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煤电解局:如何度过第二个困难期?

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自“十三五”以来,过去唯一的煤电已经进入“第二个困难时期”并陷入泥潭。在“十四五”期间的关键节点,燃煤电力公司的运营状况仍不容乐观。在新能源的巨大变化下,燃煤电力企业的出路是什么?

文字|陈宗发

最近,一些研究机构,政府部门和能源公司已经开始筹备能源和电力“十四五”规划。新计划的基调毫无悬念。在未来一段时间内,中国将继续大力推进绿色发展和清洁转型。可再生能源将继续增长,高碳化石能源将大大减少。

此时,中国的燃煤电力尚未摆脱“第二个困难时期”。自“十三五”以来,中国的燃煤电力业务表现像“滑梯”一样“放缓”:2016年“腰部”; 2017年“摔倒在地”; 2018年“坐起来”。除了损失之外,发电集团的资产负债率长期以来一直处于较高水平,虽然低于2008年的85%,但仍然接近2018年78%。巨额财务费用侵蚀了当前的利润。

目前,云南,贵州,东北,青海,河南等地区的燃煤电力企业整体亏损。一些燃煤电力公司破产,依靠集团担保和贷款生存,有的甚至关闭和破产,以及一些电力公司的表现。面对ST和退市的风险,很难变得更好。

如此严峻的形势也出现在2008 - 2011年煤电历史上的“第一个困难时期”。五大发电集团火电累计亏损921亿元。 2012 - 2014年,火电运行情况逐年好转,2015年业绩“高居榜首”,进入2002年电力改革以来的最佳时期。

在能源清洁和转型的背景下,中国的能源结构不断优化,清洁可再生能源正在迅速发展。然而,“煤基,煤基电力,石油和天然气进口”的能源格局尚未从根本上动摇。煤炭和燃煤发电仍是主要的能源来源。

煤电在能源结构中仍具有“567”的比例优势。 2018年,中国的电力装机容量达到19亿千瓦,其中:煤电装机容量为10.1亿元,占53%;煤机发电量4.45万亿千瓦时,占64%;燃料成本约占燃煤发电成本的70%。

在这种情况下,在下一个五年计划的关键节点,如何解决前所未有的混乱和尴尬局面,找到现代能源系统的新定位,确保燃煤电力的清洁和有效利用,高质量的生存和发展,仍然是无法回避的核心话题之一。

煤电的第二个困难时期

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燃煤发电的难度,一组数据足以说明:2015年五大发电集团的火电利润达到882亿元,而2016年仅为367亿元,下降58.4%; 2017年,除国家能源集团外,火电损失为132亿元。四大发电集团均亏损,亏损率为60%。 2018年,全国火电企业实现利润323亿元,亏损率仍为43.8%。现在,是否有可能在2019年“继续”,是否有可能在2020年全面“开展富裕”仍有待观察。

不可否认的是,中国煤电清洁发展取得了积极成果,大气污染物排放量迅速下降,发电效率持续提高,碳排放强度不断下降,用水量和废水排放量逐年下降,综合固体废物的利用率显着增加。技术和污染物控制技术已达到世界先进水平。然而,燃煤电力行业目前面临各种困惑,处于“第二个困难时期”,主要表现在:

首先,煤电的前景不明朗,社会纠纷非常大。多年来,在未来的能源结构中,无论是否需要煤电,还是煤电的作用,社会一直争论不休,没有达成共识,煤电前景混乱。

以气候专家和新能源公司为代表的一个集团认为,煤炭污染,清洁能源转型就像搬家一样。如果不扔掉煤炭和电力的“老沙发”,就不能购买可再生能源,“新沙发”因为没有空间,中国的“三废”现象是煤电规模过大造成的。

以燃煤电力公司为代表的派系认为,煤电不能被“妖魔化”。中国是一个富裕的煤炭国家。可再生能源不稳定且经济。它必须在关键时刻依靠煤电,燃煤电力通过超低排放转化。要实现清洁利用,仍然需要依靠煤电并发展煤电。

