煤电行业脱困面临诸多不确定性
目前,煤电仍是保障我国能源电力安全稳定供应的主体电源,具有较大优化空间。继2008年后,2017年五大发电集团煤电业务再现整体亏损。中国电力企业联合会日前发布的《中国电力行业年度发展报告2018》指出,煤电长期经营困难甚至亏损,极大地削弱了煤电清洁发展的能力。
时临迎峰度夏用电旺季,经济运行延续稳中向好拉动电力需求保持较快增长,进一步叠加季节性因素,电煤价格仍有上涨动力；电力市场化交易规模继续扩大,电价仍有下行压力,多重挤压下,煤电行业脱困面临诸多不确定性。
煤电经营困难影响电力稳定供应
报告显示,2016年下半年以来,煤炭供需持续紧张,电煤价格上涨并长期高于国家设定的500元/吨至570元/吨的“绿色区间”。据调研测算,2017年五大发电集团到场标煤单价比上年上涨34%,导致电煤采购成本比上年提高920亿元左右；全国煤电行业因电煤价格上涨导致电煤采购成本提高2000亿元左右,导致煤电行业大面积亏损。
报告援引国家统计局数据称,2017年全国规模以上发电企业资产总额7.6万亿元,比上年增长4.2%；负债总额5.1万亿元,比上年增长3.8%；受电煤价格大幅上涨、市场化交易量增价降等因素影响,全国规模以上火电企业仅实现利润207亿元,比上年下降83.3%,直接造成发电企业利润同比下降32.4%。
据中电联调查,截至2017年年底,五大发电集团电力业务收入9559亿元,比上年增长9.1%；电力业务利润总额310亿元,比上年下降64.4%,其中火电业务亏损132亿元,继2008年后再次出现火电业务整体亏损。
受火电利润大幅下滑影响,2017年火电资产负债率升至68.4%,较2016年提高0.7个百分点。
中电联行业发展与环境资源部副主任薛静表示,煤电发电量占全国发电量的65%,长期以来在电力系统中承担着电力安全稳定供应、应急调峰、集中供热等重要的基础性作用,在未来二三十年内,煤电在清洁发展的基础上,仍将发挥基础性和灵活性电源作用,仍是为电力系统提供电力、电量的主体能源形式。煤电长期经营困难甚至亏损,不利于电力安全稳定供应,也极大削弱了煤电清洁发展的能力,煤电清洁发展的任务更加艰巨。
“在此情况下,煤电进一步支撑辅助服务、调峰服务、清洁改造、超低排放、脱硫脱硝运行的能力减弱,实际上保障煤电清洁发展的能力减弱了。”薛静说。
多重挤压下煤电脱困不利因素增多
薛静表示,2018年前五个月,从中电联摸底情况看,受益于全社会用电量快速增长、煤电出力增加等因素,煤电效益略好于去年,但全年情况仍不确定。
一方面煤价持续高位运行吞噬煤电盈利空间。随着煤炭行业去产能和供给侧结构性改革的不断推进,实体经济稳步向好,工业耗煤需求增加。国家统计局数据显示,5月PMI指数51.9%,创出2017年10月以来新高,1-5月份,规模以上工业增加值同比增长6.9%,增速比上年同期加快0.2个百分点。从前五个月煤炭供需基本面看,1-5月全国原煤累计产量139829万吨,同比增长4%,同期全国火电发电量19914亿千瓦时,同比增长8.1%；钢材产量完成43467.1万吨,同比增长6.2%,主要耗煤行业增速快于原煤产量。
工业需求旺盛叠加高温天气,原本用煤淡季的5月,煤炭日耗一度接近80万吨。进入6月份沿海六大电厂日耗有所回落,但总体水平仍高于去年同期。煤炭市场网数据显示,截至6月25日沿海六大电厂日耗68.69万吨,高于去年同期8.01万吨。
发改委预计,今年迎峰度夏期间,电煤需求大幅增加,局部地区、个别时段可能存在供需偏紧。
