煤价大涨 火电企业何去何从

时间：[2016-09-26 ] 信息来源:中国电力报

    9月21日，最新一期（9月14日~9月20日）环渤海动力煤价格指数（BSPI）报收于554元/吨，比前一报告期上涨了17元/吨,这是连续13个周期上涨，较年初的371元/吨上涨了183元，累计涨幅达到49.3%，再创年内新高。尽管国家有关部门对煤价的连续上涨保持着高度警觉，并出台了稳定煤炭供应、抑制煤价过快上涨的相关预案，而且启动了该预案的二级响应机制，但由于多种原因，煤价上涨的趋势并没有得到根本性遏制。
　　煤价上涨，火电企业火上烤
　　由于多种原因交织，导致本轮煤价上涨的幅度和时长均超出市场预期，同时使煤炭下游的火电企业如坐针毡。据统计，目前在我国火电企业总成本中，煤炭占了一半以上。2015年我国约有18.4亿吨的煤炭用于发电，煤炭价格每吨涨10元，对发电企业而言，就会增加约180亿元的成本，而自今年初以来，环渤海动力煤价格指数已经上涨达183元，照此计算，理论上电力全行业的成本较年初时将增加约3294多亿元。另外，从上网电价来看，继2015年4月国家下调电价之后，自今年1月1日起，燃煤上网电价再下调3分/千瓦时，这是自2013年以来最大的一次下调。随着煤炭企业在接下来的两个月内继续去产能1亿吨，煤价上涨将更加不可避免，火电企业成本继续增加这一趋势仍将持续。
　　9月13日，国家发展改革委公布了8月份全国综合电煤价格指数为369.74元/吨，环比上涨8.52%，同比上涨8.49%，连续3个月上扬，创近15个月来的新高；而煤炭产量却下降了11%，此消彼长。电煤价格不断上涨，导致下游火电企业的盈利空间大幅缩减，一些中央煤电企业资产负债率甚至高于80%，还有部分火电企业已经濒临倒闭。
　　然而，令火电企业难堪的不仅仅是煤价的上涨，电厂发电设备平均利用小时的下降和新能源的异军突起也同时令火电企业雪上加霜。9月18日，国家能源局发布1~8月全国发电设备累计平均利用小时数为2507小时，同比减少173小时。其中，火电设备平均利用小时数为2727小时，减少228小时。据中电联2015年电力工业统计快报显示，2015年全国发电设备平均利用小时数为3969小时，同比降低349小时，是1978年以来的最低水平。与之相反的是，2015年底，全国可再生能源发电装机容量达4.8亿千瓦，发电量占全部发电量的比重超过20%。双重夹击，火电企业被架在火上烤，苦不堪言，不堪重负。
　　长期以来,由于计划电和市场煤之间的矛盾，作为能源行业上下游的煤电两家处于利益链两端,在市场经济和宏观调控两种体制和机制下的作用下互有换位。在煤炭企业经历了长达4年的深度低迷之后，迎来了连续13个上涨周期。无疑，煤价的每一次上涨，对于以动力煤为主要发电原料的火电企业来说都是切肤之痛。对于此次嗷嗷待哺的发电企业，国家主管部门会不会再次出手干预？至少目前我们看到的结果是，在供给侧结构性改革和大力淘汰过剩落后产能包括火电企业僵尸企业的大前提下，国家主管部门再也不可能单独给某一个行业的诉求开绿灯了。面对此情此景，火电企业究竟该怎么办？
　　与其临渊羡鱼，不如退而结网
　　当前，中央实施供给侧结构性改革，全国上下都在关注钢铁、煤炭行业这两大劳动力密集型产业去产能的过程。殊不知，火电企业面临同样难题，而且情况一点也不比上述两大行业乐观，只是火电行业的去产能还没到那个程度。但毋庸置疑，火电企业正面临历史性拐点般的非常特殊的时期。我们认为,非常时期，当有非常举措。
　　第一，必须加快淘汰过剩落后产能，彻底消灭僵尸企业。据统计，在目前全国约15亿千瓦的总装机容量中，火力发电占到9.9亿千瓦，占66%之多，且仍有超过1亿千瓦的核准在建规模。有专家估计，即使按照6.5%的GDP增长率对能源的增长需求来看，到2020年我国火电仍将有4亿千瓦的过剩产能，其中的落后产能和“僵尸企业”不在少数。因此，处置僵尸企业需要一种刮骨疗毒、壮士断腕的勇气和魄力，其意志必须坚定不移，其手段必须坚强有力,其结果必须扎实有效。