其次,在市场竞争和新能源的挤压下,发电产能过剩,煤炭价格下跌。中国的用电量增长达到了新的水平,“十五”计划增长了13%; “十一五”规划增长11.1%; “十二五”规划增长5.7%; “十三五”计划预计将增长3.6-4.8%。目前,中国的电力生产能力过剩,发电行业的系统性风险正在增加。

火电利用小时数从2004年的5,991小时下降到2016年下降到4,165小时。2017年和2018年价格稳定,分别达到4,209小时和4,361小时,但设备的平均利用率已降至约50%。它处于停滞状态。

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在同一时期,绿色能源发展的步伐明显加快。风,光,水,核能,天然气和生物质同时得到推广。特别是风电已经“疯狂”,光伏发电已经急于安装“狂热”,清洁能源装机容量的比例显着增加。截至2018年底,中国的非化石能源装机容量为7.76亿千瓦,占总容量的40.8%;非化石能源发电量2.16万亿千瓦时,占发电总量的30.9%。此外,近年来,新能源补贴已经消退,互联网接入成本提高,市场竞争力显着提高。煤电必须为优先消费清洁能源做出让步。

此外,随着2015年新电力改革的推进和发电计划的大幅度放开,全面招标的时代已经开始,煤电首先首当其冲,“降价潮”已横扫全国。一些地区的燃煤电力公司“不可分割,无法生存”,陷入了生存危机。

第三,由于煤炭产能,煤炭价格“工厂”的趋势,燃煤企业的燃料成本很高。 2016年,宏观经济开始企稳,煤炭需求反弹,上涨0.5%。由于政府限制生产和减产,原煤产量仅为33.6亿吨,下降9.4%,导致市场供不应求,煤炭价格大幅反弹;贵州,东北等地煤炭供应“紧急”,当地政府不得不采取措施限制出货。在2017年和2018年,尽管产量释放,煤炭需求增加,煤炭价格波动较高,呈“工厂”趋势。

到2018年底,煤炭生产能力10亿吨的任务已基本完成。煤矿数量已减少到5,800个,平均产能增加到92万吨/年。山西,陕西和内蒙古的产量占全国的74.3%。反映燃料成本的CECI沿海煤炭采购综合价格为5,500大卡,2017年和2018年分别为650-700元/吨和571-635元/吨,均超过国家绿化区。

“十三五”规划,煤炭市场紧张平衡和煤炭价格再高,对发电行业的直接影响是燃煤发电,燃料成本增加,导致煤炭的表现和电力行业两天。

第四是降低能源成本,降低煤电价格,政府和市场“双管齐下”。为了提高实体的竞争力和稳定经济增长,2015年,该国采取了供应方结构改革,以降低能源成本。一方面,政府不断降低燃煤基准价格。自2013年以来,它已经降低了四倍并且一度增加。每千瓦时的净价格已下调6.34点,优惠电价和低于基准价格的特殊电价已被取消。我们将制定用电计划,大幅提高市场交易能力,不断创新交易品种,降低燃煤电力市场的交易价格。以发电集团为例,2015 - 2018年综合交易价格分别为9.3点,6.3点,4.7点和5.2点/千瓦时。

中提到的“交易公平,价格合理”的目标。明文中规定的煤电联动也成为“镜中镜子,月亮之水”,严重危害了燃煤电力的生存和安全。

五是环境保护政策超重,环境保护边际效应下降,相关政策落实不到位。 “十三五”期间,国家出台了一系列严格的煤电股份环保措施,严格淘汰落后产能2亿千瓦;完成燃煤机械超低排放改造,限时节能改造和灵活改造,共计9.8亿千瓦。现有煤机的煤耗低于310克/千瓦时;清理标准自备电厂,严格执行节能环保标准;率先实施火电污染物排放许可,并将排污费改为环保税;每千瓦时单位电源的碳排放强度控制在550 650克煤和煤机,启动碳排放交易;全面开展中央环境监督和生态文明建设年度评估。

