煤電問路:甘肅煤電鏡鑒

發布時間: 2019-11-13   來源:中國電力企業管理  作者:陳敏曦

  業內人士曾總結了這樣一條有趣的規律:“北緯38度線以北,越往北,煤電越被動。”如果我們把目光投向胡煥庸線與北緯38度線交叉覆蓋的地區就會發現,內蒙古、甘肅、寧夏、新疆、青海五省區有著共同的特點——分布著大型可再生能源外送基地、電價承受能力弱,且市場化程度較低。

  然而,位于三大高原腹地的“雍涼之地”——甘肅正在憑借著河西走廊獨有的風光資源優勢,努力書寫著打破能源“不可能三角”的“神話”。

  在大部分時間段里,矛盾最為集中的清潔性與經濟性似乎已經找到了各自的歸屬——過去10年間,新能源已經成為甘肅省內第一大電源,裝機容量位居全國第五,并由此形成了從設備生產到運行維護的新能源全產業鏈。自2015年推行煤電機組無基數電量直接交易,以及外送電量全部市場化以來,煤電直接交易電量電價平均降幅最大幅度達0.1元/千瓦時,外送電上網電價保持在0.17-0.31元/千瓦時水平;新能源送出電價維持0.09-0.26元/千瓦時區間浮動。

  盡管數據喜人,但煤電企業的“遭遇”也是真切且迫切的:“省內煤電機組的利用小時數看起來確實不低,但是19家統調公用電廠中只有4家能維持生存。甘肅的新能源走在前面,電廠倒閉也走在前面。現在機組轉著,總還能賺點人氣吧。”

  在現實感受面前,煤電的脆弱與往昔的地位已形成了劇烈反差,而理性的認知卻不斷告誡,清潔化、市場化已經成為現階段以及未來我國能源系統發展的必然。在電源側低碳化戰略調整,以及負荷側隨著經濟轉軌形成的特性轉變,促使煤電以“轉定位”、“去產能”來回應和配合時代的要求。然而,作為“安全穩定供應”這一電力系統中最大“紅利”的主要提供者,進退維谷的煤電是否還有閃轉騰挪的余地?

  時下,從產能過剩的結局走向市場化的開篇,“讓所有煤電都活下來”的假設已成為時代的“偽命題”。但煤電的合理存續與健康發展,不僅涉及行業利益,也關乎電力產業全鏈條的協調與穩定。當生存現狀與系統定位出現背離,怎樣才能讓“活下來的煤電活得好”?

  對于已經“倒下”的甘肅連城電廠,業內已經就電價、電量、煤價三方面因素“蓋棺定論”,后續引發的關于容量市場、煤電聯營的討論,是否能成為扭轉被動局面的“兩全之策”更有待時間的檢驗。在甘肅連城電廠破產清算數月后,記者再赴甘肅,試圖從甘肅煤電的鏡像中,探尋我國能源突破“不可能三角”的可能性。

  鏡鑒之一 利用小時全國第9,倒閉數量全國第1

  狹長地貌的甘肅,坐擁“世界風庫”的天然優勢,也有著煤炭資源相對匱乏的劣勢。而恰恰在以電力和高載能產業作為經濟支柱的中西部地區,通過加大省間外送帶來的增量,彌補逐漸被新能源“擠占”的省內電量空間,已成為眼下19家公用煤電廠共舉的“自救”出路。

  對于典型外送型電網的甘肅而言,隨著近幾年特高壓跨區輸電通道建設的不斷提速,可利用的外送通道已達7條。自2017年以來,除省(區、市)政府及職能部門間簽訂政府間電力長期合作協議或售電框架協議以外,通過北京電力交易中心組織的外送電交易,甘肅電力外送市場已達19個省(區、市)。

  在外送能力不斷強化下,2018年,甘肅省通過跨省跨區外送的電量實現同比增長60.17%,19家統調公用火電企業平均發電小時數同比增長23.07%。2019年預計外送電量將突破450億千瓦時,其中煤電電量占比近7成,省內與外送煤電電量之和可達到500億千瓦時。

  “通過加大外送,今年甘肅19家公用電廠中有至少7家利用小時數達到4000小時以上,但是只有蘭州以西的3個電廠能夠實現盈利,這些電廠離新疆很近,有煤價優勢,度電毛利率最高可以達到0.1元/千瓦時,其他的電廠每度電最多就賺個兩三分錢。但即便是只比燃料成本多1分我們也愿意送,寧愿用電量攤薄成本。”煤電企業負責人告訴記者。

  甘肅煤電的被動局面,有著與其他地區相近的共性因素。

  據了解,目前甘肅電煤年需求量保持在7000萬噸上下,主要由靖遠、窯街、華亭三大煤礦供應,供應不足部分通過相鄰的新疆及寧夏補足。而近幾年自寧夏陸續開展煤化工以來,煤炭的外送量明顯下降,同時隨著新疆的用電負荷逐年攀升,甘肅煤炭的保有量自此出現緊張。自2016年起,電煤價格平均漲幅超過100元/噸;煤電企業入爐綜合煤價平均單價長期保持在600元/噸高位徘徊。

  “其實這是很矛盾的,甘肅的電廠需要通過外送獲得更多的利用小時數,但是對煤炭的需求又推高了煤價;自市場化改革以來,供大于求的市場環境造成了煤電平均交易電價的大幅跳水。正常來說,度電1毛以上的毛利潤才能實現盈虧平衡,3分錢的邊際利潤最多只能包住財務費用。任何一個企業的生存都要保證現金流,但是現在持續走高的煤價無法通過電價疏導,這是煤電企業普遍虧損的共性;而全國其他地區多多少少還有些計劃電量,甘肅基本都是市場電量,盡管利用小時高,但是利潤率卻很低,所以送的越多虧的越多,這也是甘肅煤電的特殊性。”相關人士介紹。

