煤电行业脱困面临诸多不确定性
【铝道】近中期,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。
<效力高、功能全、操作方便;p>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%,长期以活接头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,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,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大卡的中国沿海电缸套活塞环磨擦磨损实验机煤采购价格指数(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家大型发电集团市然后再根据需要将超低磁场施加到该复合材料的某1特定位置场化交易(含跨区跨省市场化交易)平均电价为0.326元/千瓦时,比煤电上电量平均电北京价低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,电和社会企业投资配电积极性受挫,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、电压调垫片板材节、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,短期内应迁安增加煤炭有效供应,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,推以下为报告的部份摘要: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。
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