未来一段时间,产区环保及安全检查、电厂日耗大幅增长等将构成煤价上涨因素。中电联数据显示,4月份以来,5500大卡的中国沿海电煤采购价格指数(CECI沿海指数)步入上升通道,截至6月21日当周,5500大卡CECI沿海指数成交价为695元/吨,比4月19日当周上涨22%。“目前来看,我们仍然认为煤价高位运行可能给煤电企业带来很大困难。”薛静说。
另一方面在电力装机总体过剩的情况下,电力市场化交易规模扩大,发电企业让利增加。中电联数据显示,2017年市场化交易电量约1.6万亿千瓦时、同比增长超过60%,市场化交易电量占全社会用电量的25.9%,比重比上年提高7个百分点。其中五大发电集团的市场化电量比重则达到了35.1%,大大高于全国平均水平。
中电联资料显示,2017年包括华能、大唐、华电、国家能源在内的10家大型发电集团市场化交易(含跨区跨省市场化交易)平均电价为0.326元/千瓦时,比煤电上网电量平均电价低0.04元/千瓦时。2018年一季度大型发电集团煤电市场化交易电价0.33元/千瓦时,较平均上网电价下降0.34元/千瓦时。
在降价让利与燃料成本上升的双重挤压下,煤电行业经营形势受到严峻考验。
“市场煤”“计划电”矛盾依然待解
事实上煤电矛盾由来已久,随着煤炭价格上涨与下跌,煤企与电企的盈利如同跷跷板,而其根源在于“市场煤”与“计划电”的矛盾难以有效疏解。报告称,当前电力上游至电力各产业链乃至用户侧价格仍以计划调控为主导,缺乏合理的市场化疏导机制,导致发电企业尤其是煤电企业的合理利润空间被肆意挤压,输配电成本归集和电价交叉补贴没有科学的监审标准,电网和社会企业投资配电网积极性受挫,行业可持续发展能力减弱。
我国煤电与新能源发展相辅相成,随着新能源加快发展,煤电将逐步从电量提供主体向容量提供主体发展。电量上煤电为新能源“让路”将是大势所趋；同时随着新能源装机增加,系统对调峰容量的需求将不断提高,煤电仍是当前最经济可靠的调峰电源,为支撑新能源消纳,仍然需要一定的煤电机组提供调峰、调频、电压调节、黑启动等服务。
针对当前发电企业尤其是煤电企业持续亏损局面,短期内应增加煤炭有效供应,督促煤电签订和履行电煤中长期合同,确保电煤价格稳定在绿色区间运行。综合考虑煤炭先进产能的生产成本和发电企业的成本承受能力,公平合理确定电煤价格,推动煤电双方形成“利益共享,风险共担”的长效机制。
有业内人士认为,在“市场电”尚未真正确立之前,需要加快推进煤电行业战略性重组,增强煤电产业链的稳定性与抗风险能力。
“随着我国经济发展由高速增长阶段转向高质量发展阶段,不同电源之间的利益平衡成为制约电力转型的关键问题,近年来涉及煤电产业链的多项改革相继落地,煤电行业面临多重挑战。从短期来看,煤电在全行业亏损的背景下还面临产能过剩风险；从长期来看,煤电在绿色低碳发展背景下的转型之路仍扑朔迷离。”中国宏观经济研究院能源所姚明涛博士表示,要处理好煤电发展长期和短期的关系,推动煤电产业转型,不能仅聚焦煤炭价格,在当前应注重合理控制煤电规模,在总量合理的基础上推动区域布局、结构类型更加平衡；从长期来看则应在市场化改革中发挥好煤电更为贴近并了解用户、资源综合利用潜力大的优势,充分挖掘其在绿色低碳转型中的支撑和托底作用,确保煤电行业可以生存到合理的年代,逐步有序地退出。
(来源:经济参考报)
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