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煤电经营面临五大难题 火电行业该如何摆脱当前困境？

摘要：到2020年，全国的生态环境质量总体改善，并列出了PM2.5未达标地级及以上城市浓度下降18%、二氧化硫和氮氧化物排放量减少15%等12项约束性目标，而煤电企业是二氧化硫、氮氧化物、颗粒物、重金属等有害物质排放大户，这些约束性指标的“约束性”不言而喻。

2016年，国家继续深化供给侧结构性改革，深入推进“三去一降一补”，下大力气解决煤电过剩问题，国家能源局下达了《关于2016年煤电行业淘汰落后产能目标任务的通知》要求，加大对单机30万千瓦以下、运行满20年的纯凝机组和运行满25年的抽凝热电机组的淘汰关停力度。为落实河北省委、省政府“科学治霾、协同治霾、铁腕治霾”要求，河北省发改委也正在研究有序淘汰30万千瓦及以下纯凝发电机组、20万千瓦及以下热电机组。面对火电机组上电价下调、燃料价格飞涨、环保要求严苛、暴雨洪灾突发等诸多困难，河北兴泰发电有限公司(及所属的邢台国泰发电公司、河北建投沙河发电公司)认真落实“保安全、强对标、降能耗、促转型”的工作要求，勇于担当、主动作为，扎实推进各项工作，在安全生产、经营管理、创新发展、党风党建方面都取得了突出进步，实现了“十三五”发展良好开局。

煤电企业经营面临五大难题

继钢铁、煤炭去产能之后，防范化解煤电过剩产能风险被列入2017年的政府工作报告，明确提出了2017年要淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上。近期陆续出台的能源电力“十三五”发展规划，也要求加快推动能源产业向清洁低碳、安全高效转型。煤电节能减排加速，碳排放权交易将正式启动，今后国家还将对火电机组强制实行非水可再生能源发电配额考核机制，煤电企业将承受更大、更复杂的压力和考验。

一是由于煤价高位运行、电量电价下降等因素造成电企经营效益下滑的趋势短期内难以改变。2017年初煤电价格联动搁浅，而公司用煤受邢与公司员工同吃同住的1000多个日昼夜夜台区域煤炭去产能及山西煤源运输线路施工影响，煤价居高，公司盈利能力经受着严峻考验。

2016年底之前，煤炭去产能捷报频传，各省份差不多均提前超额完成年度去产能目标任务，煤炭行业2.5亿吨的落后产能得到化解。今年，按照出台的煤炭“十三五”规划，全年仍然要去产能3亿吨，相比去年有所增加。如果照此计划顺利完成年度指标，且今年3月供暖季节结束之后恢复到276个工作日的话，到今年夏季用电高峰时节，煤炭供需紧张将成为大概率事件，煤价再度攀升在所难免。

反观煤电企业，虽然环渤海指数初步稳在了593元/吨的水平线上，但实际成交价要高得多。而且，2016年虽然煤价涨得超出预期，根据煤电价格联动计算公式测算，2017年煤电标杆上电价全国平均本应每千瓦时上涨0.18分钱，但由于联动机制规定标杆上电价调整水平不足每千瓦时0.2分钱时，当年不作调整，计入次年，因而煤电企业期盼已久的电价“涨一点”落空，日子愈发艰难。另外，让煤电企业头疼的远不只是这些。根据中电联发布数据显示，2016年煤电设备利用小时数为4250小时，是1964年以来最低水平;预计2017年煤电利用小时数将降至4100小时左右。随着煤价的稳定回升和煤电装机的陆续投产，煤电利用小时数会持续下跌，煤电日子更是雪上加霜。

因此，从增量上看，煤电发展节奏受到国家宏观产业政策的严控。从存量上看，2016年的煤电走向了全行业亏损的险境——电力装机增速高于电力需求增速，电力供需整体宽松形势将阶段性持续，煤炭价格上涨的压力仍然存在。

二是行业预测今年社会用电量增速可能下滑到3%左右，水电、核电、太阳能发电等清洁能源将继续快速发展，煤电发电量增长空间受限，加之区域内新增装机投产发电，将导致机组利用小时进一步降低。

上述情况只是煤电企业面临危机的冰山一角。非化石能源来势凶猛、咄咄逼人的攻势才是真正的 “终结者”。数据显示，2016年全国的电力装机总量16.5亿千瓦，其中非化石能源发电装机比重已经达大会参与者既包括众多知名跨国公司到36.1%，同比提高2%。按规划，今年力争新开工水电、核电装机规模分别为2000万千瓦、1000万千瓦，新增风电、光伏并装机容量分别为2000万千瓦、1800万千瓦。2016年12月5日国务院印发的《“十三五”生态环境保护规划》指出，优先保障水电和风能、太阳能、生物质能等清洁能源项目发电上，落实可再生能源全额保障性收购政策，到2020年非化石能源装机比重达到以确保其在高速主动灌装机上可以顺畅地进行灌装39%，煤炭占能源消费总量的比重降至58%以下。不言而喻，这些非化石能源项目的陆续开工、投产，无异于对传统煤电企业形成了挤压之势。

三是电力体制改革加快推进，2017年全国用电量的30%——50%将进入电力市场开展交易,河北南电力直接交易将扩大至360亿千瓦时，市场电的增加将使区域内电厂竞争加剧，电量与利润都将承压。

截至2017年3月底，已有21个省(区、市)开展了电力体制改革综合试点，9个省(区、市)和新疆生产建设兵团开展了售电侧改革试点，3个省(区)开展了可再生能源就近消纳试点，形成了以综合试点为主、多模式探索的格局。

然而，市场电量无底线降价、比重无序扩大，再加上电煤价格的持续上扬，我国发电企业的生存空间承受了多重挤压。2016年初，燃煤发电上电价下降了3分/千瓦时，再加上2015年下调2分/千瓦时的翘尾影响，影响发电利润超过千亿元。同时，双边交易、集中竞价交易、跨区跨省送电等市场化方式实现交易电量大幅增加，市场电量比重快速增加到近30%，尽管“折价”交易幅度缩小，仍对发电行业形成了很大的冲击。

2017年，坚持市场化改革、有序放开发用电计划、逐步扩大市场化电量比例、加快电力电量平衡从以计划手段为主向以市场手段为主转变，仍然是我国电力体制改革和电力市场建设的重要内容。可以预见，我国电力市场建设将越来越完善，参与主体将越来越广泛，市场交易规模将越来越大，电力市场化之火，将越烧越旺。

四是环保压力越来越大。面对日益严峻的环境问题和更加严苛的环保应急措施，地方启动重污染天气应急预案频次多、时间长，节能减排的硬性要求限制了公司抢发多发，增加了机组运营成本。

2015年1月1日新《环保法》实施以来，煤电项目的环评、排污标准与排污总量、按日处罚等条款犹如给煤电企业上了若干道“紧箍咒”。《“十三五”生态环境保护规划》指出，到2020年，全国的生态环境质量总体改善，并列出了PM2.5未达标地级及以上城市浓度下降18%、二氧化硫和氮氧化物排放量减少15%等12项约束性目标，而煤电之前收紧的限产政策随之也适时调剂企业是二氧化硫、氮氧化物、颗粒物、重金属等有害物质排放大户，这些约束性指标的“约束性”不言而喻。