导读
为研究煤电联营发展存在的问题,对煤电联营发展的历程和现状进行了分析,对煤电联营的种类进行了划分;在总结发展煤电联营的重要作用基础上,梳理了不同企业发展煤电联营的模式,提出了煤电联营发展进程中面临的主要问题,并针对问题对煤电联营发展路径进行了解析。
煤炭是我国基础能源,煤炭生产与消费在能源结构中的比重长期保持在60%以上。多年来,煤炭作为工业燃料和基础原料,在我国经济社会发展进程中发挥了重要作用。燃煤发电是煤炭消费的主要方向之一,而煤电在我国电力供应结构中也居主导地位。截至2017年年底,我国煤电装机规模占发电总装机规模的55%,煤电发电量占全社会发电量的64.5%。近年来,煤炭市场价格的剧烈波动,严重影响了煤炭、电力行业的稳定健康发展,为化解煤、电矛盾,国家陆续出台了一系列政策,推动煤电联营发展。
一、煤电联营基本情况
1.1 煤电联营模式分类
2016年4月,国家发展改革委发布《关于发展煤电联营的指导意见》(发改能源[2016]857号),指出煤电联营是指:煤炭和电力生产企业以资本为纽带,通过资本融合、兼并重组、相互参股、战略合作、长期稳定协议、资产联营和一体化项目等方式,将煤炭、电力上下游产业有机融合的能源企业发展模式,其中煤电一体化是煤矿和电厂共属同一主体的煤电联营形式。当前,较为普遍的煤电联营模式划分方式是按实施主体和项目经营模式分类,吴亚平将煤电联营的模式分为:煤电一体化、煤炭企业办电厂、电力企业办煤矿、煤炭企业参股电厂、电力企业参股煤矿、煤炭电力企业相互参股等6种。
根据《指导意见》的定义,结合当前发展环境变化和发展煤电联营的实践经验,按煤电联营实施的规模和运作模式,可将煤电联营的模式为3个类别:
第一类是通过合并重组、资本并购、独资建设等方式建设综合性能源集团的煤电联营模式。以神华集团、国电集团合并重组成立国家能源投资集团为代表,在大集团层面实施战略合并,组建大型综合能源集团,煤炭、电力分版块专业化运营。除合并重组外,煤炭或电力企业集团通过资本重组、并购和股权划拨等方式,形成煤、电产业融合的方式也属于该类别,如同煤集团收购漳泽电力,以及此前五大电力集团专业化运营煤炭板块等。
第二类是大型煤炭集团与电力集团,在各自所属的煤矿、燃煤电厂项目上通过相互参股、战略合作和长期稳定协议等方式深入合作,将煤炭生产与电厂燃料供应相结合的合作型煤电联营模式。其中相互参股的模式应用较为广泛,淮南矿业集团与浙能集团、淮北矿业集团与皖能集团,以及陕煤化集团与部分电力企业在具体煤矿和燃煤电厂项目上互相持股的方式均属此类别。
第三类是单个项目层面,煤炭企业与电力企业合作成立合资公司或是大型能源企业设立独资公司,一个法人主体负责运营、管理煤矿和燃煤电厂项目的煤电一体化模式。如华能伊敏煤电公司、神华国华锦界煤电公司、神华国神上榆泉公司等,均属于这一类别。而由煤炭企业独资或控股的煤矸石电厂、低热值煤电厂,也大多为煤电一体化项目,只有少数采用互相参股的煤电联营模式。
1.2 煤电联营发展现状
全国首个煤电一体化项目伊敏煤电公司1989年3月经国务院批准正式立项,伊敏煤电一体化项目基于“搞一部设计、立一个项目、建一个企业、最终产品是电”的建设原则和思路,其建设运营为我国发展煤电联营及推动坑口型煤电一体化项目建设积累了丰富的经验。
近年来,我国的煤电联营规模快速壮大,涌现出了一批典型企业。在建设大型综合性能源集团方面,如原神华集团,通过自主建设煤矿和发电项目,按版块发展煤、电上下游产业;华能、大唐、原国电、原中电投和华润等电力企业集团,通过收购煤炭资源、建设煤矿、开办煤炭公司等方式,将煤炭生产、供应与电力生产相结合,发展以电为主、煤炭供应为辅的模式。以淮南矿业集团、同煤集团、陕煤化集团等为代表的煤炭企业,通过独资建设、资本运作、参股、入股和收购等方式,逐步扩大企业办电规模,在建设综合性能源集团发展模式、合作型煤电联营模式和煤电一体化模式上均有涉足。随着国家能源投资集团的成立,煤电联营发展实践进入了新的阶段。江苏国信集团旗下的江苏国信股份有限公司、中煤能源旗下的中煤平朔、同煤集团、晋能集团山西阳光发电、国电投旗下山西神头和大唐发电,合作共同成立苏晋能源控股有限公司,走出了跨区域煤电联营的重要一步。
