2013年国内电厂亏损因素探讨分析

2013年国内电厂亏损因素探讨分析近期，受煤炭价格持续下行的影响，火电行业经营情况出现明显好转，部分电厂盈利能力大幅提升，在经济低迷的大环境中，这一业绩格外显眼。但是，记者了解到，在火电形势一片大好之中，仍有不少火电厂经营困难。例如数据显示，今年1-5月，火电行业仍有25.3%的企业亏损；上半年山西全省114家规模以上发电企业中43家亏损，亏损面仍达37.7%。那么在当前局势下，这些火电厂为何会出现如此反差？又主要由哪几类因素导致？记者带着这些疑问，走访了多地电厂。老电厂、小机组、财务成本高目前东部火电厂整体来讲，其经营情况要明显好于中部和西部地区。但近日，记者从山东地区五大电力集团所属的某一大型电厂了解到，近期该集团当地仍有三家火电厂是亏损的，这占到该集团在山东电厂总数的20%左右。上述电厂的负责人介绍，在亏损的电厂中，主要存在三个方面的原因。“其中机组小、发电煤耗高是主要原因。”在东部地区，单机容量在30万千瓦以上的机组，几乎都能实现盈利，但容量低于30万千瓦的相对较小的纯发电机组，就比较难以盈利了。如单机容量为13.5万千瓦的纯发电机组，其供电煤耗会在360克/千瓦时，高于全国平均水平30多克/千瓦时，这相当于供电成本较全国平均水平高出10%左右。“在供电经济性方面，小型机组存在很大劣势，在当前煤价情况下，这样的供电煤耗水平是难以让电厂实现盈利的。”“另外一个原因就是财务成本高。这些电厂在此前的三四年中，一直处于亏损状态，导致了大量财务费用的产生，加重了电厂经营的负担。”上述负责人说，“第三是电厂较老，其机组老旧、供电煤耗高、人员众多且历史包袱沉重，这是大多数老电厂的主要短板，在当前的煤价水平下，该类电厂亏损现象普遍。”煤价相对较高“虽然我们电厂是大型机组，在发电效率方面几乎不存在问题，但是电厂仍然是亏损的。”一位甘肃某电厂的人士说，“事实上，在甘肃省内由地方控股的火电厂中，只有一家是盈利的，其余电厂均亏损。同时，五大电力集团控股的电厂，经营情况也好不到哪儿去，多数电厂亏损严重。当地电厂之所以亏损，主要是由于煤炭价格高。”甘肃当地的煤价整体上来讲，相对于周边省份处于较高水平，即使是坑口电厂，煤价也难有优势可言。“并不是坑口电厂就一定会有低价煤炭。”一位来自甘肃某坑口电厂的负责人对记者表示，“电厂的煤价与供需关系密切相关，电厂的位置只是次要因素。我们电厂周围还有其他的大型电厂，当地煤炭供不应求的，煤价相对于周边地区高不少。”“迫于当地煤价较高，当前电厂已经大量从宁夏地区购入相对低价的电煤（这得益于电厂位置毗邻宁夏），数量已达到电厂全年用煤总量的三分之一。电厂的亏损额，也因此大大减少。”上述负责人表示。此外，受交通运输不便以及“小煤保大电”的地域特点等因素影响，今年当地煤价在很多地区同比持平，并未像环渤海动力价格指数所显示的那样，出现大幅下滑；甚至在有的地区，因煤矿安全整改、淘汰落后产能等原因，煤价出现了小幅上升以及电煤供应紧张等问题，这加剧了当地部分火电企业的亏损局面。机组利用小时数低那么上述甘肃省内由地方控股的唯一一家盈利的火电厂，为什么能够实现盈利？这一方面得益于电厂的电煤价格。该电厂位于酒泉附近，地理位置与新疆接近，能够利用来自新疆的低价电煤。因为新疆当地电厂无法消耗当地巨大的煤炭生产，煤炭供过于求，煤价较甘肃东部煤价低200元/吨左右。另一方面，得益于其较高的机组利用小时数。因为该厂临近酒泉风电基地，为了保证风电的安全消纳，该电厂负责为其调峰，相比于其他机组，该机组的利用小时数也较高。可见，机组利用小时数也是影响电厂盈亏的重要因素。甘肃平凉地区电力装机达到400万千瓦，但是由于当地经济低迷，电力负荷并不高。“电厂远离负荷中心，当地用电负荷又低，无法与靠近负荷中心的电厂相比。”当地电厂工作人员表示。此外，当地电力的外送通道也难以做到电量的大批量外送，目前电厂真正是无路可走，发电量无法保证，电力设备利用小时数仍然很低。数据显示，预计今年的该地火电设备利用小时数在3700-3800小时之间，其中机组利用小时数在3200小时左右，交易电量在500-600小时。面对这样的利用小时数据，电厂的亏损情况可想而知。而周边省份的火电盈利情况要好一些，如宁夏的利用小时数会在4500小时，这主要得益于宁东至山东有直流输电线路，每年可以输送电量200多亿千瓦时。一位来自云南某火电企业人士介绍，在水电装机较大的云南等西南部地区，火电设备利用小时数受水电影响显著。“目前当地火电的设备利用小时数也不乐观，数据显示，云南当地的火电开工率只有四成，火电亏损现象极为普遍。”我国天然气是能源发展战略选择近年来，美国借助页岩气开发领域的突破，积极向清洁能源转型，推动制造业回归，并加快向“能源独立”政策目标迈进。