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煤电企业发展困境及对策建议

2019/07/15 阅读:

摘要:煤电企业作为我国电力供应的主体,是经济稳定发展的重要保证。然而,面对发电成本、售电收入和环境成本三方面的问题,煤电企业出现了大面积亏损现象,生存发展面临巨大挑战。文章针对煤电企业的发展困境,从煤电矛盾、环保管制、去产能政策和新能源发电并网这四个方面进行原因分析,并提出了相应解决建议,希望对煤电企业脱困提供借鉴。

关键词:煤电企业;亏损;政府管制;能源政策;技术改造;对策建议

1现实背景

能源是人类文明进步的重大动力,经济社会的可持续发展离不开能源的有效支持,国家的繁荣发展依赖于能源的安全供给,人们的日常生活更是与能源息息相关。全球范围内长久以来的以化石能源为主的能源消费结构,在推动经济飞速发展的同时,却也因开采、利用的不合理对地球生态造成了严重污染,人类的生存环境受到巨大威胁,这使积极推动能源转型,追求更加绿色、安全的可持续发展道路显得迫在眉睫,人类开始了由化石能源向新能源转变的第三次能源转型。2016年4月22日,近200个国家正式签署《巴黎协定》,旨在通过加强国际合作,推动温室气体减排,共同应对气候变化,这作为能源转型进程中的标志性事件,预示了全球范围内能源清洁、低碳化发展的大趋势。中国是一个能源消费大国,在能源转型中面对的任务极为艰巨。为实现应对气候变化的减排目标承诺,中国大力推进能源革命,追求能源供给绿色多元化,能源消费清洁化、低碳化,能源技术不断创新升级。同时,加快生态文明体制改革,努力建设美丽中国,不断推进绿色安全的能源发展。电力是能源发展的关键部分,电力工业在支撑国民经济发展上起基础性作用。各行各业的生产经营均依靠电力提供关键性的保障,因而政府高度重视电力生产安全和电力供应稳定。发电作为电力工业的核心环节,不仅决定了电力工业的规模,还制约着后续的输电、变电、配电、用电环节,所以发电行业的良性发展尤其重要。

1.1我国电源结构近况

目前及未来很长一段时间内,我国的电源结构都将以火电为主,正如表1所示,尽管2013年-2018年我国火电发电量占比从78.58%降到了70.39%,但仍保持着主力电源的地位。同时,“富煤、贫油、少气”的国家能源状况使得煤电成为了火力发电最主要的选择。根据中电联行业统计数据,煤电发电量在火力发电中占比高达91%,足见煤电还将长期扮演我国发电侧的核心角色。

1.2电煤价格波动状况

2017年印发的《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》,将动力煤的价格波动被分为三种情况,建立起价格异常波动预警机制:价格上下波动6%以内为绿色区域,属于价格正常;价格上下波动幅度在6%~12%之间为黄色区域,属于价格轻度上涨或下跌;价格上下波动幅度在12%以上则是红色区间,属于价格异常上涨或下跌。该预警机制出台前,受煤炭去产能、控产量政策影响,电煤供需难以平衡,电煤价格急剧上涨,长期走高,煤电企业经营困难局面不断加剧。而近两年,当煤炭价格大幅上升至红色区间时,国家平抑煤炭市场价格相关措施进行干预,可以短暂实现煤价的增长停止或小幅度回落。但是由于煤价长时间处于“红色区间”运行,煤电企业发电成本依旧居高不下,出现大面积亏损局面。2019年1月,中国电力企业联合会发布《2018-2019年度全国电力供需形势分析预测报告》,指出2018年各期电煤价格均超过绿色区间,国内煤电企业采购成本大幅增加,全年全国火电企业亏损面近50%。

1.3现行能源政策梳理

在经济新常态下,实现高质量、可持续的发展对我国的能源产业提出了新的要求。《能源发展“十三五”规划》明确指出,必须构建清洁低碳、安全高效的能源体系。针对电力行业,国家主要从传统能源转型和新能源开发两个方向作出了努力,以下是对主要相关政策的简单梳理。保证电力可靠供应,缓解煤电矛盾。不断完善煤电价格联动机制,健全煤炭价格异常波动预警机制,切实保障煤炭中长期合同制度有效履行,积极探索煤电联营的可靠模式。第二,实现煤电行业高质量、低碳清洁发展。在供给侧改革推动下,以“严控增量,优化存量”为要求,预防并化解煤电过剩产能。同时,紧抓超低排放改造,规范碳排放管理制度,完善碳市场。第三,鼓励技术改造,带动产业升级。政策明确提出要促进火电灵活性改造,建立健全辅助服务体系,打造更为稳定可靠的现货电力市场。第四,积极推动新能源健康发展,保障可再生能源电力消纳,不断推进可再生能源电力配额制度和绿色电力证书制度的实施。

