分散式风电市场爆发在即 民营资本活跃迹象显现

发表时间:2018年09月14日浏览量:

来源:电联新媒
    自2002年厂网分开以来,煤电亏损已成常态,其中三个时间节点尤为凸显:2008年电煤价格从2003年底的156元/吨飙升至过千元每吨,导致2008年煤电行业亏损高达700亿元;2010年到2014年,电煤价格持续在每吨600元及以上,煤电行业再度发生全行业性亏损;此后,从2016年10月开始,五大发电集团煤电板块出现整体性亏损,这一趋势已持续到2018年第二季度。2018年前4个月,电煤成本总体仍然上涨,中电联发布的CECI指数显示,5月25日5500大卡电煤成交价652元/吨,全国煤电行业电煤采购成本因此提高近300亿元,高煤价仍然是导致煤电行业大面积亏损的最主要因素。
    煤价凶猛和电价管制,年复一年,煤电企业的长期大面积亏损成为影响电力行业可持续发展的主要矛盾。
    旧疾未除,新患又生。2017年4月,本刊刊发了《煤电夹缝求生》系列封面文章,全面分析报道了自2016年10月以来,受煤电标杆电价下调、市场交易电量激增、电煤价格大幅上涨、利用小时数持续下降以及环保改造投入上升等多重因素挤压,煤电行业再次陷入全面亏损。为此,本刊提出了“有效增加煤炭供给,平抑电煤价格;推进煤电联营,打造煤电利益共同体;加强企业内部管理,做好提质减量;开拓国际市场,增加新的经济增长点;完善电力市场机制,建立电力辅助服务市场;规范燃煤自备电厂”等一系列政策建议与具体措施。
    当期杂志出版发行后,在煤电行业产生了强烈反响,部分煤电企业甚至把这期封面文章作为全体员工学习的读本,纷纷参照制定相应对策,力争摆脱企业发展困境。这之后,国家又制定出台了一系列规范调控煤电发展的宏观政策:2017年7月,国家发改委等16部门发布了《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》(发改能源[2017]1404号);2018年3月,国家发改委又先后发布了《2018年煤电化解过剩产能工作要点》(发改运行[2018]544号)和《燃煤自备电厂规范建设和运行专项治理方案(征求意见稿)》;国家能源局出台了《关于发布2021年煤电规划建设风险预警的通知》等文件。
    据中电联1-4月份电力运行统计月报显示,2018年1-4月全国基建新增煤电装机581万千瓦,同比减少43.1%,全国严控煤电新增规模效果明显,煤电去产能的宏观调控已初见成效。
    但是,煤电亏损却呈蔓延之势。不论是在企业调研采访,还是与业内专家座谈,亦或与政府官员交流,我们发现,现阶段煤电发展两大认识误区干扰政府决策和企业经营,制约煤电高质量发展新业态的形成,从而影响我国煤电行业的可持续发展。
    误区一:“煤电联动能有效解决电煤矛盾,煤电一体化使电煤矛盾内生化。”
    自2006年电煤价格第一波快速上涨以来,煤电行业利润随着电煤价格的涨跌而起落。尤其是在2013年国家取消电煤重点合同、实行电煤价格并轨以来,在“市场煤”“计划电”双重体制架构下,可以说,煤电企业命运完全被煤炭行业所操控;虽然配套有煤电联动机制,但常常是联而不动;即使联动,也仅是杯水车薪。在这种扭曲的体制机制下,煤电企业腾挪空间越来越有限,导致了煤电企业普遍的高负债率和长期亏损。
    据江苏某发电厂经营管理部负责人介绍,2017年入厂不含税的标煤价为693元/吨,两台在运66万千瓦超超临界机组的发电煤耗为290克/千瓦时(同类机组世界领先水平),上网目录电价为0.391元/千瓦时,机组全年利用小时为5400小时(其中60%为直购电和部分替代电量),但这两台机组还是没有实现盈利,集团公司系统内30万千瓦煤电机组则全部发生亏损。当电煤价格处于高位时,煤价占煤电企业经营成本的70%,甚至高达80%多,而在特定客观条件下靠内部挖潜是有极限的。当前,正值国家大力降低企业用能成本之际,启动煤电联动则更加不现实。该负责人预测,按照上半年入厂电煤价格水平,公司2018年经营必将发生全面亏损。
    自2004年颁布实施煤电价格联动政策以来,国家也先后两次对煤电价格联动政策进行修订与完善,并依据该政策分四次对上网标杆电价和销售电价进行联动调整。此外,在2013年10月和2014年9月,也曾两度下调上网电价,但销售电价并未下调。从过去10多年煤电联动实施情况看,煤电价格联动虽部分缓解了煤、电企业双方的矛盾,但由于政策设计本身不尽合理、政策执行不到位等,并没能从根本上解决煤电价格矛盾。换来言之,在电煤价格快速上涨时期,煤电企业只能以煤电联动为预期来疏导价格,本质上还是政府这只看得见的手在掌控。这么多年来,煤电之争实际上是市场与计划的矛盾造成的,是上下游两种完全不同的定价机制导致的。因此,煤电联动政策即使怎么完善,也没法彻底解决电煤矛盾。
    为应对煤电矛盾,自上世纪九十年代神华集团成立之初,为更有效地消化产能开始布局电厂,煤电一体化就此成为能源企业发展战略的重要选项之一。2004年9月,中电投收购蒙东霍林河煤矿,成为中央发电企业的第一个煤电一体化项目。从2007年起,为缓解电煤价格高涨、煤电联动滞后的矛盾,当时的五大发电集团均开始进入煤炭行业,煤电一体化发展进入一个新的阶段。煤电一体化使发电企业扩大了盈利空间,同时也带来“增大了市场风险、加大了生产管理成本和加剧了煤炭资源的竞争”等问题,有人据此得出结论认为,煤电一体化使电煤矛盾内生化。
    在“市场电”没有真正确立之前,怎样才能有效解决煤电矛盾?对此,中国大唐集团有限公司政策研究室主任李云峰认为,当前加快推进煤电战略性重组,有助于从根本上解决煤炭与电力行业利益不一致、增强煤电产业链的稳定性与抗风险能力、促进国有资本优化布局、建立世界一流能源企业,是破解煤电顶牛矛盾现实合理的选择。换而言之,积极推进煤电一体化战略,促使发电企业加快向综合能源集团转型,是当前发电集团做实做强和实现可持续发展的最佳路径。煤电一体化,可以使煤炭企业与发电企业发挥各自比较优势和提高发展协同性、规模经济性,可以消除煤炭与电力企业重复建设、化解过剩产能,还可以促进煤炭和电力企业走出生存困境、实现煤炭资源清洁高效利用和高附加值利用。积极稳妥地实施煤电一体化战略,并不会使电煤矛盾内生化。
    李云峰指出,新形势下,要加快煤电行业战略性重组,必须以实现“1+1>2”的重组效果为目标,要切实做好四方面工作:一是坚持以市场配置为原则,避免行政性“拉郎配”;二是注重分类施策、因企施策,注重发挥多种资本重组方式的灵活性与适用性;三是尊重行业客观发展规律,注重发挥资源互补和专业协同效应;四是注重防范市场垄断风险,有效发挥市场竞争在资源优化配置中的决定性作用。
    当前,煤电企业应深入分析总结国家能源投资集团有限责任公司成立近一年来的经验,从国电集团与神华集团的合并重组实践中吸取经验与智慧,更加稳妥、更加科学地实施煤电行业战略性重组和煤电一体化战略。

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