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火电遭遇“燃煤”之急 “碳收益”将如何改变行业生态?

2017/9/7 11:35:45  21世纪经济报道   21世纪经济报道

   燃煤价格持续上涨,让今年上半年的电力企业遭遇成本之困。
  目前,上市公司半年报已披露完毕。记者选取29家电力企业半年报分析发现,上半年净利润出现下滑的企业超过9成,亏损达8家。

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  五大发电集团的主要上市公司,华能国际(600011.SH)、华电国际(600027.SH)、大唐发电(601991.SH)、国电电力(600795.SH)、中国电力(002380.HK)均出现净利润大幅下滑,下滑幅度从36.19%到108.04%不等。其中,华电国际还亏损了2.21亿元。

  一方面是成本上涨,一方面是行业去产能加速,加之环保监管愈发严格,“四面楚歌”下的火电行业,能否迎来转机?

  21世纪经济报道记者了解到,作为2017年深化经济体制改革重点工作之一,今年年底前全国碳市场将启动,而电力行业几乎肯定要被纳入其中。

  这必然重塑电力行业,尤其是火电行业的生态。

  火电困局

  谈起今年的火电业务,几乎所有发电企业半年报中透露出的就是一个字:难。

  比如,中国电力中报显示,上半年火电净亏损2.717亿元,利润贡献为-36.7%,而去年同期为48.5%。靠着贡献了8.9亿元净利润的水电、1.21亿元净利润的风电和光伏,中国电力才扭亏为盈,但净利润同比下降77.93%至4.25亿元。

  造成火电困局的关键,在于煤价高企。

  半年报显示,报告期内,国电电力入炉标煤单价完成567.18元/吨,同比升高215.17元/吨。中国电力的火电业务的平均单位燃料成本约为212.58元/兆瓦时,较上年同期的125.98元/兆瓦时上升约68.74%,总燃料成本约增加16.43亿元。

  步入下半年,影响电力企业的就不仅仅只有燃煤成本,火电企业还将面临煤电去产能、低电价、环保政策等风险。

  目前,为限制火电发展,国家先后出台了“三个一批”、风险预警、淘汰落后产能等煤电发展政策,“十三五”期间还将取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上。因此,国电电力中报提到“重点煤电项目发展受到一定影响”。

  同时,随着电力体制改革全面推进,发用电计划开发力度将进一步加大,市场交易更加活跃。业内人士指出,今后低价交易电量将大幅增长,发电企业的平均结算电价存在下滑的风险。

  另外,今年东部地区燃煤电厂需率先完成超低排放改造,排污许可证制度的实施对发电厂大气及废水污染物排放提出更高标准要求,京津冀秋冬季节将实施“强化督查”、“派驻巡查”、“中央环保专项督察”组合拳,环保政策持续加码。

  除了上述政策,今年下半年,影响电力企业生态的还有一项关键事件:全国碳市场的启动。

  根据2016年发布的《“十三五”控制温室气体排放工作方案》,2017年启动全国碳排放权交易市场。同时规定,制定覆盖石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、电力和航空等8个工业行业中年能耗1万吨标准煤以上企业的碳排放权总量设定与配额分配方案,实施碳排放配额管控制度。

  21世纪经济报道记者了解到,尽管纳入全国碳市场的相关行业并未最终确定,但几乎可以肯定,电力行业必然将被纳入其中。而按照年综合能源消费总量达到1万吨标准煤以上(含)的标准,全国几乎所有火电厂都将被纳入碳交易。

  目前,针对碳交易进行区域试点的7个地区,也都将电力行业纳入进来。而由于电力行业二氧化碳直接排放量约占全国能源消耗二氧化碳直接排放的40%左右,一旦全国碳市场启动,该行业将成为交易市场的主力军。

  电力低碳化转型

  那么,全国碳市场将如何改变电力企业的生态?

  21世纪经济报道记者了解到,全国碳市场的启动,将增加低效率机组成本,从而推进电力企业向低碳化转型。

  “全国碳市场近期不会对煤电行业整体产生较大的成本压力,但对于碳强度显著高于基准的机组,则有一定的成本压力。”在9月2日举办的“碳市场与电力市场衔接”研讨会上,华北电力大学经济与管理学院教授袁家海认为。

  按照《全国碳交易市场的配额分配方案(讨论稿)》,电力根据压力、机组容量和燃料类型划分了11个基准线,拟由供电配额总量与供热配额总量相加的方式得出分配量。前者等于供电量、排放基准、冷却方式修正系数、供热量修正系数、燃料热值修正系数的乘积;后者则由供热量乘以供热基准值所得。

  按照上述《讨论稿》,拥有碳强度低于基准线的先进机组的企业,可以从碳市场中获得一定配额收益。

  “若以碳价30元/吨为基准线,同等级机组等利用小时数来核算先进机组碳配额收益,则单台1000MW超超临界湿冷机组,在达到最先进水平的情况下,超出基准线的配额全部卖出可产生收益440万-466万元。”袁家海表示。

  此外,他分析称,单台600MW超超临界湿冷机组的配额收益可达257万-272万元,单台600MW超临界湿冷机组的配额收益可达217万-229万元,单台300MW亚临界湿冷机组的配额收益则为127万-134万元。

  而落后机组的碳成本,将增加204万到877万左右不等。“假设碳价达到50元/吨甚至80元/吨,碳成本还将增加。”袁家海表示。

  他指出,全国碳市场初期不一定会压垮落后煤电企业,但对市场会造成出清的局面。

  而昆山杜克大学环境研究中心主任张俊杰指出,电力部门参与碳交易有四个潜在风险,包括全国碳市场启动将增大电力企业的减排压力;电力价格管控有可能导致市场失灵的问题;碳管制成本无法通过电价转移;对企业减排的激励较弱等。

  不过,电力市场建设近期迈出了重要一步。9月5日,发改委办公厅和国家能源局综合司联合发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》,选择南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批试点,2018年底前启动电力现货市场试运行。而电力现货市场建设是电力市场建设的重要内容。

  在中国电力企业联合会副理事长王志轩看来,电力市场和全国碳市场总体上不矛盾,二者需要相互协调,寻找彼此之间的“最大公约数”。“正确处理强制性手段和市场手段的关系,充分发挥市场作用,尽一切可能降低交易成本,坚持大范围优化配置资源和碳交易。两个市场不宜相互制约,碳市场的相关处罚要与电力市场相衔接。”

  袁家海也看好两个市场联动,以促进电力低碳转型。他建议可考虑引入拍卖等有偿方式分配储备配额,逐步提高基准标准,适时引入抵消机制。

  张俊杰则建议,碳市场的目标设置需给行业发展预留空间,既满足实际的电力需求增长,又激励企业采取节能降碳措施。碳配额的分配,需充分考虑资源禀赋和能源布局的差异。

  据21世纪经济报道记者了解,除了试点地区电力重点排放单位,售电公司也开始参与地区碳市场交易。2016年12月23日,广州恒运综合能源销售有限公司在广州碳排放交易所进行了首次碳指标交易,今年3月27日,该公司又参加了广东省2016年度碳排放配额第三次有偿竞价发放活动。(记者 危昱萍 北京报道)


来源:21世纪经济报道
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