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2019火电之蜕变转型

1-10 10:25| 发布者: lihongfeng| 查看: 496| 评论: 0|原作者: 卢彬|来自: 中国能源报

摘要: 能源结构调整与电改任重道远,除了煤价,煤电行业面临的掣肘仍有很多。2014年开始的“超低排放”改造已到收官阶段,通过改造、掺烧等手段降低煤耗成为当前煤电企业关注的重点。而随着环保政策趋严,一些尚未被纳入监 ...

  相比2018年,2019年煤价带来的成本压力有所缓解。在煤炭优质产能逐渐释放、进口煤政策调整等因素影响下,动力煤价格走势逐渐稳定下行。时近2019年末,中电联发布的中国电煤采购价格指数(CECI沿海指数)5500大卡综合价已降至550元/吨以下,电煤价格久违地接近并进入“绿色区间”。

  能源结构调整与电改任重道远,除了煤价,煤电行业面临的掣肘仍有很多。2014年开始的“超低排放”改造已到收官阶段,通过改造、掺烧等手段降低煤耗成为当前煤电企业关注的重点。而随着环保政策趋严,一些尚未被纳入监测指标的污染物以及二氧化碳排放等,可能还会给煤电行业带来新的挑战。

  ■■电改深化 “洗牌”加速

  对本轮电改而言,2019年是改革措施深化落地的关键一年。电改推动过程中,煤电企业扮演了“让利”角色,但电力行业走向市场化发展的大方向不会变,适应改革环境已是煤电企业生存的必要前提。

  内蒙古电力多边交易现货市场模拟试运行启动,此轮电改中第一批8个电力现货市场建设试点全部投入试运行,也标志着电力市场建设更进一步;国家发改委发布《省级电网输配电价定价办法(修订征求意见稿)》,省级电网输配电价改革持续推进;2020年全国能源工作会议指出,2019年市场化交易电量预计将达到2.3万亿千瓦时,同比提高6%。

  同时,煤电行业开始打破“铁饭碗”。国家发改委公布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》,明确从2020年1月1日起,取消煤电价格联动机制,将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。煤电市场化电量不断增长,“计划”色彩浓重的标杆电价机制即将成为历史,作为电力供应侧“主力”,煤电行业探路市场化,将为整个电力行业直面市场提供宝贵经验。

  ■■做优存量 找准“定位”

  煤电陷入经营困难,产能过剩是原因之一。在国家能源局今年4月发布的《2022年煤电规划建设风险预警》中,煤电建设风险亮起红灯的省份仅剩8个,这意味着用电需求的增长逐渐“消化”了四五年前过度投资建设带来的产能过剩,而电网对于可调节电源的需求,也随着新能源电力的增长而同步增多。

  即便如此,比起通过规模扩张追求发电收益回报的思路,煤电企业已经意识到,当下应深度挖掘现有资产的价值,根据自身情况找准定位、做优存量,并将其转化为经济效益。

  另外,尽管山东、江苏、广东等火电大省仍存在高参数、大容量机组“停机”“压负荷”现象,但在目前的技术条件下,基荷电源仍是电网安全稳定运行的基础,高能效、高可靠性仍是大机组竞争力的核心要素。小机组在保证能耗与环保达标的同时,也将自身发展与地方发展需要相结合,积极探索供热、城市污泥处理、电网调峰调频等专项服务,创造必要性与稀缺性来谋求生机。

  随着新能源装机和发电量激增、电力市场化建设提速,煤电行业将面临更复杂的市场环境,以及更多的机遇与挑战。减排、增效、稳定运行、灵活的调节,仍将是煤电企业保持竞争力的重要支撑。



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