根据中国煤炭工业协会《2017煤炭行业发展年度报告》显示,截至2017年底,煤炭企业实施煤电联营装机规模达3亿kW,占全国火电装机的27.1%、煤电装机的30.6%。其中以煤炭企业为主导的煤矸石发电、低热值煤发电总装机为3600万kW。除国家能源投资集团外,中煤集团、同煤集团、晋能集团、淮南矿业集团、陕煤化集团等企业,煤电联营权益规模也均超过1000万kW。
二、 发展煤电联营的重要作用
2.1 确保国家基础能源安全稳定供应
从一次能源生产与消费情况上看 (如图1所示) ,煤炭产量在能源生产和消费结构中的比重长期保持在高位,近年来比重虽有下降但生产占比仍在70%左右,2017年我国煤炭消费占一次能源消费的比重依然达到了60.4%。燃煤发电是煤炭消费的主要途径 (如图2所示),煤电耗煤量2010年以来一直保持在18亿吨上下。“十二五”以来,国内风电、太阳能、核电等新能源和水电装机快速发展, 但煤电依然是我国电力供应的基础 (如图3所示),2017年煤电发电量占电力生产总量比重为64.5%。短期内,新能源、可再生能源装机规模和发电量的增长替代部分煤电的份额,但在用电需求持续增长的趋势下,煤电发电量和煤电耗煤量仍将保持在较高水平。
相关统计数据显示,燃料成本占煤电发电成本的比重在70%左右,在不考虑上网电价变化和上网电量大幅波动的情况下,煤炭价格的变化,直接决定了煤炭和煤电企业之间经济效益分配份额的多寡。煤炭企业、煤电企业虽可通过提高生产效率,降低能耗等方式降本增效,但关键还是在燃料成本上。在“市场煤”与“计划电”的体制下,燃煤成本无法向下游有效传导,两大行业间的翘翘板效应显著。随着煤炭市场价格的快速上涨,略有缓和的煤、电矛盾又开始激化。煤炭市场价格剧烈波动周期的缩短,在电价难调整的背景下必将影响煤炭、电力基础能源的稳定供应。发展煤电联营,可将行业之争化解到企业内部或企业与企业之间,通过博弈解决,从而确保煤炭、电力两个行业总体稳定长期的收益,确保基础能源安全稳定供应。
2.2 有助于推动企业产业结构调整升级
2012年下半年至2016年上半年的近5年时间内,煤炭企业经历了煤价大幅下滑、主营业务大幅亏损、企业经营困难的局面,也暴露出了煤炭企业产品单一,煤炭深加工和转化能力薄弱,产品附加值低,基于煤炭主业的多元化发展步伐缓慢,竞争过度依赖拼资源,面对下游市场需求变化,抵御风险能力严重不足等问题。透过原神华集团、淮南矿业集团、陕煤化集团等企业在煤价下行过程中的表现可以看出,发展煤电联营对于企业调整产业结构,提高应对市场波动风险的能力成果显著。
自2016年2月国务院下发《国务院关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》(国发[2016]7号) 以来,煤炭行业大力推进去产能工作,推进煤炭转型升级。2018年4月,国家发展改革委下发《关于做好2018年重点领域化解过剩产能工作的通知》(发改运行[2018]554号),明确提出积极稳妥化解煤电过剩产能。在此形势下,推动煤炭、煤电产业结构调整和转型升级的需求变得尤为迫切。一方面, 淘汰落后产能使得大型现代化煤矿在煤炭供应中的比重快速提升, 为预防煤炭市场的大幅波动, 煤炭企业需要稳定煤炭下游消费, 特别是煤电消费需求;另一方面, 化解煤电过剩产能政策实施完成后,300MW以上大型环保高效煤电机组装机和发电量占比将进一步提高, 大型煤电机组高效、稳定、环保超低排放运行, 需要获得稳定、优质的燃料供应。发展煤电联营实现煤、电共赢是实现上述需求的最便捷途径。
对煤炭企业而言,发展煤电联营,一方面提高了资源在企业内部流通的效率,可实现资源优化配置,提升企业生产管理水平和市场竞争力;另一方面,可合理延伸企业产业链条, 提高企业产品的附加值, 提升企业在煤炭市场剧烈波动下的市场风险抵抗能力。对于电力企业而言, 发展煤电联营, 可以确保燃料的长期稳定供应, 减少燃料采购中间环节, 大幅降低燃煤发电成本, 减少外部煤炭市场波动对生产经营的影响, 提高企业在电量市场化交易中的竞争力。综合来看, 发展煤电联营, 还可以加快煤炭、电力两个行业间人才、资本和管理等要素的交流和优化配置, 为提升企业综合实力做好积累。
