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防范化解产能过剩 火电结构持续优化

时间:[2018-02-08 ] 信息来源:中国电力报
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   在绿色发展成为国家重要发展战略的今天,“火老大”的霸主地位逐步削弱。随着供给侧结构性改革的深入推进,防范和化解煤电产能过剩风险工作在2017年全面启动。刮骨疗伤,虽痛却必要;优胜劣汰,转型求生存。2017年煤电有序发展成效初显,一定程度上促进了火电利用小时数的回升。

 
  2018年,“防范和化解煤电产能过剩风险”的要求已变为“大力化解煤电过剩产能”,显示出新一年国家在煤电治理方面将施以重拳,将激发煤电行业更大范围深层调整的多米诺骨牌。
 
  火电利用小时终止下降态势
 
  中电联数据显示,2017年全国煤电投资下降39%,新增煤电装机3855万千瓦、同比减少142万千瓦,国家防范和化解煤电过剩产能风险工作成效明显。同时,2017年全国火电设备利用小时4209小时、同比提高23小时,终止了自2013年以来连年下降的态势。
 
  延续两年来煤炭去产能的有利形势,2017年防范和化解煤电产能过剩风险工作全面启动。2017年的《政府工作报告》首次提出防范化解煤电产能过剩风险目标任务,要求2017年要淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上。
 
  2017年上半年,国家能源局相继印发《关于进一步做好火电项目核准建设工作的通知》《关于发布2020年煤电规划建设风险预警的通知》等文件,指导地方政府和发电企业合理安排煤电核准、开工、建设时序,实现煤电有序发展。
 
  2017年7月31日,国家发展改革委、国家能源局通报《关于推进供给侧结构性改革、防范化解煤电产能过剩风险的意见》明确,“十三五”期间,全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦,淘汰落后产能0.2亿千瓦以上,实施煤电超低排放改造4.2亿千瓦、节能改造3.4亿千瓦,到2020年,全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内。
 
  2017年国家能源局对防范化解煤电产能过剩风险工作统筹推进、综合施策,既严控新增、清理违规,又要淘汰落后、转型升级,在调整结构的同时更加注重转型升级,有力有序有效防范化解煤电产能过剩风险。2018年1月25日,国家发展改革委召开新闻发布会通报,煤电行业去产能工作取得了新的进展和成效,《政府工作报告》确定的煤电行业5000万千瓦的年度目标任务已超额完成。
 
  防范化解煤电产能过剩风险工作提高了煤电行业效率,促进了煤电有序发展,从某种程度上促进了火电利用小时数的提升。综合电力消费较快增长、水电发电量低速增长等因素影响,2017年煤电利用小时数和发电量同比增加,调控成效逐步显现。2017年全国全口径火电发电量同比增长5.2%,增速同比提高2.9个百分点,其中,煤电发电量同比增长4.8%,增速同比提高3.6个百分点。
 
  2018年全国能源工作会议再次强调,要聚焦煤炭和煤电,深入推进供给侧结构性改革,大力化解煤电过剩产能。值得注意的是,“防范和化解煤电产能过剩风险”的要求已变为“大力化解煤电过剩产能”,显示出新一年国家在化解煤电过剩产能的力度将进一步加码。
 
  火电清洁高效向深度广度推进
 
  2017年火电领域的煤炭清洁高效利用再上新台阶。根据国家发展改革委、国家能源局通报要求,“十三五”期间,我国将实施煤电超低排放改造4.2亿千瓦,节能改造3.4亿千瓦,灵活性改造2.2亿千瓦;具备条件的煤电机组完成超低排放改造,煤电平均供电煤耗降至310克/千瓦时。
 
  有关统计数据显示,2017年全国各地全面启动并累计实施煤电机组超低排放改造6.4亿千瓦、节能改造约5.3亿千瓦,提前两年多完成2020年改造目标,大气污染物排放指标跃居世界先进水平,已形成世界最高效清洁的煤电系统。
 
  其中,京津冀、河南等多个省市已提前1~2年完成全部具备条件机组的超低排放改造任务。
 
  自2016年6月,我国正式启动火电灵活性改造示范试点工作以来,全国各大发电集团积极投身于灵活性改造的研究和实践。经过一年多时间的研究、试点,目前针对供热机组的灵活性改造方案相对多样化。从22家灵活性改造试点单位实施效果来看,大型蓄热水罐,蓄热式电锅炉和电极式电锅炉等均取得了较好的试验运行效果。
 