2煤电企业发展的困境及原因

2.1发展困境

显然,煤电企业的持续性亏损与长期走高的煤价有直接关系,但这绝非唯一的原因。煤电企业能否实现盈利主要取决于三个部分:发电成本、政策成本和售电收入,目前这三方面都面临一些问题。发电成本方面,煤炭价格占发电成本的70%左右,而近年来电煤价格长期在红色区间浮动,发电量因煤电装机规模受控、新能源发电并网和去产能政策而一定程度减少,煤电机组在给新能源发电托底过程中常降到低负荷运行,整体利用小时数低,能耗巨大,采购成本大幅增加。政策成本方面,煤电企业面临的最大压力来自政府的环保规制。为贯彻落实《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020)》,新建燃煤发电项目若不能严格按照能效、环保标准进行布局将无法获得准入,大气污染物排方高于政策规定的燃煤电厂将被关停。同时,煤电企业持续推进减排,需要继续投入大量资金用于环保设施改造、发电技术创新等,企业生产成本大大增加。收入方面,当煤价上涨时,电价因受政府管制而无法及时作出调整,煤电企业便无法将煤炭采购成本压力部分转移给电网,只能独立消纳这部分亏损。电力市场化改革进程中,市场化使交易电量增加,但无序的甚至是恶性的竞争导致交易电价不断下降,一度低于标杆电价。国家还曾几次下调标杆电价,给煤电企业造成了政策性降价减利。此外,政策补贴也常常不到位。

2.2原因分析

(1)煤电矛盾尖锐,降低生产效率市场煤和计划电的矛盾由来已久。1993年,我国启动煤炭价格部分市场化的改革,“计划煤”和“市场煤”并存的价格双轨制下,电价却始终受到政府管制。每每煤炭价格逐渐走高,电价无法及时作出调整而必须负担高额的煤炭成本,这就引发了20多年来的煤、电行业之间的博弈。究其根本原因,在于价格机制的不合理,煤炭和煤电这两个上、下游产业之间采用不同的定价机制,价格信号难以起到良好的调节供需的作用。近几年,煤电矛盾依旧尖锐。电煤价格涨势凶猛,煤电企业的发电成本攀升,利润空间被大幅压缩,甚至出现了大面积亏损。此时,主要起疏导价格作用的煤电价格联动政策对于缓解煤电矛盾已收效甚微。一方面,现行煤电联动周期为一年,时间过长,电价无法在煤价大幅上涨时尽快做出调整,具有严重的滞后性。另一方面,为了保证其他产业的稳定发展和社会经济的平稳运行,煤价上涨过快时,国家总是选择放弃启动煤电联动机制。出于有效规避价格风险的考量,政府一直鼓励并支持煤炭企业和发电企业签订煤炭中长期合同,但是由于双方利益不对等,煤电企业往往采取捆绑签订、上调价格、降低合同比例等方式实现自身利益最大化,增加了煤电企业的采购成本。为了从根本上解决煤电冲突,我国一直在探索煤电联营的道路,神华集团和中国国电集团的合并重组就是非常典型的案例。所谓煤电联营,指的是按照煤电一体化、煤炭企业办电厂、电力企业办煤矿、煤炭企业参股电厂、电力企业参股煤矿、煤炭电力企业相互参股等模式(吴亚平,2016)实现一种利益捆绑,帮助煤炭和煤电企业间形成长期而稳定的合作,进而充分发挥产业协同效应。毫无疑问,煤电联营不仅能够有效保证能源供应稳定,还对产业结构调整、煤电产业可持续发展起到积极地推动作用。