这不仅对全球能源供求格局、制造业竞争状况、地缘政治博弈、气候变化合作产生深远的影响，更对我国具有重要的借鉴意义。作为世界上最大的发展中国家，我国能源安全形势日趋严峻，资源和环境约束不断趋紧。要完成现代化建设目标，我国的能源需求仍会持续增加，环境保护和减排压力将更加巨大。为此，加快发展常规天然气、页岩气、煤层气、煤制甲烷、天然气水合物（以下简称“可燃冰”）等气体清洁能源，既能有效缓解我国在能源安全、环境保护和降低排放等方面面临的多重巨大压力，又能培育新的经济增长点，应成为我国能源发展战略的重要选择。一、气体清洁能源是高效、清洁、低碳的优质能源气体清洁能源是指在目前经济社会技术条件下，其常温物理状态为气态、可提供能量或动力的物质，主要包括常规天然气、页岩气、煤层气、煤制甲烷和可燃冰等物质。气体清洁能源具有以下特点：一是使用范围广泛。气体清洁能源可以广泛地用于发电、工业、民用（家用、供暖）、交通运输（燃气汽车）等领域。二是利用效率高。从原料生产、输送至发电的全生命周期来看，气电的能效约为40%，而煤电仅为30%，前者比后者高约35%。三是可降低污染物及二氧化碳等气体排放。与等热值煤炭相比，每千立方米气可分别减排二氧化碳、二氧化硫约4.33吨和0.0483吨，而且基本不含铅尘、硫化物以及可入肺颗粒物（PM2.5）等有害物质。四是具有较好的经济性。统计数据显示，虽然目前我国气体清洁能源生产成本差距较大，但总体上看仍低于进口气价格（管道气和液化天然气）约0.1元—2.0元/立方米，比等热值汽油价格低20%—50%左右，具有一定的市场竞争优势。五是安全可靠。气体能源储存和输送便利。可用管道进行长距离输送，在一定条件下也可液化以提高储运的便利性。气电系统可接近我国电力负荷中心，不存在煤电、风电等出现的长距离输送和安全等问题，是最可靠的优质能源之一。二、加快发展气体清洁能源已成为美国等发达国家能源战略的新方向美国页岩气的爆发式增长和大规模利用扩大了美国国内的能源供给，改善了其能源消费结构，推进了其能源独立的进程，并正在引起全球能源供求格局的重大改变。同时也提高了美国制造业竞争力，降低对外能源依赖，加强了其在全球气候谈判中的地位。首先，天然气、石油是制造业最重要的原材料和能源，本土低价页岩气的供给提高了美国在化工、钢铁、有色金属等领域的竞争力，增加了制造业投资，创造了大量就业。其次，美国对外能源依赖减少，为美国在国际事务中更加积极主动提供了巨大的战略空间。第三，从全球气候政治来看，美国大量使用气体清洁能源将减少煤的使用从而降低温室气体排放，减轻其履行国际承诺的压力。事实上，通过严格的排放标准，美国已停止批准新上燃煤发电机组，这为美国在全球气候谈判中采取更加积极的态度奠定了基础。同时，美国页岩气的快速发展也极大地带动了其他发达国家积极发展气体清洁能源。欧洲各国开始规划开放页岩气开采，俄罗斯和中亚诸国也计划开发资源庞大的页岩气。与此同时，日本投入大量资金致力于可燃冰的勘探开采及其技术的研发，2013年成功地将可燃冰分离为天然气，2019年前有望将海底可燃冰采掘技术投入实际应用，届时日本将商业开采可供其消费100年的可燃冰资源。美、日等发达国家对气体清洁能源大力投入，其目的既着眼于摆脱金融危机和经济困境，也致力于在能源和气候变化问题上把握主导权、加大国家间政治博弈中自身的砝码，更是在战略上抢占未来技术和产业发展的制高点，从而为新一轮的经济增长积蓄力量，为掌握国家未来发展的主动权做好准备。三、我国气体清洁能源产业发展已取得初步成效，政策体系已基本形成“十二五”时期是我国气体清洁能源发展的重要时期。在《能源发展“十二五”规划》、《页岩气发展规划（2011—2015年）》等政策措施的推动下，我国气体清洁能源产业具备了一定的发展基础并表现出良好的发展态势。首先，市场供需快速有序发展，对人民生活影响程度日益加深。天然气产销增长逐年加快，占一次能源比例不断上升。2000年以来，天然气产量年均增长12%，消费量年均增长16%。2012年，天然气产量约为1075亿立方米，居世界第六位；消费量约1475亿立方米，居世界第四位；天然气消费占一次能源消费结构的比重为5.4%，比2000年提高3个百分点；用气人口约为2亿人，占总人口的15%、城镇人口的28%。其次，基础设施不断完善，基本形成“西气东输、北气南下、海气登陆”的供气格局。运输管网快速发展，到2012年底，建成基干管道（不含城市配气管道）总里程约5.9万千米，覆盖了除西藏、台湾外的所有省区，全国基干管网初步形成。再次，勘探和开发技术能力增强，装备自主化水平提高。初步形成岩性地层气藏和海相碳酸盐岩成藏等理论以及以地球物理识别为核心的气藏勘查技术。攻克超低渗透气藏经济开发以及高含硫化氢气田安全开采、集输处理和驱油循环利用等关键技术。同时，促进气体清洁