完全没有被体现。”受访电厂相关负责人说。

　　近年来，国家对火电行业施行了“史上最严苛”的环保政策，将其纳入重点控制产业，执行大气污染特别排放限制，要求京津冀、长三角、珠三角等区域煤炭消费总量负增长。江苏省于2016年底启动的“263”专项行动，核心是“两减六治三提升”，其中放在首要位置的“两减”，则直指“煤炭消耗总量”和“落后化工产能”。

　　对于专项行动实施细则的制定，各个地方则差异明显。就目前下达给受访电厂的煤耗指标来看，除了明确规定煤耗总量以外，对于煤质则明确规定选用5500大卡动力煤，同时对含硫量等指标严格执行。

　　目前央企发电集团的机组已基本实现超低排放改造，脱硫脱硝设施达到国际领先水平。从节能降耗的角度来说，将市场上的劣质煤用于改造后的机组掺烧，在提高企业效益的同时仍可满足全国的减排控制总量目标；从经济效益的角度来看，按照商品煤的管理办法，对于已实施环保改造的电厂可以适当放宽煤质，提高经济效益。经济的煤价是火电厂赖以生存的利润点，而严苛的环保政策对于煤耗总量和煤质的限制，却狠狠地掐住了火电厂经营的“命门”。

　　“去年电厂机组的利用小时数达到5400小时，理应不会形成经营亏损，5400小时的成绩是得益于对系统内区域外另一30万千瓦机组进行了发电权替代，在留下必要的成本后将所有利润返还给对方电厂，对于我厂来说，降低了煤耗，提高了基础负荷率，但是这样的发电权替代，对于区域内减排而言并非好事，毕竟增发了一度电，就会多产生一度电的污染物排放量。”电厂相关负责人介绍。

 

　　发电权替代一方面可以通过“代工”的方式提高企业的经营利润，另一方面从整体减排效果来看，通过系统内部的资源优化配置，实现煤耗和污染物排放量双降，是经济效益和环境效益双赢的选择。而目前国家对地方的考核模式是以单一区域内的环保指标为标准，导致了整体减排效果被忽视。就受访电厂而言，作为已完成污染物超低排放改造的电厂，所有机组的排放指标都已达到同类燃机标准。而国家、省市、地区对环保指标的考核层层加码，不仅使企业的生产流程自主权有被剥夺之嫌，同时，环保改造的巨额投入和高原料成本的双重叠加，却不能够通过市场化的手段及时有效地进行疏解，长此以往将进一步打击煤电企业生产积极性，伤害煤电企业生存发展的根本诉求，有损煤电产业的健康长远发展。

 

能源安全压力与辅助服务市场缺位影响煤电调峰进度

 

当前，火电机组参与调峰，亦或作为备用电源是未来火电行业的发展趋势，目前几乎所有电厂都在探索调峰备用。但从技术理论上来看，60千瓦级的机组参与调峰，负荷率至少需要降到50%以下才能达到调峰要求。当60万机组负荷率压减到25%，其煤耗将增加50克/千瓦时，同时调峰涉及到频繁的启停机，大型机组过多参与调峰既伤害机组性能，也对区域的节能减排百害而无一利。

　　“在目前控煤政策越来越严格，外购电比例不断增加的情况下，电厂入不敷出已经不远了。根据目前的形势，电厂也在积极转变思路，根据周边地区的用能需求分析，做热电联产项目并不具有经济性，因此从2016年起就开始了燃气蒸汽联合循环调峰机组的建设。”电厂相关负责人介绍。

　　与燃煤机组参与调峰相比，燃气机组具有启停快，能效高，排放低等特点。2016年底国家能源局印发的《关于加快推进天然气利用的意见》提出，通过推进试点、示范先行，有序支持重庆、江苏、上海、河北等省市开展天然气体制改革试点。鼓励在负荷集中地区，利用现有土地、送出线路建设燃机项目。

