近中期,煤電仍是保障我國能源電力安全穩(wěn)定供應的主體電源,具有較大優(yōu)化空間。繼2008年后,2017年五大發(fā)電集團煤電業(yè)務再現整體虧損。中國電力企業(yè)聯(lián)合會日前發(fā)布的《中國電力行業(yè)年度發(fā)展報告2018》指出,煤電長期經營困難甚至虧損,極大地削弱了煤電清潔發(fā)展的能力。

時臨迎峰度夏用電旺季,經濟運行延續(xù)穩(wěn)中向好拉動電力需求保持較快增長,進一步疊加季節(jié)性因素,電煤價格仍有上漲動力;電力市場化交易規(guī)模繼續(xù)擴大,電價仍有下行壓力,多重擠壓下,煤電行業(yè)脫困面臨諸多不確定性。

煤電經營困難影響電力穩(wěn)定供應

報告顯示,2016年下半年以來,煤炭供需持續(xù)緊張,電煤價格上漲并長期高于國家設定的500元/噸至570元/噸的“綠色區(qū)間”。據調研測算,2017年五大發(fā)電集團到場標煤單價比上年上漲34%,導致電煤采購成本比上年提高920億元左右;全國煤電行業(yè)因電煤價格上漲導致電煤采購成本提高2000億元左右,導致煤電行業(yè)大面積虧損。

報告援引國家統(tǒng)計局數據稱,2017年全國規(guī)模以上發(fā)電企業(yè)資產總額7.6萬億元,比上年增長4.2%;負債總額5.1萬億元,比上年增長3.8%;受電煤價格大幅上漲、市場化交易量增價降等因素影響,全國規(guī)模以上火電企業(yè)僅實現利潤207億元,比上年下降83.3%,直接造成發(fā)電企業(yè)利潤同比下降32.4%。

據中電聯(lián)調查,截至2017年年底,五大發(fā)電集團電力業(yè)務收入9559億元,比上年增長9.1%;電力業(yè)務利潤總額310億元,比上年下降64.4%,其中火電業(yè)務虧損132億元,繼2008年后再次出現火電業(yè)務整體虧損。

受火電利潤大幅下滑影響,2017年火電資產負債率升至68.4%,較2016年提高0.7個百分點。

中電聯(lián)行業(yè)發(fā)展與環(huán)境資源部副主任薛靜表示,煤電發(fā)電量占全國發(fā)電量的65%,長期以來在電力系統(tǒng)中承擔著電力安全穩(wěn)定供應、應急調峰、集中供熱等重要的基礎性作用,在未來二三十年內,煤電在清潔發(fā)展的基礎上,仍將發(fā)揮基礎性和靈活性電源作用,仍是為電力系統(tǒng)提供電力、電量的主體能源形式。煤電長期經營困難甚至虧損,不利于電力安全穩(wěn)定供應,也極大削弱了煤電清潔發(fā)展的能力,煤電清潔發(fā)展的任務更加艱巨。

“在此情況下,煤電進一步支撐輔助服務、調峰服務、清潔改造、超低排放、脫硫脫硝運行的能力減弱,實際上保障煤電清潔發(fā)展的能力減弱了。”薛靜說。

多重擠壓下煤電脫困不利因素增多

薛靜表示,2018年前五個月,從中電聯(lián)摸底情況看,受益于全社會用電量快速增長、煤電出力增加等因素,煤電效益略好于去年,但全年情況仍不確定。

一方面煤價持續(xù)高位運行吞噬煤電盈利空間。隨著煤炭行業(yè)去產能和供給側結構性改革的不斷推進,實體經濟穩(wěn)步向好,工業(yè)耗煤需求增加。國家統(tǒng)計局數據顯示,5月PMI指數51.9%,創(chuàng)出2017年10月以來新高,1-5月份,規(guī)模以上工業(yè)增加值同比增長6.9%,增速比上年同期加快0.2個百分點。從前五個月煤炭供需基本面看,1-5月全國原煤累計產量139829萬噸,同比增長4%,同期全國火電發(fā)電量19914億千瓦時,同比增長8.1%;鋼材產量完成43467.1萬噸,同比增長6.2%,主要耗煤行業(yè)增速快于原煤產量。

工業(yè)需求旺盛疊加高溫天氣,原本用煤淡季的5月,煤炭日耗一度接近80萬噸。進入6月份沿海六大電廠日耗有所回落,但總體水平仍高于去年同期。煤炭市場網數據顯示,截至6月25日沿海六大電廠日耗68.69萬噸,高于去年同期8.01萬噸。

