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让分胜负:陳宗法:“十四五”煤電會迎來轉機嗎?

日期:2020-01-06  來源:中國能源報  責任編輯:網絡運營部

让分胜负 www.tayrs.com 煤電之“危”

 

“十四五”煤電所面臨的環保、轉型、體制、機制等一些固有挑戰,并不會消失,反而會因清潔低碳、安全高效能源體系的構建,更加強化、突顯、擴展:

 

——傳統煤電被清潔替代加深,來自新能源的挑戰與日俱增。

 

“十四五”,新能源政策保障、技術進步、快速發展,風光電成長性、經濟性、競爭力顯著增強,而且儲能被認為是未來能源革命的“剛需”,氫能被稱為“21世紀終極能源”,我國能源清潔轉型將主要從“增量綠色發展”逐步向“存量減煤減碳與增量綠色發展并舉”轉變,“高效化、清潔化與減量化”將是煤電的戰略方向。因此,煤電逐年被清潔可再生能源“稀釋、擠壓、替代”,其投資、裝機、電量占比不斷下滑的趨勢難以改變。

 

——節能減排的國際承諾,重點控制碳排放將是煤電新挑戰。

 

《巴黎協定》的全球約束與打贏藍天保衛戰,我國承諾單位GDP二氧化碳排放量2030年比2005年減少60%-65%,到2030年達峰。煤電作為高排放、高碳結構的化石能源,環保政策會更加嚴苛,控制碳排放強度,擴大碳排放權交易,將是“十四五”新的成本增項。同時,煤機環保電價、獎勵電量在市場競價交易中難以兌現,環保邊際效應下降也是不容忽視的問題。山東、廣東等沿海的煤電企業,還會受到“西電東送”“跨區消納清潔電量”的影響,煤機利用小時承壓。

 

——煤電率先告別含金量高的“計劃電量”,開啟“全電量競價時代”。

 

2019年,煤電市場電量占比從2015年的13%提升到50%左右。10月,國家發改委印發1658號文明確,已市場化交易形成上網電價的燃煤發電量,繼續執行現行市場規則;具備市場交易條件的,上網電價由市場化方式在“基準價+上下浮動”范圍內形成,2020年“暫不上浮”;煤電價格聯動機制不再執行。這就意味著煤電將第一個告別“計劃電量、政府定價”模式,實現由近年來“雙軌運行——縮減計劃電量、擴大市場電量”到“全電量市場競價”的根本性轉變,并將貫徹整個“十四五”,預計市場交易價格仍會整體略低于“基準價”。

 

——煤電“優勝劣汰”“適者生存”是我國推進電力市場化改革、全球能源清潔轉型的必然結果。

 

“十三五”,煤電經營形勢嚴峻,造成整體性虧損、行業性困難,“兩極分化”與“區域差異”加劇,表現為虧損面大、負債率高、資金鏈緊張,一些企業面臨被ST、退市、兼并、關停、破產等風險。五大集團火電板塊,2016年實現利潤狂降58.4%;2017年整體凈虧損132億元,虧損面達60%;2018年虧損面54.2%,其中:15個省整體虧損;2019年有所好轉,但虧損面仍超40%。“十四五”預計電力消費增速會繼續減緩,東北、西北、西南等區域電力產能過剩的風險還不能完全消除,能源清潔轉型和電力市場化改革會進一步提速,“優勝劣汰”“適者生存”將是煤電面臨的長期挑戰。

 

煤電之“機”

 

2030年我國碳排放達峰前后,煤電還有一定的發展空間。煤電“十四五”盡管面臨不小挑戰,但經營“窗口期”仍有可能開啟。理性預測,主要有以下有利因素:

 

一是煤電政策導向出現微調,由“全面收緊”到“松緊搭配”。

 

“十三五”前期的煤電政策,幾乎是“清一色”約束政策。2019年10月,國家發改委1658號文看似非常“負面”,其中也不乏一些“正能量”:

 

(1)首次確立了與煤電新定位相一致的“容量補償機制”,推出“兩部制電價”。針對現行單一制電度電價,已不能適應能源清潔轉型、電力市場化改革新形勢,以及煤電從過去的“主體電源”,轉為近中期“基荷電源與調節電源并重”,再到長遠“調節電源”的新定位,文中明確“對于燃煤機組利用小時嚴重偏低的省份,可建立容量補償機制,容量電價和電量電價通過市場化方式形成”,這為云貴川、青海、廣西等能源清潔大省深陷困局的煤電企業點亮了“希望之光”。

