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      分散式風電市場爆發在即 民營資本活躍跡象顯現
      時間:2020-07-14 17:20:13 閱讀:
      自2002年廠網分開以來,煤電虧損已成常態,其中三個時間節點尤為凸顯:2008年電煤價格從2003年底的156元/噸飆升至過千元每噸,導致2008年煤電行業虧損高達700億元;2010年到2014年,電煤價格持續在每噸600元及以上,煤電行業再度發生全行業性虧損;此后,從2016年10月開始,五大發電集團煤電板塊出現整體性虧損,這一趨勢已持續到2018年第二季度。2018年前4個月,電煤成本總體仍然上漲,中電聯發布的CECI指數顯示,5月25日5500大卡電煤成交價652元/噸,全國煤電行業電煤采購成本因此提高近300億元,高煤價仍然是導致煤電行業大面積虧損的最主要因素。
          煤價兇猛和電價管制,年復一年,煤電企業的長期大面積虧損成為影響電力行業可持續發展的主要矛盾。
          舊疾未除,新患又生。2017年4月,本刊刊發了《煤電夾縫求生》系列封面文章,全面分析報道了自2016年10月以來,受煤電標桿電價下調、市場交易電量激增、電煤價格大幅上漲、利用小時數持續下降以及環保改造投入上升等多重因素擠壓,煤電行業再次陷入全面虧損。為此,本刊提出了“有效增加煤炭供給,平抑電煤價格;推進煤電聯營,打造煤電利益共同體;加強企業內部管理,做好提質減量;開拓國際市場,增加新的經濟增長點;完善電力市場機制,建立電力輔助服務市場;規范燃煤自備電廠”等一系列政策建議與具體措施。
          當期雜志出版發行后,在煤電行業產生了強烈反響,部分煤電企業甚至把這期封面文章作為全體員工學習的讀本,紛紛參照制定相應對策,力爭擺脫企業發展困境。這之后,國家又制定出臺了一系列規范調控煤電發展的宏觀政策:2017年7月,國家發改委等16部門發布了《關于推進供給側結構性改革防范化解煤電產能過剩風險的意見》(發改能源[2017]1404號);2018年3月,國家發改委又先后發布了《2018年煤電化解過剩產能工作要點》(發改運行[2018]544號)和《燃煤自備電廠規范建設和運行專項治理方案(征求意見稿)》;國家能源局出臺了《關于發布2021年煤電規劃建設風險預警的通知》等文件。
          據中電聯1-4月份電力運行統計月報顯示,2018年1-4月全國基建新增煤電裝機581萬千瓦,同比減少43.1%,全國嚴控煤電新增規模效果明顯,煤電去產能的宏觀調控已初見成效。
          但是,煤電虧損卻呈蔓延之勢。不論是在企業調研采訪,還是與業內專家座談,亦或與政府官員交流,我們發現,現階段煤電發展兩大認識誤區干擾政府決策和企業經營,制約煤電高質量發展新業態的形成,從而影響我國煤電行業的可持續發展。
          誤區一:“煤電聯動能有效解決電煤矛盾,煤電一體化使電煤矛盾內生化。”
          自2006年電煤價格第一波快速上漲以來,煤電行業利潤隨著電煤價格的漲跌而起落。尤其是在2013年國家取消電煤重點合同、實行電煤價格并軌以來,在“市場煤”“計劃電”雙重體制架構下,可以說,煤電企業命運完全被煤炭行業所操控;雖然配套有煤電聯動機制,但常常是聯而不動;即使聯動,也僅是杯水車薪。在這種扭曲的體制機制下,煤電企業騰挪空間越來越有限,導致了煤電企業普遍的高負債率和長期虧損。
