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疫情引发连锁反应 煤电退出落后产能应坚决到位

时间: 2020/04/22 08:08:39 栏目:中煤要闻 疫情煤电 点击: 872

“今年一季度日子很难过。”山东某发电央企主要负责人在时长30分钟的采访中,屡次重复这句话。

能源局4月17日发布的用电量数据显示,受新冠疫情影响,今年一季度,全社会用电量1.57万亿千瓦时,同比下降6.5%,增速比上年同期回落12个百分点。在电力生产方面,统计局发布的数据显示,一季度发电量1.58万亿千瓦时,同比下降6.8%。在此形势下,作为我国电力生产的主力,煤电行业首当其冲。

发电量锐减引发连锁反应

处于此次疫情漩涡中心的武汉,用电需求受到影响。武汉某大型发电企业工作人员向记者透露,他所在电厂今年2、3月份的发电量同比锐减57%和65%。

记者了解到,目前山东电网日均用电量水平在14亿千瓦时左右,其中“外电入鲁”大约占到3.4亿千瓦时,新能源发电约1亿千瓦时。山东的火电装机容量,剩余不到10亿千瓦时的电量对山东超过1亿千瓦的本地煤电机组而言,显得有些僧多粥少。

“靠近城市中心的、带供热面积多的电厂,情况相对还好一些,因为调度上会有所倾斜。”上述企业主要负责人告诉记者,由于疫情与冬季供暖期有重叠,今年一季度,供热机组的负荷状况要明显好于其他机组,“以前总说居民供热不挣钱,但今年承担供热任务的机组至少在发电量上有保障。”

“以往过了春节假期、正月十五之后,电量需求基本就起来了。但今年到目前为止,电量还没有恢复到应有的水平。”上述负责人表示。

除了对用电需求造成影响,疫情还导致人员流动受到限制,部分电厂的生产计划也被打乱。

“本来计划春节期间进行机组检修,疫情导致检修人员不能按期到位,检修工作只得推迟。”广东某发电企业负责人透露,他所在的电厂因此没能按期完成检修,这让本就不乐观的负荷水平雪上加霜,“检修推迟,复工开机也就滞后,这使得今年一季度的电量情况较去年已经没有可比性。但即便按照原计划,预计发电量也会下降20%左右。”

“疫情导致用电量水平偏低,影响电厂利润;低负荷水平下,能耗强度提升,相当于多烧了煤,抬高了电厂成本;长期低负荷运行,机组排放指标受影响,电厂要受考核,利润又要减少。”该负责人表示,单在电量下滑这一点上,疫情就已经在煤电行业引发连锁反应。

煤价下降带来的利好有限

计划电量放开、煤价居高不下、利用小时数降低、环保改造不断……面对来自行业内外多方压力,煤电行业陆续出现区域性、行业性亏损,目前亏损面仍维持在50%左右。而近期能让煤电企业略感欣慰的,是动力煤价格结束了将近三年的持续高位运行,开始呈现下跌趋势。

2019年全年,动力煤价格持续走低,至2019年10月底,CECI沿海指数5500大卡综合价首次低于“绿色区间”上限570元/吨;今年2月,受到春节假期与煤矿复产受限的影响,该价格一度反弹至560元/吨,但随着煤矿陆续复产,又再度恢复下跌趋势;3月27日,各热值规格品市场价格均已低于年度长协价格;截至4月9日,5500大卡综合价已跌至531元/吨。

虽然对比2019年同期,目前CECI沿海指数5500大卡综合价跌幅已超10%,但多位电厂负责人表示,煤价下降对电厂经营情况的改善作用有限。

“对电厂经营肯定有好处,但是改善还谈不上。”上述山东发电央企主要负责人表示,由于发电量难以保证,导致固定成本无法覆盖,即便煤价有所降低,但变动成本的小幅降低难以扭转经营形式。“就像现在很多受疫情影响的外贸企业,即便原材料价格稳定甚至降低,如果拿不到订单,产量上不去,企业还是很困难。”

“电厂按市场价采购的煤炭只是一小部分,‘大头’还是长协。”某发电央企工作人员告诉记者,“尽管市场煤价格下行,但由于行业普遍预判今年煤价仍将继续走低,因此煤、电双方对于年度长协煤的价格始终谈不拢。据我所知,包括五大发电在内的许多发电企业,目前都还未完成2020年度长协合同的签订。究竟电厂能享受多大的降幅,现在还说不好。”

这一说法也得到了中电联相关知情人士的证实。3月31日,中电联燃料分会组织召开了2020年下水煤中长期合同专题协调沟通视频会议。根据会议信息,尽管煤、电双方早在2019年年底就已对陆运直达煤初步达成一致,但双方在下水煤中长期合同的取消捆绑销售、优价等合同条款方面还在进一步商谈沟通,尚未达成一致。“这给东部沿海地区用电需求恢复后,特别是迎峰度夏期间的电煤保障带来较大不确定性。”该知情人士称。

多方面挤压致经营风险放大

“现在来看,未来十几二十年,我国肯定还离不开煤电,但按照目前的形势发展,会有更多煤电企业持续亏损,只能破产。”有业内人士对记者表示,目前煤电行业背负巨大经营压力,已越来越难以承受,“这从2019年国电投、大唐等发电企业频频挂牌交易旗下燃煤电厂就可见一斑。即便有观点认为电行业有‘兜底’,但若这种亏损局面持续下去,对于行业的发展也将是十分不利的。”

该人士指出,部分地区仍然存在退出落后产能不坚决、不到位的情况,正在持续影响着煤电机组的生存状况。“现在煤电企业一方面要为可再生能源消纳让路、调峰,利用小时数和发电量受到挤压,另一方面,一些本该淘汰的落后产能始终无法退出,本该由高参数、大容量机组进行替代的这部分电、供热市场空间仍然被小火电、小锅炉占据。”

据介绍,煤电为风电、光伏尽可能多地并网让了路,但许多百万千瓦超超临界机组在拓展供热市场时,却被容量低至1.2万千瓦甚至0.6万千瓦的“钉子户”拦住了去路。多方挤压下,煤电行业现金流紧张、融资难度大等风险正在逐渐暴露、放大。