  在传统煤电多路径寻求清洁高效转变的同时,2017年国家对天然气发电也加大政策支持力度。2017年7月4日,国家发展改革委等13部门联合印发《加快推进天然气利用的意见》明确提出,到2020年,天然气在我国一次能源消费结构中的占比力争达到10%左右,到2030年,力争将天然气在一次能源消费中的占比提高到15%左右。这是目前我国唯一由13部门联合发布的针对天然气行业发展的文件。《意见》明确指出“将天然气培育成我国现代清洁能源体系的主体能源之一”。
 
  我国天然气价格较高,成为天然气发电推广的最大阻碍之一。2017年8月30日,国家发展改革委发布《关于降低非居民用天然气基准门站价格的通知》和《关于核定天然气跨省管道运输价格的通知》,将各省(区、市)非居民用气基准门站价格每立方米降低0.1元。基准门站价格调整后,天然气生产经营企业供应各地的门站价格原则上同步等额降低,充分释放降价红利,惠及下游天然气发电等行业。此外,通过对中石油北京天然气管道有限公司等13家跨省管道运输企业进行定价成本监审,核定13家企业管道运输平均价格比之前下降15%左右。
 
  天然气价格和管道运输价格的下降为天然气发电注入活力。公开数据显示,2017年,全国天然气产量1474.2亿立方米,同比增长8.5%。2017年我国燃气发电装机容量8500万千瓦,比2016年增长10%有余。   
 
  此外,生物质热电联产的发展已迈出实质性步伐。2017年7月和8月,国家能源局先后发布《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》和《关于开展生物质热电联产县域清洁供热示范项目建设的通知》,推动生物质行业由单纯发电向热电联产方向发展。2017年12月28日,《关于促进生物质能供热发展的指导意见》发布,明确将生物质能供热作为应对大气污染的重要措施,要求到2020年,我国生物质热电联产装机容量超过1200万千瓦,生物质能供热合计折合供暖面积约10亿平方米,年直接替代燃煤约3000万吨。
 
  煤电行业依旧在亏损面上挣扎
 
  伴随着2016年下半年开始煤价连涨,煤电开始步入经营困难的时期,这种局面在2017年进一步发展。
 
  由于煤炭价格高企,煤电企业经营困难,2017年6月,国家发展改革委下发文件,明确自2017年7月1日起,取消向发电企业征收工业企业结构调整专项资金,将重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准各降低25%,腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆上网电价。随后各省纷纷出台新的火电标杆电价,全国火电标杆电价平均上涨近1分/千瓦时。这一措施虽然在一定程度上缓解了煤价高企对煤电企业的不利影响,但并未从根本上扭转火电企业的经营困难。
 
  有关报告显示,2017年以来,受需求超预期、产能置换滞后、铁路运力局部紧张等多重因素影响,煤炭供需持续紧平衡,市场煤价高企,全年综合煤价绝大部分时间运行在600元/吨以上的红色区域。CCI5500动力煤价格指数全年平均值为642元/吨,同比大幅上涨163元/吨,涨幅34%。高煤价导致五大发电集团煤电板块亏损402亿元,亏损面达60%。
 
  中电联发布《2017~2018年度全国电力供需形势分析预测报告》指出,2017年,煤炭消耗需求增长超预期,产量受到抑制,煤炭市场供应量明显小于消费量,导致电煤供应持续偏紧,部分地区个别时段出现缺煤停机。相关部门多措并举增加供给、打击囤煤等行为,供需形势有所缓和,但迎峰度冬期间电煤消费需求仍然较快增长,华北、贵州、安徽、江苏、湖南、江西等地电煤供需形势仍较为紧张。2017年全国煤电企业电煤采购成本约比2016年提高2000亿元左右。同时叠加市场化交易电量规模进一步扩大,环保投入不断增加,环保补贴难以弥补巨额投入等因素,加剧了煤电企业生产经营困境。
 
  随着非化石能源比重的进一步提高,2018年煤电的市场份额将再度降低。据中电联预测,今年煤电装机容量将达到10.2亿千瓦、占全国装机比重53.6%,比2017年底降低1.5个百分点。在全社会用电量延续平稳较快增长水平的情况下,火电设备利用小时将与2017年基本持平。面对能源电力工作的新形势新要求,火电企业要主动作为,通过实施灵活性改造、煤电联营兼并重组等手段实现逆境突围。
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