　　从现实情况来看，目前江苏省内“十三五”燃机发展的主要路线仍以热电联产、煤改气等项目为主；同时，省内煤电产能、燃机产能都已相对饱和，且新能源资源相对有限，天然气调峰项目在江苏省内仅有5家陆续投产，燃机调峰的需求程度并没有预想中迫切。

　　据了解，目前江苏省内的火电机组利用小时数基本保持在5000小时左右，燃机调峰机组利用小时数在3500小时左右，其中自发利用小时数在1800~2000小时，其余都是通过电量替代来保证燃机的利用小时数。由于燃机的气源供应不稳定，省内的燃机利用率仅有50%。从电价层面来看，燃机的平均上网电价保持在0.54元/千瓦时左右，与煤电机组相比并不具有经济性优势，煤电机组的利润用以补贴燃气机组并不鲜见，若燃机的数量持续增加，而煤电机组利润持续下滑，将会直接导致电价上扬。

　　“电厂若开展调峰的话，还需要国家制定相应的政策，比如建立辅助服务市场，并且政策要落在实处。不能一方面拼命压减电厂的负荷，让电厂进行调峰，另一方面又没有相应的政策进行扶持。虽然现在有‘黑启动’等支持政策，但象征性的补贴远远不足以补偿机组进行调峰备用的损失。如果国家鼓励备用调峰，就应该以政策引导企业转变思路。”电厂相关负责人建议。

　　我国“富煤、贫油、少气”的资源禀赋是不争的事实，而煤电在未来能源系统中是否长久占据主体电源地位仍没有形成共识。当前，随着国际社会对环境要求的日益提高、能源科技的快速发展，新能源替代传统能源，非化石能源替代化石能源，已成为世界各国能源变革的主流。但能源的发展需要以安全和经济为导向，而不是为了调整，却罔顾能源结构盲目进行。

　　“在今年1月份电厂发电量达到7.5亿千瓦时，是近两年发电量最多的月份，也是近期到场煤价最高的月份。一方面是出于保供电和保供热，另一方面是受气源影响，燃机没有天然气供给，第三是特高压线路在安徽段由于大雪出现故障。如果以目前省内的装机容量和用电负荷来看，煤电机组完全可以部分关停，但每到迎峰度冬或者迎峰度夏，省里就要求电厂所有机组无论是多大的负荷，都要全部进行生产，就是为了防止突发性事件的发生。从目前来看，外购电还不能完全替代当地的煤电机组，且由于输送距离过长，安全风险系数也随之增大。”电厂负责人介绍。

　　煤电去产能并不意味着“冒进”式的去煤化，煤电行业的高质量发展是保障电力系统高效、安全、稳定运行的前提，资源禀赋和长期技术积累的优势，也是现阶段稳定电价的基础。尽管目前煤电产能相对过剩已落下实锤，但天然气对外依存度较高，风光电等新能源无论从电能质量提升和电价实现平价上网等方面仍有待时日。煤电在电力供给中的保供应主体电源地位，亦或是确保新能源大规模接入的调峰备用后备力量，都需要在合理的电价结构和有效的激励补偿机制中进一步引导和确认。

 

　　记者先前走访昆明电力交易中心时相关负责人介绍，尽管云南省的火电装机占比不足1/5，但火电在云南省的能源结构中仍是不可缺少的角色，火电就好比“国防军”，在“无仗可打”的时候就要养兵千日，当供给不足，电网安全受到“威胁”的时候，就需要“国防军”来维护主权。在电力供需相对平衡的市场下，调峰辅助服务需要适当体现价值，火电的长期备用更需要辅助服务市场来支持。云南省开展3年多的水火补偿机制，既减少了弃水电量，同时维持了火电的基本生存，提高系统运行效率，保障了能源系统的稳定和安全。

 

本文刊载于《中国电力企业管理》2018年05期，作者系本刊记者。

 

 

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