与此同时,国家还发挥了“组合拳击”,严格控制燃煤发电新增能力,并暂停建设150万千瓦的燃煤发电。到2020年,燃煤发电量不会超过11亿千瓦,新煤耗将低于300克/千瓦时。由于中国的煤炭机械年轻,先进,升级,环境保护的边际效应逐年下降。

虽然国家鼓励节能减排,实施节能调度,但环保电价的引进总量为3.5点/千瓦时,但难以保证和补偿煤机的巨大环保投入。特别是在燃煤投标交易中难以实现环保电价和激励力。从长远来看,燃煤碳排放成本的增加将成为未来的新挑战。

中国燃煤发电造成的上述混乱有六个原因:

世界正在变暖,中国经常出现烟雾;

全球能源清洁转型,掀起新能源革命;

世界的“去煤化”浪潮,中国频繁的环境风暴,清洁可再生能源发展;

市场系统性风险加大,煤炭市场供应紧张,电力市场产能过剩,煤电矛盾突破,煤电联动不到位;

政策取向不够好,能源成本降低,煤炭产能不足;

2002年,电力改革导致煤电大量扩张。 2015年,新的电力改革导致市场交易急剧增加。

简而言之,这是气候变化,能源变化趋势,市场风险增加,国家政策导向,电力企业管理发展战略和重大事件影响等各种因素共同作用的结果。

综合政策可以打破煤电困境

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面对各种困惑和严峻形势,中国的燃煤电力企业如何解决未来的问题,谋求发展?它已成为电力行业广泛考虑和精心探索的一个重大而紧迫的问题。就个人而言,只有通过全面的政策和长期的成功才能赢得未来。

(1)识别情况,找到正确的位置。

清洁低碳是未来能源发展的方向,能源清洁转型是一个重要的国际趋势。近年来,欧盟将重点放在“可再生能源时代”。例如,德国颁布了《可再生能源法》,放弃煤炭,放弃核能,全面发展风电和光伏,实施全电力化战略。即使是美国提议“振兴煤炭工业”,废除奥巴马(0x9A8B),并撤回(0x9A8B)?

事实上出乎意料。从2000年到2017年,美国能源消费结构中的煤炭消费量从24.6%下降了14.3%。今年4月,可再生能源装机容量和发电量均超过燃煤发电,并宣布进入“新能源时代”,强调“创新”和“化石能源利用”,内容是稳定石油、增加天然气、减少煤炭、稳定核能。大力发展可再生能源。

2018年,北上广深、深圳等一线城市关停燃煤发电机组实现“气化”;青海成功实现“9号绿色电力”持续清洁能源供应;张家口是国家可再生能源示范区。氖.氢能产业初具规模,可再生能源消费增长29%,占全球增长的45%。我国非化石能源消费占一次能源消费的14.3%。

未来,中国将继续加快绿色发展步伐,形成水、核、风、光、气、氢、生物质能相结合的“清洁家庭”。清洁装机容量比重将显著提高,这意味着燃煤发电的生活空间将继续存在。减少。同时,要从根本上解决“三弃”问题,必须通过煤炭电力升级改造、建设峰值电源、发展储能技术、加强需求侧管理等途径,提高电网调整能力。铰链。

当然,由于我国石油天然气资源的缺乏,供电结构的现状以及煤炭电力的经济稳定,煤炭电力在未来仍有一定的发展空间,长期以来是必不可少的。

在这方面,我们必须头脑清醒,科学地预先判断,并把“建立一个清洁,低碳,安全,高效的能源系统”作为历史使命和责任。中国燃煤发电的战略定位将逐步由“主力,基本地位和支持”推动。 “转向”基础负荷供电和调节供电并支付相等“的作用,以充分吸收清洁能源峰值,确保电力安全供应;清洁可再生能源将成为电力供应的主体(2030年: 50%; 2035:超过70%);分布式能源,微电网,多能量互补等将成为重要的新能源供应方式。

(2)提前撤退并积极减少金额。

自2007年以来,燃煤发电一直在积极“上下”,耗资1亿千瓦。 “十三五”规划淘汰落后产能2亿千瓦,停产1.5亿千瓦,累计2.7亿千瓦。然而,燃煤发电仍然存在库存量大,比例高,设备闲置,运行困难等问题。为此,请执行以下步骤:

