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“十四五”煤电会迎来转机吗?

时间:2020/1/13 10:19:52    来源:中国能源报

 

  煤电之“危”

“十四五”煤电所面临的环保、转型、体制、机制等一些固有挑战,并不会消失,反而会因清洁低碳、安全高效能源体系的构建,更加强化、突显、扩展:

  ——传统煤电被清洁替代加深,来自新能源的挑战与日俱增。

  “十四五”,新能源政策保障、技术进步、快速发展,风光电成长性、经济性、竞争力显著增强,而且储能被认为是未来能源革命的“刚需”,氢能被称为“21世纪能源,我国能源清洁转型将主要从增量绿色发展逐步向存量减煤减碳与增量绿色发展并举转变,高效化、清洁化与减量化将是煤电的战略方向。因此,煤电逐年被清洁可再生能源稀释、挤压、替代,其投资、装机、电量占比不断下滑的趋势难以改变。

  ——节能减排的国际承诺,重点控制碳排放将是煤电新挑战。

  《巴黎协定》的全球约束与打赢蓝天保卫战,我国承诺单位GDP二氧化碳排放量2030年比2005年减少60%-65%,到2030年达峰。煤电作为高排放、高碳结构的化石能源,环保政策会更加严苛,控制碳排放强度,扩大碳排放权交易,将是十四五新的成本增项。同时,煤机环保电价、奖励电量在市场竞价交易中难以兑现,环保边际效应下降也是不容忽视的问题。山东、广东等沿海的煤电企业,还会受到西电东送”“跨区消纳清洁电量的影响,煤机利用小时承压。

  ——煤电率先告别含金量高的“计划电量”,开启“全电量竞价时代”。

  2019年,煤电市场电量占比从2015年的13%提升到50%左右。10月,国家发改委印发1658号文明确,已市场化交易形成上网电价的燃煤发电量,继续执行现行市场规则;具备市场交易条件的,上网电价由市场化方式在基准价+上下浮动范围内形成,2020暂不上浮;煤电价格联动机制不再执行。这就意味着煤电将第一个告别计划电量、政府定价模式,实现由近年来双轨运行——缩减计划电量、扩大市场电量全电量市场竞价的根本性转变,并将贯彻整个十四五,预计市场交易价格仍会整体略低于基准价

  ——煤电“优胜劣汰”“适者生存”是我国推进电力市场化改革、全球能源清洁转型的必然结果。

  “十三五”,煤电经营形势严峻,造成整体性亏损、行业性困难,“两极分化”与“区域差异”加剧,表现为亏损面大、负债率高、资金链紧张,一些企业面临被ST、退市、兼并、关停、破产等风险。五大集团火电板块,2016年实现利润狂降58.4%2017年整体净亏损132亿元,亏损面达60%2018年亏损面54.2%,其中:15个省整体亏损;2019年有所好转,但亏损面仍超40%十四五预计电力消费增速会继续减缓,东北、西北、西南等区域电力产能过剩的风险还不能完全消除,能源清洁转型和电力市场化改革会进一步提速,优胜劣汰”“适者生存”将是煤电面临的长期挑战。

  煤电之“机”

  2030年我国碳排放达峰前后,煤电还有一定的发展空间。煤电十四五尽管面临不小挑战,但经营窗口期仍有可能开启。理性预测,主要有以下有利因素:

  一是煤电政策导向出现微调,由“全面收紧”到“松紧搭配”。

  “十三五”前期的煤电政策,几乎是“清一色”约束政策。201910月,国家发改委1658号文看似非常负面,其中也不乏一些正能量

  (1)首次确立了与煤电新定位相一致的容量补偿机制,推出两部制电价。针对现行单一制电度电价,已不能适应能源清洁转型、电力市场化改革新形势,以及煤电从过去的主体电源,转为近中期基荷电源与调节电源并重,再到长远调节电源的新定位,文中明确对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份,可建立容量补偿机制,容量电价和电量电价通过市场化方式形成,这为云贵川、青海、广西等能源清洁大省深陷困局的煤电企业点亮了希望之光