2.3 夯实煤、电产业可持续发展的基础
煤炭“黄金十年”期间, 为降低燃料成本、确保燃料供应, 电力企业进入煤炭开发领域, 最高峰时五大电力集团原煤产量超过3亿t、产能超过5亿t,这一举措为电力企业消化燃料价格上涨的影响提供了条件。2012年后的煤炭“寒冬”时期, 较早布局煤电联营的淮南矿业集团、陕煤化集团等企业在煤炭经济低谷时期也因此受益。从结果上看, 发展煤电联营达到了实施煤电联动的效果。
在煤炭价格市场化的情况下,企业决策依据主要受价格因素支配。在煤炭市场价格较高的时期,主要产煤省区曾出现部分煤炭产区电厂因价格因素放弃就近采购周边煤矿煤炭,舍近求远采购千里之外低价煤的情况。剧烈的市场波动现象, 使得企业决策很难从长远的角度考虑。从全社会角度看, 类似的市场行为资源配置效率极低,资源浪费巨大。我国煤炭主产区与消费区域背离现象严重,煤炭主要集中在晋、陕、蒙、宁、新等省区,而煤炭主要消费区则集中在东、中部省份,这一趋势未来还将进一步强化。大量的煤炭需要经过铁路、公路、水路和海路等方式从产地运往消费地,煤炭生产与消费端中间环节过多导致物流成本居高不下。发展跨区域的煤电联营,可以实现供需的有效衔接,一方面可以稳定煤炭价格,影响市场预期,降低煤炭市场波动风险;另一方面也便于煤炭供应上游合理安排洗选工艺,按照高参数、大容量、低排放煤电机组的煤质需求,提供煤质稳定的洗选煤,提高机组安全性、效率和环保水平,进一步提升煤电行业的总体发展质量。而煤炭企业可将洗选后剩余的洗矸、煤泥等低热值煤资源作为资源综合利用电厂的燃料进行综合利用,避免劣质煤外运造成的资源浪费和环境污染。
三、煤电联营面临的问题
从近年来的实践看,煤电联营政策实施过程中,仍然存在下列主要问题:
3.1 实施煤电联营总体进展偏慢
《指导意见》发布后,煤电联营发展进度偏慢,年新增煤电联营装机不足2000万kW,截至2017年底,煤炭行业煤电联营的总规模也仅为3亿kW,占煤电装机的比重不足1/3。除国家能源投资集团的煤电总装机外,其他企业开展煤电联营的实际权益装机规模仅为1亿kW左右。究其原因,一方面是因为受化解煤电过剩产能影响,新建煤电一体化项目停建或缓建,另一方面是存量煤电项目实施煤电联营进程缓慢。由于煤电联营的总体规模偏小,其在稳定煤、电市场,保障基础能源稳定供应方面的作用未能充分发挥,煤炭市场炒作和短期局部市场供应紧张等因素极易影响煤炭市场价格的波动幅度。
3.2 煤电联营相关优惠扶持政策落实难
《指导意见》中提出的煤电一体化项目要实现配套煤矿和电站同步规划、同步核准、同步建设的目标难以实现。由于建设周期和项目核准周期及手续的差异,在燃煤电厂及周边配套工程基本已完成的情况下,配套煤矿的核准严重滞后的现象时有发生,煤电一体化的燃煤电厂只能通过对外采购燃料来满足生产需要,政策执行的成果受到影响。
同时《指导意见》提出的煤电一体化项目的项目用电纳入厂用电的政策,目前仅在山西省试行。电网调度优先安排煤电一体化及其他煤电联营项目电量上网等扶持政策,实际操作过程中也未落实到位。
由于归属不同主体,存量煤矿、存量煤电项目实施煤电联营的进度缓慢。煤炭、电力企业在快速变化的市场环境下,对待煤电联营的态度也随市场环境变化而变化。目前, 亟待出台更加强力的政策推动存量煤矿、煤电项目加快推进煤电联营进程。
3.3 送电通道建设相对滞后
“十二五”以来, 核准建设的煤电联营项目主要集中在大型煤电能源基地, 由于大型煤电能源基地大多位于西部、西北部地区, 当地的电力负荷需求有限, 大量新建煤电联营项目的电量需要通过电力外送通道送往中、东部电力负荷需求高的地区。电网在这些地区已规划了多条特高压送电通道, 但真正建成投入营运尚需时日, 随着山西、内蒙古、陕西等省区大批煤电联营项目集中投产, 发电量将受到外送电通道的制约, 向外省输送电力的能力有限, 区域内电力富余趋势恐将进一步加大, 煤电联营项目的发电能力将受较大制约, 项目盈利能力和煤电联营实施的效果将大受影响。山西、内蒙古和陕西等省区扩大外送电规模和加快区域范围内外送电通道建设的紧迫性日益突出。