- 深化供给侧改革,积极减少“无效供应”。一方面,要继续实施“十三五”国家和地方政府解决燃煤发电过剩能力,淘汰落后产能,实施“强制停产”的政策。不需要的电力单位少于300,000千瓦;行业必须抓住机遇,采用停工补偿政策,实施一些老龄化单位,没有转亏为盈,没有达到能耗标准,无法投资转型,未经批准或许可证不足的非法单位。积极关闭,以提高设备利用效率,促进新能源的吸收和火电行业的组装,实现电力市场从盈余到平衡的转变。

- 谨慎“购买新摊位”,以实现电力市场供需的再平衡。在“十三五”规划中,国家禁止在京津冀地区,长三角和红橙警戒省建设燃煤发电,暂停1.5亿的煤电千瓦全国。目前,“十三五”电力消费实际增长不应超过预期。燃煤电力利用小时数将略有增加,盲目新项目将实施。仍有必要继续实施“新控燃煤发电的增强能力”。拳头“。

件,不同的发展阶段和不同的体制机制。美国是一个依赖石油和天然气,市场机制和电价的发达国家。通过推动供给侧改革,中国努力恢复到4800-5500小时,符合国情,符合历史,符合实际。有利于减少设备闲置和投资浪费,有利于燃煤电力企业扭亏为盈,持续发展。保证煤电经济性,支持中国较低的电价水平。

(3)升级并激活库存。

面对分布在全国各地的超过10亿千瓦的大型燃煤发电机组,我们该怎么做?总之,根据该地区的经营环境,在逐步淘汰和停产的基础上,促进燃煤资产的重组和整合(资产转让,自由转移,委托管理),并以不同方式对待,适应因地制宜,实施燃煤机的升级换代。优化技术经济指标,实现“两低一高”(低排放,低能耗,高效率)能源供应水平,增强“三能力” - “冷热电水”多能源综合能源服务能力增强调频,调峰,调压等辅助服务能力,参与电力市场竞争和煤炭市场煤炭收集能力。

事实上,2017年7月,16个部委《清洁电力计划》(第1404号)系统地部署了燃煤机的升级,在“十三五”期间要求实现以下目标:超低排放转换能源4.2亿千瓦 - 翻新3.4亿千瓦;灵活改造2.2亿千瓦。

目前,取得了显着成果。到2018年底,超低排放改造已完成8.1亿千瓦,占全国煤机的80%。 “三北”地区已完成4000多万千瓦的煤电灵活性改造,其中2380万(约60%)位于东北地区。东北有偿峰值辅助服务费用为27.8亿元,均价为0.525元,高于当地燃煤基准电价。

有专家分析说,灵活变换技术成熟,每千瓦成本为120-400元。参与调峰服务优于储能,燃气和电力以及抽水储能。它是燃煤发电的实用选择之一,也有利于新能源。消费。

当然,目前一些燃煤电厂已经濒临亏损,投资难度很大。如果他们不做任何修改,他们将参与深峰削减,这将给发电设备带来巨大损失,这不是一个长期的解决方案。因此,有必要计算安全帐户,经济帐户和未来帐户。

(4)峰值管理和严格控制增量。

要制定电力规划和未来发展规划,必须在过去的电力短缺期间改变惯性思维和共同问题的发展,根据经济的新的正常特征和电力供需的变化实现变革和创新。

引入峰值管理以防止大型计划。回顾“十三五”电力计划,最大的亮点之一是到2020年控制燃煤电力控制在17亿千瓦以内,并实施一系列保障措施。如果没有这个“天花板”,盲目发展,到2020年,煤电不是11亿千瓦,而是12.5亿千瓦,甚至更多,煤电的日子将更加“尴尬”。

据预测,2030年能源需求将主要依赖于清洁能源,煤电将达到13亿千瓦的峰值;到2050年,煤电装机容量将降至6亿千瓦,并将建成现代能源系统。因此,当国家制定未来的中长期电力计划时,有必要加强对燃煤电力的高峰管理,不仅要确保供应,还要应对产能过剩,并考虑到电力市场。

