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拯救煤电势在必行

作者:沈小波 来源:能源杂志 发布时间:2019-12-04 浏览:次
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国资委出手整合煤电资源,一石激起千层浪。

近日,国资委下发《中央企业煤电资源区域整合试点方案》,引起坊间热议。国资委牵头五大电力央企,分区域进行煤电资产整合,首批试点5个省、自治区,每个省级区域由一家电力央企牵头,整合过剩产能,提升煤电经营效率。

国资委的大动作背后,是煤电企业连续亏损多年。国资委承担国有资产保值增值的责任,守土有责,不得不出手救助。

国资委文件显示,截至2018年12月末,华能、大唐、华电、国家电投和国家能源集团五家涉及煤电的央企,煤电厂共计474户,装机规模5.2亿千瓦,资产总额1.5万亿元,负债总额1.1万亿元,平均资产负债率73.1%,其中亏损企业257户,占到54.2%,累计亏损379.6亿元,平均资产负债率88.6%。

央企煤电资产大面积的亏损,不是经营出了问题,是政策性亏损。

煤电厂发电成本最大的一块是燃料成本。燃料煤的成本占总成本高达七成。2012年12月,国务院发布《关于深化电煤市场化改革的指导意见》,电煤价格彻底市场化。但煤电厂上网电价却由政府管制。

《关于深化电煤市场化改革的指导意见》也提到,要“继续实施并不断完善煤电价格联动机制”,并且设置了明确的联动条件。但是从2016年以来,煤炭价格持续上涨,直逼2013年的煤炭价格高点,但历次煤电联动却没有严格执行,煤电厂无法将上涨的成本通过电价传导出去。

再者,2018年以来,国家为降低工商业能源成本,两次降低工商业电价,降电价成为为工商业企业减轻成本的政策取向,煤电厂希望通过涨电价来疏导成本更是难上加难。

今年9月26日,国务院常务会议决定,明年1月1日起,取消煤电联动,上网电价改为“基准价+上下浮动”的市场化机制,但是第一年必须确保工商业电价只降不升。降电价、降低工商业企业用能成本仍然是政策方向。

燃料煤成本和上网电价的倒挂,还只是煤电企业遇到的麻烦中的一个。

近年来,随着风电、光伏等可新能源的兴起,煤电厂一方面需要让出发电小时,为规模逐渐扩大的新能源提供消纳空间,另一方面需要为新能源的波动性,提供系统调峰。

这带来的后果,就是煤电厂的发电小时数走低。2018年,6000千瓦及以上煤电机组利用小时在4300小时左右,略高于2017年,但离煤电机组设计值5500小时,仍然相差极大。

电价不能覆盖发电成本,发电小时数又达不到设计值,煤电厂又怎能不亏?

不仅央企煤电资产经营困难,全行业也是如此。中电联统计,截至2018年10月底,煤电企业平均亏损面达58.94%,根据当前电煤价格、标杆电价和机组年利用小时测算,只有百万机组存在微利,其余30万、60万级机组均处于亏损状态。

煤电是中国电力供应的绝对主体能源,承担保证能源安全的责任。2018年,中国煤电发电44829亿千瓦时,占全社会用电量64.97%;煤电机组100835万千瓦,占53.07%。

长期的亏损已经影响到煤电厂的持续稳定运营。多个煤电厂负责人在公开或私下都表示过,煤电厂现在年轻的骨干流失严重,大学毕业生也不愿进煤电厂,企业长期亏损,员工心气不高,精神状态也不好,他们担心出现安全事故。

不仅如此,不能健康运行的煤电企业,也无法为系统提供更多的调峰资源。

《电力发展‘十三五’规划》提出,“十三五”期间“三北”地区完成煤电机组灵活性改造2.15亿千瓦,以为更多波动的新能源提供调峰资源。最后的结果是,改造完成了5078亿千瓦,仅为目标的24%。

目标达不成,原因很简单。灵活性改造之后,承担更多调峰责任,带来发电小时数进一步下降,却没有相应的回报,煤电厂本身经营已经举步维艰,再去灵活性改造自然没有动力。

作为中国最大电力供应主体,也是最经济的发电形式之一,煤电承担着保证能源供应安全和为系统调峰、保证电力系统稳定运行的双重责任。但这些价值却得不到相匹配的回报,煤电厂得不到合理收益,无法健康运行,进而也威胁到了能源供应和电力系统的安全。

煤电行业要扭转近半数亏损的非正常局面,仍然需要主管部门,正本溯源,重新审视煤电的价值,重建煤电收益机制,这不仅事关央企、国企保值增值,更事关能源供应安全与电力系统的稳定运行。

关键字:煤电

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