 

(2)新電改下構建高比例消納清潔能源電力系統(市?。┑氖導っ?,發揮煤電“靈活性價值”要有政策保障。遼寧等東北區域進行了有益的探索,可望在全國推廣,真正形成由發電、電網、用戶共同參與的輔助服務市場。文中強調要“完善輔助服務電價形成機制。通過市場機制形成燃煤機組參與調峰、調頻、備用、黑啟動等輔助服務價格,以補償燃煤發電合理成本”。這一政策的完善,將有利于提高煤電靈活性改造的積極性,也有助于未來煤電的長期生存。

 

(3)將燃煤標桿電價改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制,從體制機制解決了產生煤電矛盾的基礎。煤電新的定價機制,改變了過去標桿電價長期固化、政府調價嚴重滯后的缺陷,也實現了“計劃電”到“市場電”的轉變,并與“市場煤”作了對接,有利于電價及時反映電力市場供求變化和發電燃料成本變化,也有利于促進煤、電上下游產業的協調發展。當然,這種定價機制比較適合山東、內蒙、廣東、江蘇等煤電大省,而且對煤電企業來講,是“雙刃劍”,如何適應、運用新的市場定價機制,改善電力供求關系、降低燃料成本、提高競爭力成為關鍵。

 

(4)煤電市場價格只限定“2020年暫不上浮”。這預示著“十四五”有上浮不超過10%的可能,即使下浮也有“下限”控制,原則上不超過15%。而且,要求“規范政府行為”,在交易組織、價格形成等過程中,不得進行不當干預。

 

(5)“煤電價格聯動機制不再執行”不現實。由于“煤”熔在“電”里,成本是價格的有機構成,煤電聯動作為一種“機制”不可能被取消。如果說取消煤電聯動政策只是關上“一扇窗”,新的市場定價機制則是開了“一道門”。近年來,煤電市價降幅收窄、逐年提高是對煤價高企的正常反應。

 

當然,上述煤電價改政策,各省能否在“細化實施方案”全面地、非選擇性地貫徹落實,仍有待觀察。另外,“十四五”繼續實施“降低用能成本”政策的概率,個人預判會大大降低。“十三五”政府、市場雙管齊下,電價一降再降,整個電力行業出現虧損,從發電側到電網側紛紛壓減投資。因此,“十四五”必須要有合理的盈利預期,吸引社會投資,推進混改,還原企業與商品屬性,預計這項政策“事不過三”,否則會危及電力的安全可靠供應。

 

二是“十四五”煤炭市場可望轉向供需平衡甚至寬松,煤價高位回落,發電成本穩中有降,系統性風險減弱。

 

由于燃料成本占煤電發電成本70%左右,近年來動力煤的強周期屬性帶來煤電企業成本端的高頻波動。“十三五”,隨著退出、減量重組10億噸煤炭過剩產能任務完成,煤炭供需緊張、煤價大幅反彈,致使煤、電經營業績“冰火兩重天”。“十四五”我國煤炭產消總量仍是全球最大,但在能源結構中比例會持續下降(55%);煤炭供需由區域分散向區域集中轉變,而且呈“煤礦少,單產高,逆向分布,應急調運難”的特點;煤炭先進產能有序釋放,煤炭需求增長放緩,國家形成了“控產量”“保長協”“穩煤價”“抑消費”“調進口”“構建鐵路大通道運輸網”等一系列政策調控工具;煤炭供需關系由過去的“大起伏波動”向“小起伏微波動”轉變。由此可見,“十四五”或許還會出現煤炭區域性、時段性的供需矛盾,但未來煤炭供需關系總體可控,不會出現大面積、持續性“大起大落”的狀況,市場煤價或能“穩中有降”。“十四五”發電燃料成本整體低于“十三五”平均水平將是大概率事件,可望成為煤電企業扭虧脫困的“基石”。

 

三是“十四五”電力市場供需“寬裕度”可望下降,中東部或轉向緊平衡,煤電需統籌好新增、退役、延壽的關系,煤電利用小時下降趨緩。

 

