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当低碳来袭火电的憋屈与沉沦

发布时间:2021-09-11 23:02:53 阅读: 来源:电子表厂家

低碳来袭:火电的憋屈与沉沦

随着哥本哈根会议的落幕和拉压力试验机保养知识中国40%~45%的减排承诺,在亏损与质疑中艰难行走的中国火电似乎走到了一个生死存亡的十字路口。

长期以来依靠高能耗与低人力成本组合起来的竞争优势,在低碳时代到来之前面临着巨大的改变:政策导向的偏移、煤价上涨带来了亏损、小火电关停的后遗症、新能源崛起伴随的强势挤压 这一系列的连锁反应足以让火电阵营中的大部分黯然退出,成为时代前进时打碎的瓦砾。

2009年12月27日,新一年的全国煤炭产运需衔接合同汇总会上,由于五大电力集团与煤炭企业重点电煤价格目标差距过大,五大发电集团未签一单合同,两方 不欢而散 。

虽然去年11月20日起国家发改委在全国范围内调整了电价涨幅在每千瓦时2.8分,但是由于电价上调时间远远滞后于煤价上涨的时间,在电煤合同价大幅上涨的压力下,2010年,火电行业业绩将再次面临大幅亏损。自此,在日趋白热化的 煤电顶牛 和低碳减排任务的挤压下,一场关于火电行业的 沉沦 论开始在业界广为流传。

煤电顶牛 火电 无解 的方程式

由于在发电企业的生产成本中,至少有70%取决于煤炭价格。因此近年来一直呈上升趋势的煤炭价格也越来越成为火电企业的 心病 。

从目前来看, 涨 声不断。在今年的全国煤炭产运需衔接合同汇总会上,签订的合同中均比2009年价格上涨了每吨50元。其中,山西晋煤集团和潞安集团对五大电力集团的电煤合同供应价格上调40~50元/吨;煤企签订的2010年电煤合同价格上调幅度几乎都在40元/吨以上。截至2009年末,河南、山西、黑龙江等省陆续召开煤炭产需衔接会,已签订的电煤合同价格上涨幅度在40~100元/吨不等。按照全国15亿吨电煤交易量粗略计算,如果2010年重点电煤合同价格平均涨幅50元/吨,则意味着发电企业将增加750亿元的采购成本。显然,煤炭价格每吨50元的上涨,给火电企业带来了致命的打击。根据Wind统计,截至2010年1月5日,国内27家火电上市公司中有10家上市公司披露了2009年全年业绩预测,其中有1家预增,7家扭亏、1家首亏、1家续亏。净利润预计实现增长的公司占比达到80%。

从数据上来看,火电行业2009涡卷弹簧疲劳实验机保护招数第1式:年的业绩大势是回暖,但煤价走势成为火电行业盈利的 晴雨表 ,火电行业在2009年第三季度实现业绩相对顶点之后,四季度将环比回落,由于预期煤价2010年上半年还将高位运行,火电行业今年一季度业绩可能继续呈现环比回落。

由于煤价2009年上半年回落并走稳和发电量持续回升,火电企业的业绩回暖轨迹显著;而水电企业由于2009年降水量下降,水电出力相比2008年稍有逊色。

数据显示,2009年1~11月,我国火电行业实现税前利润460亿元,预计全年实现税前利润500亿元,而2007年火电行业的税前利润为680亿元,因此,2009年全年火电行业的盈利能力相当于恢复到2007年峰值时的七成。

Wind统计显示,发布业绩预告的10家火电上市公司中,有7家公布了净利润变动幅度,其中增幅超过100%的有4家。其中,漳泽电力[5.15 -0.77%]、吉电股份[5.03 1.00%]等位于中西部、东北地区的电力企业都实现扭亏,煤价下行和2009年11月份部分地区上电价上调是主要原因。

不过,分析人士表示,由于2009年四季度以来,煤价涨幅过高,多个省份再次出现煤荒,火电上市公司的业绩可能再次 失控 。

目前,2010年重点电煤合同已经透露出了强烈的合同煤涨价信号,已经签订的重点电煤合同价上涨幅度在5%~15%之间。煤炭工业协会有关人士透露,目前已经在上签订的电煤合同中,合同价格相比2009年的水平基本都呈现涨势,上涨幅度最高达到25%。

就在煤价上涨之时,煤炭供应紧缺警报再次拉响。2009年底,湖北、湖南、江西、安徽、山东等省份,均出现电煤供应紧张,部分电厂电煤库存一度降至警戒线以下。因此,不少电力企业为了避免 煤荒 ,只能被迫接受煤炭企业的高煤价,如此一来,电力企业2010年的盈利堪忧。

国泰君安研究员王威认为,我国火电行业在2009年第三季度实现了业绩的相对高点之后,四季度受累于煤价上涨,四季度业绩将环比下滑。

由于市场预期2010年上半年宏观经济回暖,煤炭供应依旧趋紧,因此届时煤价很难大幅回落,如果其他条件不变,2010年一季度电力行业的业绩很可能比2009年四季度还要悲观。