放弃规模扩张,发展必须有新的概念。未来,发电企业将面临市场竞争和优胜劣汰。一是要实施新的发展观念,坚持价值思想,清洁低碳,依靠规划,市场定位,精准布局,相得益彰,用户为王,服务全面,实现优质发展。二要抓好主电产业,巩固传统优势,如坑电厂,输电港电厂,燃煤电力一体化,港口电力一体化,热电联产,工业与金融一体化,公路与港口支持等; “转型与发展”,必须突破单一发电业务的制约因素和风险,充分利用电力改革,能源生态重塑,产业跨国整合,“一带一路”发展的机遇。 “关注”绿色“发展和”向下“延伸。 “外部”扩展和干预“新”格式,战略进入分销和电力销售,储能和节能,频率调节和峰值调节,冷热电水等领域。火电一体化资源,配送和分配,多能源供应和辅助服务同步,系统优化发展模式,实现垂直“源 - 网 - 负载 - 存储 - 使用”,横向多能量互补,产业协同和区域平衡。

(5)拓展市场,加强内部管理。

好消息是,近年来电力行业的“四大共识”日益增多:

清洁低碳是未来能源发展的方向,能源清洁转型是国际化的一个主要趋势;

随着经济放缓,结构优化,技术进步,节能减排,未来能源(电力)消费增长放缓是必然趋势;

发电能力普遍过剩是发电行业的风险源,也是改善商业环境的首要任务;

随着新的电力改革的推进和发电计划的实质性自由化,全面竞标的时代即将到来。

因此,面对过度市场化,激烈竞争和优胜劣汰,煤电企业未来必须在两个方面做好。

扩大市场并采取主动。按照“数量基础,价格关键,量价协调,区域优化”的原则,建立区域或跨区域营销体系,建立多维营销团队,促进电力销售自主经营公司,开发综合能源服务,并增强大用户。粘性,科学制定交易策略,积极参与现货市场和中长期市场交易,反对市场垄断和恶性竞争,力争实现“三个目标”:发电达到“三个”水平,市场力量超越装机容量,区域发电最大化效益。

强大的内部管理,降低成本和效率。围绕“三权”,“四煤”,依托管理创新和科技进步,加强安全环境管理,生产经营管理,营销管理,财务风险管理,资本运营管理和燃料管理。提高资产质量和效率。在实践中已经探索了许多成功的经验和实践。

(6)确保生存的政策支持。

作为传统的化石能源,燃煤发电不仅要积极适应绿色发展的需要,还要充分参与市场竞争。 “优胜劣汰”和“优胜劣汰”是中国能源清洁转型和电力市场化改革的必然结果。

由于市场盈余,煤电矛盾,安全环保,能源转型和政策缺口等多重因素,煤电经历了整体亏损和行业困境。一些严重的地区引发了“封闭潮汐和破产潮”,影响了火电行业的生存。但是,中国的能源资源和煤电的基本地位已经确定了未来煤电将是不可或缺的。

为了保障“优胜劣汰”的燃煤电力,除了燃煤电力企业继续加强内部管理,扩大市场,推进科技进步,资本运作,等待转移,还需要国家有关部门和地方政府遵循新的燃煤战略定位。针对市场化改革的过渡期和能源转型期,我们将调整和完善旧政策,出台新的有效政策。

例如:保留环保电价并落实到位,探索建立两部分电价和容量市场;减少政府对市场交易的定向限制,价格干预,形成市场定价机制;允许燃煤电力亏损,各省重启煤电联动政策,加大减税和减费;签订中长期煤炭合同,实行“基本价格+浮动价格”定价机制;鼓励煤电合资企业,能源企业重组跨行业,建设煤电产业链和供应链;继续推进供给侧改革严格控制燃煤发电,淘汰落后产能;鼓励燃煤电力参与调峰,调压,备用,建立辅助服务补偿机制;继续实施企业的停电补偿政策,开展发电交易;鼓励各省区发布水资源差别化政策,如“火灾”和“煤电互保”。

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