  (2)新电改下构建高比例消纳清洁能源电力系统(市场)的实践证明,发挥煤电灵活性价值要有政策保障。辽宁等东北区域进行了有益的探索,可望在全国推广,真正形成由发电、电网、用户共同参与的辅助服务市场。文中强调要完善辅助服务电价形成机制。通过市场机制形成燃煤机组参与调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务价格,以补偿燃煤发电合理成本。这一政策的完善,将有利于提高煤电灵活性改造的积极性,也有助于未来煤电的长期生存。

  (3)将燃煤标杆电价改为基准价+上下浮动的市场化价格机制,从体制机制解决了产生煤电矛盾的基础。煤电新的定价机制,改变了过去标杆电价长期固化、政府调价严重滞后的缺陷,也实现了计划电市场电的转变,并与市场煤作了对接,有利于电价及时反映电力市场供求变化和发电燃料成本变化,也有利于促进煤、电上下游产业的协调发展。当然,这种定价机制比较适合山东、内蒙、广东、江苏等煤电大省,而且对煤电企业来讲,是双刃剑,如何适应、运用新的市场定价机制,改善电力供求关系、降低燃料成本、提高竞争力成为关键。

  (4)煤电市场价格只限定“2020年暂不上浮。这预示着十四五有上浮不超过10%的可能,即使下浮也有下限控制,原则上不超过15%。而且,要求规范政府行为,在交易组织、价格形成等过程中,不得进行不当干预。

  (5)“煤电价格联动机制不再执行不现实。由于熔在里,成本是价格的有机构成,煤电联动作为一种机制不可能被取消。如果说取消煤电联动政策只是关上一扇窗,新的市场定价机制则是开了一道门。近年来,煤电市价降幅收窄、逐年提高是对煤价高企的正常反应。

  当然,上述煤电价改政策,各省能否在“细化实施方案”全面地、非选择性地贯彻落实,仍有待观察。另外,“十四五”继续实施“降低用能成本”政策的概率,个人预判会大大降低。“十三五”政府、市场双管齐下,电价一降再降,整个电力行业出现亏损,从发电侧到电网侧纷纷压减投资。因此,“十四五”必须要有合理的盈利预期,吸引社会投资,推进混改,还原企业与商品属性,预计这项政策“事不过三”,否则会危及电力的安全可靠供应。

  二是“十四五”煤炭市场可望转向供需平衡甚至宽松,煤价高位回落,发电成本稳中有降,系统性风险减弱。

  由于燃料成本占煤电发电成本70%左右,近年来动力煤的强周期属性带来煤电企业成本端的高频波动。十三五,随着退出、减量重组10亿吨煤炭过剩产能任务完成,煤炭供需紧张、煤价大幅反弹,致使煤、电经营业绩冰火两重天十四五我国煤炭产消总量仍是全球,但在能源结构中比例会持续下降(55%);煤炭供需由区域分散向区域集中转变,而且呈煤矿少,单产高,逆向分布,应急调运难的特点;煤炭先进产能有序释放,煤炭需求增长放缓,国家形成了控产量”“保长协”“稳煤价”“抑消费”“调进口”“构建铁路大通道运输网等一系列政策调控工具;煤炭供需关系由过去的“大起伏波动”向“小起伏微波动”转变。由此可见,“十四五”或许还会出现煤炭区域性、时段性的供需矛盾,但未来煤炭供需关系总体可控,不会出现大面积、持续性“大起大落”的状况,市场煤价或能“稳中有降”。“十四五”发电燃料成本整体低于“十三五”平均水平将是大概率事件,可望成为煤电企业扭亏脱困的“基石”。