面對國際上百年未有之大變局以及國內經濟增長能否“保6”的爭議,要準確研判“十四五”電力發展目標、市場走勢難度不小。

 

(1)電力需求與電力裝機仍將持續增長,但增速放緩,高比例新能源配置特征明顯。國網研究院預測,預計全社會用電量年均增速4-5%。這低于“十五”13%、“十一五”11.1%、“十二五”6.27%的增速,也低于“十三五”預計5.9%的增速。中電聯預計,能源清潔化發展將邁入加速期,到2025年全國發電裝機28億千瓦,非化石能源裝機占比48%,保障新能源消納和電網穩定仍是一個問題。

 

(2)電力市場供需“寬裕度”可望下降,中東部或轉向緊平衡。根據預測,“十四五”電力負荷峰谷差、季節差將持續加大,特別是東中部地區電力平衡壓力加大,2025年華北受端、華東、華中等地區高峰時段的電力缺口將分別達到2400萬、3400萬和2800萬千瓦。東北、西北、西南等區域電力“寬裕度”會下降,也不排除個別省份出現短缺。云南電網預測,水電大省云南隨著鋁、硅等高載能產業的引入和用電量的高速增長,“十三五”棄水問題基本得到解決。全省電力供應2021-2022年“豐平枯緊”,2023年開始缺電,2025年將缺電量320億千瓦時。

 

(3 )煤電“十四五”如何發展,將成為電力平衡的關鍵籌碼。目前爭議很大,氣候專家、新能源企業認為應該暫緩發展或不再發展,為清潔能源發展騰空間;電網、能建等相關人士認為未來電力平衡問題突出,2030年前煤電還是要適度發展,新增1-2億千瓦,“可考慮適當放寬東中部地區煤電建設規模”。

 

個人意見: “十四五”煤電發展既要考慮電力平衡和電網安全,也要考慮電力市場的平衡和新的市場化電價機制,統籌好新增、退役、延壽的關系,煤電要慎鋪“新攤子”,宜控制在1億千瓦之內;存量煤電要“升級改造、重組整合、優勝劣汰”,對能效達標又完成超低排放改造的到期機組應予延壽,盡量減少新建。當然,最終要以國家電力規劃為準。

 

個人預判: “十四五”電源投資尤其是煤電投資會進一步下降,加上全國電力市場供需“寬裕度”下降,中東部轉向緊平衡,有利于遲緩煤電利用小時的下降,有利于煤電交易價格下降幅度的收窄,防止因電力產能過剩造成“量價齊跌”的局面。

 

四是企業戰略與重組整合、關停政策等因素的綜合影響,將有利于“十四五”煤電營商環境的改善。

 

近年來我國推進熱電聯產、多能互補與綜合能源服務,構建煤電發配售產業鏈;鼓勵煤電聯營,實施煤、電央企跨行業重組,擬分批次對西北等區域煤電資產進行整合,都將有利于“十四五”煤電提高市場力、降低風險、穩定收益。“十三五”對煤電諸多約束政策的預后效應將“由負轉正”,如嚴控新增產能、淘汰落后產能,限期完成升級改造,將有利于“十四五”電力市場供求關系的改善,促進增產增收。另外,歐盟正著力實現從煤炭到可再生能源的“公平”轉型。如德國成立煤炭委員會,決定2035年或最晚2038年逐步關閉煤電,提出了包括逐步淘汰煤電、減輕受影響者困難等“五項措施”。盡管國情不同,但清潔轉型的一些做法,值得我國借鑒。

 

綜合以上情況,“十四五”煤電的經營環境,有喜有憂,“危”與“機”并存,但較之“十三五”將有好轉,表現為政策導向轉向“松緊搭配”,煤炭、電力市場系統性風險降低,增收節支的因素有所增加。因此,只要國家政策合理配套、各省全面落實,煤電企業又能抓住政策、市場的“窗口期”,千方百計化“危”為“機”,大力推進管理創新、科技進步、升級改造、資本運作、市場營銷、轉型發展,減少各種風險與沖擊,實現扭虧增盈、再造一個“小陽春”、增加資本市場投資機會不是沒有可能。(作者為中國華電集團公司副總法律顧問)

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