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陈宗法:“十四五”煤电会迎来转机吗?

北极星电力会展网 来源:中国能源报 作者:陈宗法 2020-01-03 09:22:55

“十三五”期间,在能源清洁转型、煤价高位震荡、市场激烈竞争、政策导向利空、区域环境差异等多因素叠加、综合作用下,煤电进入“第二个困难期”,出现整体性亏损、行业性困难,一些严重区域引发“关停潮”,危及煤电行业可持续发展。放眼“十四五”,煤电仍然“危”与“机”并存,但相对于“十三五”,一些政策的、市场的、行业的因素出现积极的变化,煤电在长期愿景“不看好”中,或许将迎来转机,扭亏脱困、修复盈利可期。

(来源:微信公众号“中国能源报” ID:cnenergy 作者:陈宗法)

01

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世纪终极能源”,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年“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”到“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。

02

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。2019年10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”到“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“煤”熔在“电”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最大,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年“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。

(作者为中国华电集团公司副总法律顾问)

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