          據江蘇某發電廠經營管理部負責人介紹,2017年入廠不含稅的標煤價為693元/噸,兩臺在運66萬千瓦超超臨界機組的發電煤耗為290克/千瓦時(同類機組世界領先水平),上網目錄電價為0.391元/千瓦時,機組全年利用小時為5400小時(其中60%為直購電和部分替代電量),但這兩臺機組還是沒有實現盈利,集團公司系統內30萬千瓦煤電機組則全部發生虧損。當電煤價格處于高位時,煤價占煤電企業經營成本的70%,甚至高達80%多,而在特定客觀條件下靠內部挖潛是有極限的。當前,正值國家大力降低企業用能成本之際,啟動煤電聯動則更加不現實。該負責人預測,按照上半年入廠電煤價格水平,公司2018年經營必將發生全面虧損。
          自2004年頒布實施煤電價格聯動政策以來,國家也先后兩次對煤電價格聯動政策進行修訂與完善,并依據該政策分四次對上網標桿電價和銷售電價進行聯動調整。此外,在2013年10月和2014年9月,也曾兩度下調上網電價,但銷售電價并未下調。從過去10多年煤電聯動實施情況看,煤電價格聯動雖部分緩解了煤、電企業雙方的矛盾,但由于政策設計本身不盡合理、政策執行不到位等,并沒能從根本上解決煤電價格矛盾。換來言之,在電煤價格快速上漲時期,煤電企業只能以煤電聯動為預期來疏導價格,本質上還是政府這只看得見的手在掌控。這么多年來,煤電之爭實際上是市場與計劃的矛盾造成的,是上下游兩種完全不同的定價機制導致的。因此,煤電聯動政策即使怎么完善,也沒法徹底解決電煤矛盾。
          為應對煤電矛盾,自上世紀九十年代神華集團成立之初,為更有效地消化產能開始布局電廠,煤電一體化就此成為能源企業發展戰略的重要選項之一。2004年9月,中電投收購蒙東霍林河煤礦,成為中央發電企業的第一個煤電一體化項目。從2007年起,為緩解電煤價格高漲、煤電聯動滯后的矛盾,當時的五大發電集團均開始進入煤炭行業,煤電一體化發展進入一個新的階段。煤電一體化使發電企業擴大了盈利空間,同時也帶來“增大了市場風險、加大了生產管理成本和加劇了煤炭資源的競爭”等問題,有人據此得出結論認為,煤電一體化使電煤矛盾內生化。
          在“市場電”沒有真正確立之前,怎樣才能有效解決煤電矛盾?對此,中國大唐集團有限公司政策研究室主任李云峰認為,當前加快推進煤電戰略性重組,有助于從根本上解決煤炭與電力行業利益不一致、增強煤電產業鏈的穩定性與抗風險能力、促進國有資本優化布局、建立世界一流能源企業,是破解煤電頂牛矛盾現實合理的選擇。換而言之,積極推進煤電一體化戰略,促使發電企業加快向綜合能源集團轉型,是當前發電集團做實做強和實現可持續發展的最佳路徑。煤電一體化,可以使煤炭企業與發電企業發揮各自比較優勢和提高發展協同性、規模經濟性,可以消除煤炭與電力企業重復建設、化解過剩產能,還可以促進煤炭和電力企業走出生存困境、實現煤炭資源清潔高效利用和高附加值利用。積極穩妥地實施煤電一體化戰略,并不會使電煤矛盾內生化。
          李云峰指出,新形勢下,要加快煤電行業戰略性重組,必須以實現“1+1>2”的重組效果為目標,要切實做好四方面工作:一是堅持以市場配置為原則,避免行政性“拉郎配”;二是注重分類施策、因企施策,注重發揮多種資本重組方式的靈活性與適用性;三是尊重行業客觀發展規律,注重發揮資源互補和專業協同效應;四是注重防范市場壟斷風險,有效發揮市場競爭在資源優化配置中的決定性作用。
          當前,煤電企業應深入分析總結國家能源投資集團有限責任公司成立近一年來的經驗,從國電集團與神華集團的合并重組實踐中吸取經驗與智慧,更加穩妥、更加科學地實施煤電行業戰略性重組和煤電一體化戰略。
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