  三是“十四五”电力市场供需“宽裕度”可望下降,中东部或转向紧平衡,煤电需统筹好新增、退役、延寿的关系,煤电利用小时下降趋缓。

  面对国际上百年未有之大变局以及国内经济增长能否“保6”的争议,要准确研判十四五电力发展目标、市场走势难度不小。

  (1)电力需求与电力装机仍将持续增长,但增速放缓,高比例新能源配置特征明显。国网研究院预测,预计全社会用电量年均增速4-5%。这低于十五”13%十一五”11.1%十二五”6.27%的增速,也低于十三五预计5.9%的增速。中电联预计,能源清洁化发展将迈入加速期,到2025年全国发电装机28亿千瓦,非化石能源装机占比48%,保障新能源消纳和电网稳定仍是一个问题。

  (2)电力市场供需宽裕度可望下降,中东部或转向紧平衡。根据预测,十四五电力负荷峰谷差、季节差将持续加大,特别是东中部地区电力平衡压力加大,2025年华北受端、华东、华中等地区高峰时段的电力缺口将分别达到2400万、3400万和2800万千瓦。东北、西北、西南等区域电力宽裕度会下降,也不排除个别省份出现短缺。云南电网预测,水电大省云南随着铝、硅等高载能产业的引入和用电量的高速增长,十三五弃水问题基本得到解决。全省电力供应2021-2022丰平枯紧2023年开始缺电,2025年将缺电量320亿千瓦时。

  (3 )煤电十四五如何发展,将成为电力平衡的关键筹码。目前争议很大,气候专家、新能源企业认为应该暂缓发展或不再发展,为清洁能源发展腾空间;电网、能建等相关人士认为未来电力平衡问题突出,2030年前煤电还是要适度发展,新增1-2亿千瓦,可考虑适当放宽东中部地区煤电建设规模

  个人意见:十四五煤电发展既要考虑电力平衡和电网安全,也要考虑电力市场的平衡和新的市场化电价机制,统筹好新增、退役、延寿的关系,煤电要慎铺新摊子,宜控制在1亿千瓦之内;存量煤电要升级改造、重组整合、优胜劣汰,对能效达标又完成超低排放改造的到期机组应予延寿,尽量减少新建。当然,最终要以国家电力规划为准。

  个人预判:十四五电源投资尤其是煤电投资会进一步下降,加上全国电力市场供需宽裕度下降,中东部转向紧平衡,有利于迟缓煤电利用小时的下降,有利于煤电交易价格下降幅度的收窄,防止因电力产能过剩造成量价齐跌的局面。

  四是企业战略与重组整合、关停政策等因素的综合影响,将有利于“十四五”煤电营商环境的改善。

  近年来我国推进热电联产、多能互补与综合能源服务,构建煤电发配售产业链;鼓励煤电联营,实施煤、电央企跨行业重组,拟分批次对西北等区域煤电资产进行整合,都将有利于“十四五”煤电提高市场力、降低风险、稳定收益。“十三五”对煤电诸多约束政策的预后效应将“由负转正”,如严控新增产能、淘汰落后产能,限期完成升级改造,将有利于“十四五”电力市场供求关系的改善,促进增产增收。另外,欧盟正着力实现从煤炭到可再生能源的“公平”转型。如德国成立煤炭委员会,决定2035年或最晚2038年逐步关闭煤电,提出了包括逐步淘汰煤电、减轻受影响者困难等“五项措施”。尽管国情不同,但清洁转型的一些做法,值得我国借鉴。

  综合以上情况,“十四五”煤电的经营环境,有喜有忧,“危”与“机”并存,但较之“十三五”将有好转,表现为政策导向转向“松紧搭配”,煤炭、电力市场系统性风险降低,增收节支的因素有所增加。因此,只要国家政策合理配套、各省全面落实,煤电企业又能抓住政策、市场的“窗口期”,千方百计化“危”为“机”,大力推进管理创新、科技进步、升级改造、资本运作、市场营销、转型发展,减少各种风险与冲击,实现扭亏增盈、再造一个“小阳春”、增加资本市场投资机会不是没有可能。

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