　　第二，发电企业要逐步提升低碳清洁能源装机比重。按照《大气污染防治行动计划》《火电厂大气污染物排放标准》《煤电节能减排升级与改造行动计划》等规定，国家要求全国新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克/千瓦时。到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时，其中现役60万千瓦及以上机组(除空冷机组外)改造后平均供电煤耗低于300克/千瓦时，不断加大清洁能源装机占比。目前有数据显示，截至6月底，国家电投集团清洁能源装机占比达41.69%。国电集团清洁能源装机比重达到29.8%。华能集团清洁能源装机比重达到28.9%。但一些地方所属的中小型火电企业即使在改造后也恐难以达到此标准，对此必须坚决淘汰。
　　第三，发电企业要调整经济结构，积极发展新能源和可再生能源，降低火电在企业营收中的比重。如今，在欧洲的一些国家新能源已经完全替代了传统能源；而截至2015年底，我国非化石能源发电装机容量和发电量占比分别比2010年提高8.1%和8.3%，非化石能源呈现快速增长特征。2016年预计非化石能源发电装机比重将会提高到35.7%，非化石能源消费比重将调高到13.2%，这是一个非常可喜的变化趋势。但是，由于地区经济发展差异和能源体制原因，在一些地区“弃水”“弃风”“弃光”问题仍然十分严重，亟待有关部门加以协调解决。
　　第四，加快煤电联营和煤电一体化步伐，降低煤或电两端任意一端受市场冲击的风险，保障国家能源安全。过去由于体制原因，煤企管挖煤，电企管发电，条块分割，如今在市场经济条件下必然会有争端。煤电一体化最终的目标是在一个企业主体内不区分煤企或电企，就像一个人的左手右手，不管左手进右手出还是左手出右手进其实都一样，左右手再也不会打架。值得关注的是，国家发展改革委于5月17日正式发布《关于发展煤电联营的指导意见》，针对当前现状，要求提高煤电联营资源利用效率，增强煤电联营专业化管理水平，提升煤电联营项目竞争力。笔者认为，在当前形势下,走一条煤电联营之路,无疑是解决煤电矛盾的最佳途径，但煤电联营既要有政府的引导和支持，又要切忌拉郎配，而要由煤电两家根据市场经济机制下通过平等协商、在公正公平的原则下得以实现。
　　第五，强化企业内部改革，降低企业运营成本。毋庸讳言，当前资源和环境约束加剧，节能减排政策日趋严厉，环保改造压力增加，火电企业环保边际成本持续增大。国家发展改革委、国家能源局2016年4月下发的《关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能的通知》、《关于促进我国煤电有序发展的通知》、《关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布2019年煤电规划建设风险预警的通知》三份文件，要求加强对煤电机组超低排放改造和节能升级改造。在按照国家要求进行升级改造的同时,火电企业要从采购、经济适用、合理储存等方面加强燃料管理和控制燃料成本；更重要的是，企业自身必须通过加强内部管理、深挖内潜、降低能耗等方面切实降低运营成本。
　　总之，面对煤价咄咄逼人的上涨趋势，火力发电企业不能再像以往那样等靠要了，必须积极主动谋求企业转型升级，深化结构调整，苦练内功，深挖内潜，以刮骨疗毒、壮士断腕的勇气和魄力淘汰落后产能和僵尸企业，实现轻装上阵，才能一骑绝尘。我们相信，火电企业在不远的将来必能有一个华丽转身。