3.4 实施煤电联营的政策、体制障碍依然存在
目前,煤电联营项目大多还是以单个项目为标的进行实施,除神华和国电合并重组外, 集团公司层面实施煤电联营进展缓慢。一方面, 从产权归属上看, 煤炭、电力企业的归属不同, 电力企业主要以五大电力公司等中央企业为主, 而煤炭企业除神华、中煤外, 大多为地方省属企业, 电力央企与地方煤企实施资产重组依然面临政策、体制障碍;另一方面, 国内较大的地方电力公司基本都集中在东部电力消费大省,西部、西北部煤炭主产区煤炭企业与东部省份地方电力公司实施煤电联营也缺乏相应的可操作性政策和激励机制。
四、煤电联营发展路径
4.1 加快推进发电央企、地方电企与地方煤炭企业集团实施煤电联营
尽快研究出台推动发电央企、地方电企与地方煤炭企业集团实施煤电联营的政策,加快推进煤电联营的实施进程, 从体制、机制上解决煤电联营过程中面临的股权、估值和产权划拨等方面的政策障碍, 将行业之间的矛盾通过煤电联营化解为企业内部版块之间的利益协调, 平稳煤炭市场价格波动幅度, 避免正常生产经营情况下煤炭企业、电力企业的经营业绩大起大落。建立对集团层面实施煤电联营的企业业绩考核机制, 更加系统全面评估实施煤电联营后不同板块发展对企业的影响, 避免煤、电两个板块间纯效益考核引发的利益分配矛盾。
4.2 尽快出台煤电联营优惠扶持政策实施细则
建议出台扶持煤电联营发展的优惠政策实施细则,将新建煤电一体化项目配套煤矿和电站同步规划、同步核准、同步建设, 煤电一体化项目的项目用电纳入厂用电、电网调度优先安排煤电一体化及其他煤电联营项目电量上网等政策落实到位, 并对实施煤电联营 (设定联营股权占比要求) 的企业给予一定期限内的税收、电量倾斜等扶持措施。
出台切实可行的激励措施, 鼓励存量煤、电项目, 特别是距离较近的项目实施煤电联营。避免在主要产煤省区出现煤电企业舍近求远, 守着周边煤矿跨省买煤的现象出现。同时, 出台跨区域煤电联营实施细则, 鼓励大型煤炭企业、大型煤炭储备中心与外运通道上的煤电项目实施煤电联营, 提高煤炭运输效率, 降低煤炭物流成本。
4.3 加快煤电基地电力外送通道建设
在山西、内蒙古、陕西等省区现有外送电通道的基础上, 加快建设煤电联营项目特别是坑口煤电一体化项目联网装机规模较大的路线上的外送电线路。同时, 优先安排煤电联营项目作为跨省外送电电源点, 优先安排煤电联营项目发电量。在规划外送电新通道时, 充分考虑已有、在建和拟建的煤电联营项目情况, 优先规划核准煤电联营项目集中区域范围内的通道。建立协调机制, 加强煤电外送省区与受电省区之间的沟通、合作, 解决跨省区外送电过程中涉及的上网电价、过网费等问题, 给予煤电联营项目相关优惠, 提高煤电联营项目竞争优势, 加快推进煤电联营进程。
4.4 建立煤电联营与去产能政策衔接机制
对于通过去产能置换释放出的煤炭新产能, 鼓励其与条件匹配的煤电项目实施煤电联营,对此类项目在审核真实性和可行性的情况下, 建议给予优先核准, 优先给予产量指标支持;对于缓建、停建的煤矿和煤电项目, 在核准重启时, 优先支持煤电一体化煤矿和煤电项目的核准;充分考虑煤矸石发电、低热值煤发电在矿区循环经济园区建设、废弃物消纳处置等方面的积极作用, 在核准重启时, 优先将此类项目列为最优先核准项目。
4.5 相关企业应着眼长远加快推动企业实施煤电联营的步伐
煤炭市场价格的波动短期内会对煤炭、煤电企业的效益产生影响,长期来看, 保持企业收益的长期稳定才能持续健康发展。尚对煤电联营发展存有疑虑的煤炭企业和煤电企业, 应尽快转变观念, 加大在煤电联营发展模式的研究力度, 选择适宜企业自身条件的模式和合作方, 利用好煤电联营的支持政策, 优化企业产业布局, 提高企业抗风险的能力。
来源:煤炭加工与综合运用
作者:杨方亮(中国煤炭加工利用协会)
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