面对煤炭价格上涨的压力,电力企业一方面寄望于政府干预煤价的涨幅,另一方面寄望于煤电联动。日前,国家发改委发布《关于完善煤炭产运需衔接工作的指导意见和运力配置框架》中提到,过渡期内将 完善煤电价格联动机制,调整发电企业消化煤价上涨比例,设置煤电联动最高上限,适当控制涨幅 。这意味着,2010年再次实现煤电联动也不是不可能。

此前业界纷传由发电企业消化的30%的煤价上涨比例可能下调为20%,剩余的80%将由电价调整来传导。这意味,火电企业一旦承受了煤价的过高涨幅,很快将触动固然煤电联动的底线。

但分析人士也表示,如果电力企业的盈利单纯依靠煤电联动来保障,无疑面临很大的风险,因为煤电联动一方面要考虑CPI走势,另一方面是政策落实往往滞后于电企亏损的发生,中间这段时间差里,无疑将造成电力企业的既定损失。

据了解,国家发改委不断在对煤电双方进行摸底调研,研究协调煤电矛盾,将在适当的时候引导双方达成共识。不过从目前来看仍然任重而道远。

高不成低不就 憋屈 的火电厂

而在一片 郁闷 中的火电行业,哪里的火电厂日子最不好过?不是煤价偏高的东部沿海地区,因为那里上电价高,机组利用小时数也稳定;也不是电价偏低的西部,因为那里煤炭价格低,还能借助西电东送向东部送电。

日子过得最憋屈的应数以湖北省内为代表的火电厂,啥都不占优势,在本来就不 温饱 的紧日子中艰难度日之外,还得为低碳的水电和风电、太阳能让路。水电靠来水、风电靠来风,那为何烧点煤就能转起来的火电厂也得沦落到靠天吃饭的地步呢?

这得从电源利用序列说起,一般来说,水电、风电等可再生能源是第一序列的,风电国家规定电必须全额收购的,而水电由于来水不可控,季节性特征明显,一般不会不弃水;第二序列是核电,由于其特殊性,不会被用来调峰调频,机组利用小时数基本能得到保障。排名最后的是火电,在水电、风电资源丰富的省份,它有点像干短工的,只能充当补缺调剂的作用。

湖北省内的火电厂就是最典型的 短工 ,目前湖北水电占到全省电源总装机的60%,是全国水电装机比例最高的省份,另外四成为火电。丰水期时水电基本全部满发,为了电运行的安全,火电就得让路,低负荷运行,当地火电厂只能眼睁睁看着其他地区火电厂借着电煤降价开始盈利,没办法,谁叫 天 来那么多水呢,只能掰着手指头等待枯水期的到来。

四季更替、枯水期自然会来到,但人算不如天算,天寒地冻带来的不仅是负荷的增加,更带来了煤价的飙升,这几天当地电厂采购电煤价格已突破1000元/吨大关,按这个煤价,单机容量低于30万千瓦的机组是发得越多亏得越磨损较大多,但能不发吗?不发连边际利润也没有了,固定成本将成为更大的负担。

而且在当前湖北闹电荒的情况下,更不允许火电厂不发电,政府和电已加强对火电机组缺煤和故障停机的考核,也就是说你现在停机明年给你的计划电量也会相应减少,所以为了保住来电计划电量也只能忍一忍了。

与水电相似,风电的大规模发展也是需要大量火电机组与其相配套的,不然电调度将困难重重,但火电厂的补缺也应是有边界的,除要保障一定利润外,还要考虑机组的运行安全,以吉林省为例,风电比例已超过10%,冬季风大风电出力也大,大量火电厂同样也得给风电让路,但有一个问题是当地火电厂大多为热电联产电厂,火电厂一停,当地供暖也会受到影响,这让电企业承受很大的压力,只能再建一批抽水蓄能电站来协助调峰调频。

也就是说为支持水电、风电等新能源的发展,火电利益受损是肯定的,但绝非理所当然的,应该有一套合理的补偿机制,笔者认为最为直接有效的办法就是实行差别电价,对类似湖北省内的火电厂如同样需参与调峰调频、与水电、风电互济的就应该核定较高的电价,以保障其盈利能力,以增强其在枯水期高成本情况下发电的积极性。

同时,对于湖北这种电源结构比较特殊的省份,除省内 水火互济 之外,应该建立起第二条供电保障防线,其中最为重要的是该加强跨省跨区电的建设,增强跨省跨区送电能力,这样既有助于解决湖北常年季节性电荒问题,也能助于为西北大型能源基地(包括煤电基地、风电基地)的电力外送问题。

上大压小 熄火 的小火电

2009年7月30日,国家能源局在北京表示, 十一五 关停小火电机组的任务已经提前一年半超额完成。

在当天的发布会上,国家能源局公布的统计结果显示,截至6月30日,全国累计关停小火电机组7467台,总容量达到5407万千瓦。而 十一五 规划提出的目标是关停5000万千瓦小火电机组。

而受本轮金融危机影响我国用电需求连续多月缓和给小火电关停任务达成提供了难得的契机。在当日的发布会上,国家能源局副局长孙勤在回答本刊的提问时称,如果没有这次金融危机带来的电力供需缓和这一 契机 ,任务也会完成,但 或许不会提前一年半就完成这个目标 。

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