然而,这种机制在实践中面临着一些不可忽视的问题。首先,煤炭和煤电企业尚未形成良性的互选合作机制,仍由政府在主导煤电一体化相关项目。其次,煤炭和发电企业重组完成后的企业内部制度构建还存在很大争议。最后,原有的两种企业文化融合困不易,双方员工未能尽快产生对这个共同体的认同。如果不能处理好这些问题,只是“组而不合”,则极有可能导致电煤矛盾内生化,影响两个产业的运营效率,与煤电联营的初衷相悖。(2)环保规制不断增强,加重煤炭企业压力电厂进行燃煤发电时,煤炭燃烧会产生大量的温室气体和污染物,危害人类的生存环境。这种经济的负外部性需由政府通过制度规定来转化为煤电企业的内部生产成本,从而促使煤电往清洁高效方向发展。政府要求煤电企业对现有生产设备进行升级改造,开展了“上大压小”和超低排放改造等行动。为了控制碳排放,碳排放权交易市场和绿色证书制度也应运而生。对于在我国碳排放总量中占比过半的电力行业来说,为了避免超额排放,就不得不依靠新能源发电来降低碳排放量,同时不断改进燃煤发电技术并培育低碳技术以降低煤耗,这都需要投入大笔资金的投入。燃煤电厂的环境保护成本主要在于电力用煤本身的质量,而我国的电煤还存在煤质多变、质量差的问题,不仅影响发电效率,还会使燃烧环节产生更多的大气污染物,给后续的环保设备带来压力,也对煤电企业的低碳技术等提出了更高的要求。此外,部分省份更为严格地进行烟气脱白。所谓的白色羽烟,其实是燃煤电厂机组尾部烟道经脱硝脱硫除尘装置后排出的烟气,因其中含有较多水蒸气而呈白色。但少数媒体及普通大众不明其意,将此看作污染问题。为安民心,燃煤电厂不得不在机组的排烟末端加装消白装置,毫无疑问这又增加了煤电企业的成本。巨大的环保压力下,煤电企业环保改造投入大幅增加,生产成本显著上升。(3)供给侧改革深化,加大去产能力度2017年7月,政府发布《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》,对煤电行业有序有力化解产能过剩风险提出了要求,“严控增量,优化存量”是主要任务。第一,淘汰落后的、不安全的、不环保的产能,释放更多的空间留给先进产能。关停不达标的煤电机组,整顿停建违规项目,严格把控新增煤电规划建设目。第二,加快技术研究,对现有机组进行灵活性改造,以提高机组运行效率,减少环境污染。

能源发展转向绿色低碳化是不可逆的大趋势,我国正朝着这个方向稳步前行。长远来看,煤电行业去产能有助于提高现有机组利用率,降低生产成本,扩大有效供给。但随着大力度的去产能,煤电发电量势必大幅下降,而清洁能源发电尚无法构成大的盈利点,大量闲置机组的处理问题被摆在眼前,长期停运需要投入设备保养开支,造成的经济损失成为煤电企业当下不得不承受的负担。此外,许多煤电装机项目的缓建甚至停建,释放出大量人力资源,该如何安置这些员工也困扰着煤电企业。倘若不能做出合适的安排,将会大大影响员工的工作状态,减损其归属感,不利于企业稳步发展。(4)新能源发电规模增长过快,挤占煤电发展空间在国家政策推动下,电力系统能源结构调整持续推进,新能源装机规模不断增加,对于满足消费者用电需求将承担越来越重的任务。风电和光电是主要的新能源发电方式,其受天气和季节因素的限制,具有不稳定性。并且风电、光电的发电地区往往供给有余,需求不足,电网难以消纳这么多的电能,而远距离传输又会造成额外的成本投入和设备损耗等问题。于是,弃风弃光的情况频繁发生。政府为了保障新能源发电技术稳定发展,先后出台可再生能源电力配额制度和绿色电力证书制度以解决新能源发电的消纳问题。煤电企业的经营发展因此受限。一方面,用户对电力的需求是一定的,新能源装机容量的逐年增加以及电网消纳新能源电力份额提高,意味着煤电需求量减小。另一方面,新能源发电的不稳定性要求煤电及时补位,确保持续供电,大大影响煤电机组运行安全、效率。在此过程中,煤电企业电厂整体利用小时数下降,即会有更多的时间处于闲置或是低负荷运行,这对煤电机组的调峰能力就有了更高的要求。为提高燃煤机组灵活性,需投入更多新型热工控制设备,并且机组若长时间处于低负荷运行,发电效率低下,煤耗高,大多数机组不得不使用喷洒燃油的措施来确保其在低负荷下长期运行而不至于炉内灭火而导致非计划停运,负荷的变动会使机组间的各设备部件长期处于热疲劳状态,使得其经济性和可靠性均受到影响。另外在配电侧,火电灵活性更是关系到电力系统稳定性的重要因素。因此,在新能源发电的大势下,煤电企业要扮演好托底角色并保证自身的顺利发展,面临着技术升级和改造的巨大压力。

3改善煤电企业发展困境的建议

面对重重压力,煤电企业可以说是举步维艰。理清煤电行业所面临的难题后,探寻相应的对策以扭转亏损局面显得迫在眉睫。针对煤电企业发展过程中遇到的各种问题,本文重点提出了以下几条建议。