發(fā)改委預計,今年迎峰度夏期間,電煤需求大幅增加,局部地區(qū)、個別時段可能存在供需偏緊。

未來一段時間,產區(qū)環(huán)保及安全檢查、電廠日耗大幅增長等將構成煤價上漲因素。中電聯(lián)數據顯示,4月份以來,5500大卡的中國沿海電煤采購價格指數(CECI沿海指數)步入上升通道,截至6月21日當周,5500大卡CECI沿海指數成交價為695元/噸,比4月19日當周上漲22%?！澳壳皝砜?我們仍然認為煤價高位運行可能給煤電企業(yè)帶來很大困難?！毖o說。

另一方面在電力裝機總體過剩的情況下,電力市場化交易規(guī)模擴大,發(fā)電企業(yè)讓利增加。中電聯(lián)數據顯示,2017年市場化交易電量約1.6萬億千瓦時、同比增長超過60%,市場化交易電量占全社會用電量的25.9%,比重比上年提高7個百分點。其中五大發(fā)電集團的市場化電量比重則達到了35.1%,大大高于全國平均水平。

中電聯(lián)資料顯示,2017年包括華能、大唐、華電、國家能源在內的10家大型發(fā)電集團市場化交易(含跨區(qū)跨省市場化交易)平均電價為0.326元/千瓦時,比煤電上網電量平均電價低0.04元/千瓦時。2018年一季度大型發(fā)電集團煤電市場化交易電價0.33元/千瓦時,較平均上網電價下降0.34元/千瓦時。

在降價讓利與燃料成本上升的雙重擠壓下,煤電行業(yè)經營形勢受到嚴峻考驗。

“市場煤”“計劃電”矛盾依然待解

事實上煤電矛盾由來已久,隨著煤炭價格上漲與下跌,煤企與電企的盈利如同蹺蹺板,而其根源在于“市場煤”與“計劃電”的矛盾難以有效疏解。報告稱,當前電力上游至電力各產業(yè)鏈乃至用戶側價格仍以計劃調控為主導,缺乏合理的市場化疏導機制,導致發(fā)電企業(yè)尤其是煤電企業(yè)的合理利潤空間被肆意擠壓,輸配電成本歸集和電價交叉補貼沒有科學的監(jiān)審標準,電網和社會企業(yè)投資配電網積極性受挫,行業(yè)可持續(xù)發(fā)展能力減弱。

我國煤電與新能源發(fā)展相輔相成,隨著新能源加快發(fā)展,煤電將逐步從電量提供主體向容量提供主體發(fā)展。電量上煤電為新能源“讓路”將是大勢所趨;同時隨著新能源裝機增加,系統(tǒng)對調峰容量的需求將不斷提高,煤電仍是當前最經濟可靠的調峰電源,為支撐新能源消納,仍然需要一定的煤電機組提供調峰、調頻、電壓調節(jié)、黑啟動等服務。

針對當前發(fā)電企業(yè)尤其是煤電企業(yè)持續(xù)虧損局面,短期內應增加煤炭有效供應,督促煤電簽訂和履行電煤中長期合同,確保電煤價格穩(wěn)定在綠色區(qū)間運行。綜合考慮煤炭先進產能的生產成本和發(fā)電企業(yè)的成本承受能力,公平合理確定電煤價格,推動煤電雙方形成“利益共享,風險共擔”的長效機制。

有業(yè)內人士認為,在“市場電”尚未真正確立之前,需要加快推進煤電行業(yè)戰(zhàn)略性重組,增強煤電產業(yè)鏈的穩(wěn)定性與抗風險能力。

“隨著我國經濟發(fā)展由高速增長階段轉向高質量發(fā)展階段,不同電源之間的利益平衡成為制約電力轉型的關鍵問題,近年來涉及煤電產業(yè)鏈的多項改革相繼落地,煤電行業(yè)面臨多重挑戰(zhàn)。從短期來看,煤電在全行業(yè)虧損的背景下還面臨產能過剩風險;從長期來看,煤電在綠色低碳發(fā)展背景下的轉型之路仍撲朔迷離?！敝袊暧^經濟研究院能源所姚明濤博士表示,要處理好煤電發(fā)展長期和短期的關系,推動煤電產業(yè)轉型,不能僅聚焦煤炭價格,在當前應注重合理控制煤電規(guī)模,在總量合理的基礎上推動區(qū)域布局、結構類型更加平衡;從長期來看則應在市場化改革中發(fā)揮好煤電更為貼近并了解用戶、資源綜合利用潛力大的優(yōu)勢,充分挖掘其在綠色低碳轉型中的支撐和托底作用,確保煤電行業(yè)可以生存到合理的年代,逐步有序地退出。(記者 梁曉云)