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    停机不是煤电止损的良药


    2014年开始,我国用电量进入低增速时期;2015年,全国电力消费增速低于1%,创近30年以来新低;2016年,剔除气候等因素后,增速仍然较低。相应地,全国发电机组利用小时数不断下降,2016年,全国发电设备平均利用小时为3785小时,同比降低203小时,是1964年以来的最低水平,其中煤电机组为4165小时,远低于5500小时的煤电机组规划设计基准线。今年前三季度,全国发电设备平均利用小时数为2811小时,同比又降低了7小时,煤电机组的运行状况更加不容乐观。

    与此同时,近期煤炭价格持续高位运行。今年年初,国家发展改革委确立了煤价合理区间,5500大卡动力煤价格为500570/吨,但在已发布的前38期环渤海煤价指数中,有36期超过了区间上限,港口5500大卡动力煤现货价格长时间处于600/吨以上。前三季度,五大发电集团平均到场标煤单价为706/吨,同比上涨50%,导致电煤采购成本同比提高了900亿元左右,全国煤电企业的煤炭采购成本总和同比提高了近2000亿元。由此导致五大发电集团煤电板块同比减利增亏619亿元,企业亏损面超过60%
    煤电企业受到负荷需求端与燃料供给端的双重夹击,备受煎熬。于是,有人提出:既然电力供大于求,部分发电机组为何不停机,少发甚至不发电,以减少煤炭消耗,通过市场手段实现煤、电供求平衡?
从商品经济学的角度来看,这个逻辑似乎是正确的。毕竟,电力作为一种商品,理应服从价格规律,满足供求关系,当供给大于需求时,商品价格低于其内在价值,减少电力供应,让供求关系达到新的平衡点,既能提高电价,又可以给持续高位运行的煤炭价格降温,不失为一举两得之良策。
其实却不然。因为电是特殊商品,其实时、同步和不可大规模储存等特性,决定了我们不可能简单地采取减少或中断部分电力供应的方式实现煤、电供求的平衡状态。
    从系统稳定角度看,煤电机组不可或缺。过去相当长一段时间内,煤炭都曾是我国的主体能源,但随着可再生能源加速发展和用电结构的变化,煤电的定位逐步由电量型电源向电量和电力调节型电源转变。由于风电和太阳能(7.140, 0.37, 5.47%)发电的随机性、间歇性和不稳定性特点,关键时刻难以调度,高峰时段难以保证可靠供电,在我国,电网的稳定性主要依靠燃煤机组来保障。若受端煤电机组停机较多且负荷不变,向负荷区域供电的断面潮流会出现重载,电力系统稳定性变差,一旦发生扰动或故障,便有可能引发电网震荡,造成大面积停电事故。
    从运营管理角度看,关停机组对煤电企业未来的盈利能力影响很大。参与并网运行的机组要与电网公司签订并网调度协议,必须服从调度部门的统一调度。并网运行的机组进行设备故障停机、检修计划停机申请等都要统筹考虑电网的需要,并按照调度部门批准的计划安排工作。并网运行的燃煤机组若选择停运,必然影响其当年的利用小时数,若当年的利用小时数较低,调度部门会根据运行情况考核并调减其第二年的年度计划电量。另外,电网公司还会对并网发电企业涉及到电网安全稳定运行的励磁系统、调速系统、继电保护和安全自动装置等实行归口管理,会对这些设备运行情况进行考核,考核结果也会对企业第二年的年度计划电量产生影响。因此,如果煤电企业头一年因为亏损而选择停机,若第二年煤炭及电力供需形势好转,企业也难以及时分享其中的红利。更何况,煤电机组启、停成本较高,即便是关停,停下来的机组依然需要投入资金进行定期维护和保养,所以煤电企业一般能撑则撑,不会主动选择关停机组。
    即便不考虑以上电力的技术经济特性,若亏损发电机组关停,必然需要其他机组多发,方可保证电力供需的平衡,因为在电价、经济增速稳定的情况下,全社会用电量不因机组关停、煤价升降而大幅波动。也就说,只要用电需求维持基本不变,不管是哪家煤电企业发电,耗费的煤炭总量基本是一样的。依靠关停部分机组,只能改变供电结构,不足以过多地影响煤炭供需形势。因此,化解煤、电供求失衡的矛盾,不可以也不可能靠简单地停机少发解决问题。
    我国煤炭行业和电力行业作为关系紧密的上下游产业,一直处于此消彼长的状态。市场煤与计划电并存,才是导致两个产业零和博弈的关键成因。从建立煤电联动机制,到出台电煤最高限价,再到签订并督导煤炭中长协,政府部门不遗余力地采取各种行政手段化解煤电企业时不时会面临的经营困难,然而煤炭价格或暴涨或暴跌,让计划的步伐总赶不上市场的变化。要从根本上解决多年来形成的这一难题,关键还是要加快电力体制改革,将计划电变成市场电,而不是再用行政手段去干预市场运行,做拆东墙补西墙的工作。

 

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