  顯然,在市場化改革的當下,資源稟賦和成本優勢已成為“適者生存”法則下關乎存亡的決定性因素,而走低電價與高企煤價并沒有留給甘肅煤電企業太多的回旋余地。據公開資料顯示,2018年甘肅19家公用電廠整體虧損176億元,當年虧損25億元,其中4家煤電企業資產負債率高于200%,8家煤電企業虧損超過10億元。在多次“輸血”無效后,部分煤電企業只能無奈選擇破產清算或掛牌轉讓的“下策”。

  與此同時,國家的產業政策和能源規劃布局調整,也并沒有使幸運的天平向難以為繼的甘肅煤電傾斜。隨著國家“北煤南運”大通道——原蒙華鐵路的投產,能源輸送大通道將在24小時內將中西部能源“金三角”的煤炭運抵華中地區,與“海進江”煤炭形成市場競爭,進一步平抑湖南、湖北、江西地區的煤炭價格市場波動,增加華中地區的煤炭保供能力。

  顯然,隨著鐵路運力的增強,使本就強勢的買方更增加了拒絕“外來電”的籌碼。對于迫切送電出省的甘肅來說,在以降低用戶用能成本為導向的當下,外送煤電的紅利是否可以擊穿層層壁壘,則成為供需雙方實現直接“見面”前急需面對的問題。但對于同樣拿著“準生證”出生的煤電,脆弱的生態又是否都應歸咎于燃料成本的上漲?

  “煤電不僅要承受煤價的擠壓,還要為新能源的發展出讓空間。無論是發展清潔能源,還是更大范圍內的資源流動,不能僅僅依靠幾個省,幾個企業來完成。現在無論是清潔能源消納配額權重還是配套的綠證,對于新能源的消納和外部成本的體現都沒有實質性的推動作用。在目前供大于求的環境下,無論是煤電還是新能源,都在買方市場里依靠低價換電量,這樣無疑會將煤電和新能源都逼上絕路,而如果煤電都趴下了,不僅新能源無法獨善其身,保供熱的機組也無法承擔保民生的社會責任。”煤電企業相關負責人告訴記者。

  毋庸置疑的是,無論在何種電源結構或供需關系中,“安全”是先于“清潔”和“經濟”的首要命題。水電的汛枯期、風電大發期導致的夏季調峰存在缺口,冬季保供熱與調峰矛盾形勢嚴峻,不僅困擾著甘肅,也是擺在全國每一個可再生能源大省面前的難題。

  據了解,目前甘肅火電機組中,熱電聯產機組的裝機容量占比近半,受保證供熱及電網安全約束的影響,省內火電機組全年開機方式基本固定,日前開機優化空間很小;在11月到次年3月供暖季,即使火電全開,也還存在容量不足的情況。

  更為嚴峻的是,由于熱電聯產機組的供熱效益不能通過市場化機制回收,只能通過電量交易獲得利潤來實現“以電養熱”。目前甘肅90%以上的機組都要進入市場進行電量交易,而當熱曲線與負荷曲線出現時間和空間上的差異,保證熱曲線而損失電曲線,大量的熱電機組無疑將面臨電力市場的偏差考核,而如果從企業利益出發損失熱曲線,社會責任又無從體現。

  事實上,“以熱定電”的弊端,已經隨著可再生能源發展及市場化改革演繹出了更多的版本。一方面,在熱、電未實現解耦前,供熱機組在冬季供暖季即便以最小出力開機,對于新能源的消納只能貢獻降出力50%的普遍調峰義務;在目前部分地區實施的深度調峰市場中,由于調峰成本未得到有效疏導,導致電源側膠著于內部成本分攤,進而擠占不具調峰能力電廠及新能源的利益。另一方面,在電源側競爭替代日趨白熱化的當下,大量煤電機組進行了熱電聯產改造,試圖在“以熱定電”和“保供熱”的名義庇護下,爭取更多的電量保障生存,然而,此舉不僅擠占了其他電源合理的電量空間,同時對系統靈活性調節造成更大阻礙,進而形成再一次的惡性循環。

  “現在很多地區的熱費完全保證不了熱電聯產機組正常的生產成本,絕大部分熱電聯產機組都是虧損的。正由于熱費的拖欠和熱價的扭曲,促使熱電聯產機組依靠電的利潤來補熱的虧空,維持財務平衡。追根究底是非市場化的利益分配機制將熱變為電的重要制約因素。”業內人士告訴記者,“我們不能以扭曲下一個市場來對抗上一個已經扭曲的市場。現在大量改供熱機組的出現將會導致系統調節能力的缺口越來越大,而其背后恰恰體現了在‘既要’與‘又要’政策下,保民生與清潔性的失衡。”

  在前人總結的歷史規律中,社會的演進和變革注定要由競爭和新舊主體的替代來完成。當優先發電能力遠大于省內用電空間,煤電一次次退而求其次的“自我救贖”卻在現實中往往淪為“飲鴆止渴”。眼下,站在命運十字路口的不僅僅是19家公用燃煤電廠。

  以目前甘肅省內的消納和外送能力來看,若要完成國家可再生能源最低保障收購年利用小時數,意味著所有燃煤電廠集體“趴下”。而從整個西北區域來看,新能源最小出力99.99%的極端情況可達到整體裝機的5%,系統的調峰缺口和安全穩定運行的訴求決定了煤電無法被摒棄的現實。

  在電力平衡的“硬約束”和清潔能源“大基地”的發展命題下,甘肅煤電所面臨的系統風險迷局不單單是依靠“外送”可以解答的。

      關鍵詞: 煤電

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