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火电依赖“补偿”非长久之计更新时间:2016-07-13    浏览次数:

我国煤炭资源储量充足,燃煤发电长期在电源结构中占据主导地位。煤电机组在节能与环保改造上取得进步,对于整个电力行业的贡献毋庸置疑,但同时,煤电改造所涉及的设备数量、经济成本也是巨大的。在目前提倡以电代煤,打造高效清洁煤电的背景下,对于达到节能减排标准的机组,应当按照政策要求给予相应的政策支持。但从长远来看,随着经济转型与能源结构调整的深化,政策优惠的空间将逐渐缩小。

国家发改委、能源局今年下发的《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》显示,除北京、西藏及港澳台地区外,江西、安徽、海南三地煤电规划建设风险预警为绿色,湖北为橙色,其他地区均为红色预警。《通知》中说明,红色预警意味着区域内煤电装机明显冗余、系统备用率过高。而根据统计,今年上半年核准的58个火电项目共涉及全国17个省级地区,其中除了“上大压小”、热电联产等项目外,亦不乏位于红色预警地区的扩建工程项目。

《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》曾提出,综合考虑煤电机组排放和能效水平,原则上为超低排放机组奖励200小时左右的发电利用小时数。在超低排放改造起步时期,有部分较早完成改造的企业享受到了这一福利,但这一政策措施在超低排放全面推进的现阶段,已很难实现。

一方面,煤电装机容量不断提升,在用电需求疲软的情况下机组利用小时数持续走低,各省统调机组计划小时数亦逐年减少;另一方面,随着技术路线日趋成熟,超低排放改造的进度与规模都在不断扩大。今年以来,实现“全厂超低排放”的电厂也逐渐增多。综合两点,现阶段已没有足够的发电利用小时数可以拿来“奖励”。

装机过剩使得利用小时数奖励变得难以企及,而超低排放电价在成本覆盖上的补贴作用也在减弱。

今年1月1日起,根据新煤电联动机制,全国燃煤发电上网电价平均每度下调约2分钱。发改委日前召开的降成本专题发布会上明确,今年第二次电价下调也正在组织实施中。下调燃煤发电上网电价形成的降价空间,一部分将用于为达标机组提供环保补贴,但更多的是为了降低工商业用电价格,为企业减负。据透露,近期下调电价幅度平均为每度1.05分,各地根据自身情况有所浮动,安徽省降幅可能达到每度4.27分。相比之下,今年1月1日之后并网的超低排放机组享受到的超低排放电价仅为每度0.5分。对改造成本的补贴相比销售价格的降低,显得有些乏力。同时,国家发改委数据显示,今年1-6月份电煤平均为每吨320元,较2015年全年平均水平下降了约每吨43元。按照煤电联动机制一年为周期,明年1月份,燃煤机组上网电价和销售电价将进一步下调。

与此同时,电力体制改革逐步推进,对煤电行业又会带来新的冲击。清洁能源迅猛发展,节能调度等政策出台,电力交易市场开始建立,有的地区开始将计划电量分出一部分作为市场电量,这些因素都将使煤电利用小时数进一步减少。综合影响下,火电机组经济性下降,成本回收周期恐将延长。

诚然,从全国范围内仍有大量燃煤机组尚未达到超低排放标准来看,各地政府应按照国家政策要求,为电厂的改造给予相应鼓励支持,在煤电及其他非电高污染行业推进超低排放,依法争取补贴资金也是电企应得的权利。但在整个行业面临越来越大的压力,内部与外部竞争都愈发激烈的情况下,应该看到补贴对于电厂经营业绩起到的扶持作用已很有限。补贴无力救煤电企业于水火,也不该成为煤电企业摆脱压力的依靠。适应新环境,并以此制定正确的投资和经营策略,才是保障企业生存发展的根本。

(本文转自北极星电力新闻网)