3.1综合运用政策工具,有序疏导煤电冲突

不断完善煤电价格联动机制、煤电中长期合同机制,继续探索煤电联营的高效模式。首先,煤电价格联动机制的推行对于疏导市场化的煤价和政府规制下的电价之间的矛盾发挥了有效作用,但一年的调整周期使得电价的调整具有严重滞后性,所以需要对调整周期进行修改,恢复为半年或是改为一季度都值得考虑。此外,由于电价大幅变动将会给经济社会运转带来很大影响,煤电联动往往难以按规执行,所以政府还需健全煤炭价格异常波动预警机制,在煤价过快上涨是采取抑制措施。比如,规定当煤炭企业的销售价格超过某一条红线时,将对其超额的收益部分收取特殊税,而这笔税款可用于补贴煤电企业。其次,煤炭中长期合同制在现阶段对于稳定煤炭供应的作用巨大,但合同兑现率低阻碍了该政策的有效发挥,则必须建立好煤炭市场企业信用体系,加强政府监督,确保政策落到实处。最后,要加快推进煤电联营,积极探索高效的模式。在全面考量各类主体的特性与需求的基础上,政府要鼓励多种形式的煤电联营,出台并完善的优惠政策,协助联营的煤、电企业完成内部融合,加强对重组企业的考核评估。只有摸索出相对成功的煤电联营模式,才能够打消煤炭和煤电企业的顾虑,使他们敢于携手并逐步实现从外在形式到内部理念的融合,最终达到1+1>2的效果。

3.2加强技术开发和应用,积极应对环保规制

加强超低排放技术研究,提高煤炭的高效清洁利用,同时达到优化存量的目的。燃煤电厂烟气中有三大污染物:氮氧化物,二氧化硫以及灰尘。在除尘方面,大力促进低低温电除尘技术、湿式电除尘技术和高频电源除尘技术等除尘工艺的开发,目前电厂除尘平均效率已达99%以上,但仍有部分电厂技术不够普及;在烟气脱硝方面,推行SCR催化脱硝装置,通过催化还原,将烟气中的氮氧化物还原为无污染的氮气;在烟气脱硫方面,综合湿法脱硫及脱硫塔普及,将烟气中的二氧化硫吸收转化为石膏,降低污染的同时可为电厂创收。随着洁净煤技术、超低排放改造等的不断突破,燃煤发电已然成为最清洁的煤利用方式。为保障自身的长远发展和国家节能减排工作的稳步推进,未来火电厂将追求近零排放,但是这种理想愿景的实现需要先进的环保技术作为支撑,以目前技术研究的进展来说任重而道远。创新新型燃烧方式电厂,加快优化IGCC煤气化燃气轮机联合循环新技术及循环流化床锅炉机组的推广等。以华能天津IGCC示范电厂为例,其首开经过煤气化进行燃气轮机及汽轮机联合循环,大大提高了发电效率。且煤气化后再进行燃烧做功,产物更加清洁环保,这本该是燃煤发电的新风向,但其在前期气化的过程中居高不下的厂用电率使得IGCC电厂难以降低发电成本,导致推广缓慢。因此要优化降低IGCC电厂厂用电率,使煤电企业在发电更环保、效率更高的情况下,尽可能降低其发电成本。此外,循环流化床锅炉机组的出现,通过流化床内煤粉加热砂子蓄热循环,大大提高了燃煤机组的煤粉适应性,使得燃煤电厂在锅炉侧更加经济安全,从而谋出一条新的发展之路。

3.3科学开展总量调控,有效缓解去产能压力

煤电去产能的重点在于严控增量和优化存量。一方面,要合理规划新增煤电建设项目,对现有机组的工作运行进行调整。逐步关停效益低的中小型机组,并根据这些机组的情况不同进行转让、改造或拆分以实现再利用。提高大功率机组的设备利用率,减少低负荷运行的情况。政府要发挥缓冲的作用,分担煤电企业压力。比如关停机组的处理,政府或回收相关用地进行改造或承担闲置机组的维护费用,减少煤电企业的经济损失。另一方面,煤电企业要不断提高火电机组灵活性,促进辅助服务市场的建立健全。电力辅助服务市场是能源结构调整阶段煤电企业新的收益点,对于有效化解过剩产能,帮助煤电企业脱困作用突出。当前的电力市场需求出现疲软,但这只是一种阶段性电力供应过剩,若不合理规划,未来可能发生电力供应短缺的情况。因此,还需要政府从行业发展大局出发,加强顶层设计,统筹考虑相关机制的建立与完善,保证煤电企业平稳发展。比如,积极推动电力容量市场建设,这不仅能有效解决存量发电资源的问题,引导发电资源不断优化,更可以从更长远的角度保障电力长期安全、稳定供应。再或是,完善电量补贴、财政补贴等政策,为承担调峰任务、积极响应国家政策要求停运、缓建的机组提供合理的补偿。

3.4明确煤电自身定位,促进新能源发电健康发展

由于新能源发电的质量问题和地域局限,弃风弃光的情况频繁发生,火电机组灵活性改造被认为是解决新能源并网消纳问题的关键途径。相比于新能源发电,煤电具有更好的调峰能力,但如何保证火电厂低负荷下不灭火,以及快速响应电网升降负荷和扩大负荷灵活性都还是现有难题,因此不停炉超低负荷运行,减少锅炉汽轮机启停时间以及响应负荷时间长短是火电灵活性研究的关键方向。除了提高机组低负荷运行时的效率和安全性,在新能源电力发展道路上扮演的“防摔垫”的角色,火电灵活性改造还可帮助煤电企业参与辅助服务市场,通过出售深度调峰等辅助服务获得可观的收益。全面考虑我国电力行业发展方面的现状,合理规划新能源发电目标,调整并规范原有促进新能源发展政策。一方面,新能源发电受天气影响会产生波动,对天气进行监测预估而进行调度也需要成本投入,而新能源电力的价格却无法正确反映其本身的价值,这中间的差值就成了加重在煤电企业身上的负担,要求必须建立合理的价格机制。另一方面,政府对清洁能源发展的大力支持主要表现为财政补贴,然而随着新能源装机规模的不断扩大,政府补贴能力受到挑战,最终导致补贴欠费且规模不断扩大。面对新能源急速增长的补贴需求,政府巨大的补贴压力,可再生能源配额制和绿证交的出台可以说解了燃眉之急。通过配额制,以强制性的手段规定新能源电力的市场份额,保障了新能源的消纳,绿证交易制度则是借由市场手段为新能源发电提供另一种形式的补贴。因此,必须坚持完善并持续推进配额制、绿证交易制度。

结束语

诚然,随着电力结构改革的深入调整,新能源发电规模将不断扩大,煤电利用小时数的不断缩减是无法避免的。但基于我国资源存量的现状,煤电在未来很长一段时间内都还会是我国的主力电源,发挥保证可靠电力供应的作用。因此,解决煤电企业的持续性亏损问题具有重要意义。第一,面对新能源发电的步步紧逼,环保规制的不断加强,去产能力度的持续增大,还有煤、电之间长期存在的矛盾,煤电企业首先要从自身出发,明确解决这些难题的根本途径是技术改造,完成了自身的规划和升级,然后才有可能在配合国家政策执行的同时保证自身利益不受损。第二,电力行业的特殊性决定了它必然会受到政府的多方面规制,而政府在规范和稳定电力生产上确实有着天然的优势。从国家大局的角度出发,煤电行业的担负的众多政策压力对于提高整个行业效率、减缓煤炭这种不可再生资源的消耗以及实现绿色低碳发展等有积极的推动作用,但发电侧系统庞大而复杂,难以及时对政策做出正确反应并及时调整发展战略,技术上更是需要投入大量人才、时间和资金去培育。政府应该充分考虑到这些,进行更为人性化的政策设计。第三,除了煤电企业自身和政府层面的努力之外,公众对煤电的认知的纠正也极为关键。由于普通公众无法获知专业性的知识,难以对燃煤发电做出正确的评价,有时更是在媒体的推波助澜下发酵成社会舆论,影响到政府政策制定并进而干扰煤电企业的经营。所以必须对公众进行相关基础知识的宣传普及,使人们的观念发生改变。人们需要公正理性地看待煤电,而不是囿于传统的偏见。可以说,中国的煤电企业正处于能源结构转型带来的阵痛期,短时间内难以解决,但是能够通过各方努力得到缓解,煤电自求突破、政府合理规制和公众理解支持缺一不可。

参考文献:

[1]吴亚平.我国煤电联营发展情况分析和措施建议[J].煤炭工程,2016,48(12):138-141.

[2]尹伟华.2018年以来我国电力供需形势及问题对策研究[J].中国物价,2018(11):65-67.

[3]徐亚平,王鹏,徐达.燃煤电厂超低排放的技术探究[J].中国资源综合用,2018,36(10):112-114.

[4]林伯强.电煤市场化对电力企业的影响及应对策略[M].北京:科学出版社,2015:1.

作者:刘婷婷 单位:华北电力大学

煤电企业发展困境及对策建议

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