发电机租赁对于电力过剩近半亏损煤电企业困局认真研读

发电机租赁对于电力过剩近半亏损煤电企业困局认真研读

发布时间:2019-08-22     来源:发电机租赁百度新闻

发电机租赁对于电力过剩近半亏损煤电企业困局认真研读

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这个夏天,用电负荷再创历史新高,但煤电企业的经营状况并未明显好转。作为当地重要的电源和热源之一,首次连续3年亏损。“煤电厂破产并不意外”,煤电企业生存同样堪忧。

这并非个例。事实上,近年来煤电行业日子并不好过,今年情况有所好转,但亏损面依然高达50%左右。这是电力市场过剩、新能源竞争冲击、高煤价低电价“两头挤压”等多种因素叠加、长期综合作用的结果。

煤电该如何破局发展?在构建清洁低碳、安全高效能源体系的大格局下,煤电的战略定位将逐步转向“基荷电源与调节电源并重”,未来应进一步严控增量、优化存量,提高灵活性。推进电价的市场化、建立辅助服务补偿机制等。

对于在某大型发电集团摸爬滚打十几年的李峰而言,煤电业绩下滑的速度之快超出了预期。“值得注意的是,煤电企业基本全是亏损的,煤炭资源越丰富的地区亏损越严重。”其所在的发电集团旗下有数个电厂负债率超过200%。

2008年至2011年,煤电迎来历史上首次行业性亏损,火电板块累计亏损高达921亿元。2012年之后,情况开始好转,2015年五大发电集团火电利润高达882亿元,但一年之后,就“腰斩”降至367亿元。2017年火电亏损达132亿元,四大发电集团均亏损,行业亏损面在60%。2018年煤电企业仍有半数左右深陷亏损泥淖,今年上半年略有减缓。

与此相伴的是,发电集团的资产负债率长期高位运行,尽管比2008年85%的高点有所下降,2018年仍接近78%,巨额财务费用严重侵蚀当期利润。

近期撰文指出,煤电企业整体亏损,一些煤电企业资不抵债,依靠集团担保、委贷维持生存,有的甚至被关停、破产,少数电力上市公司业绩难以好转,面临被ST、退市的风险。

陆续关停了5台累计37.5万千瓦的火电机组。据公司内部人士介绍,2016年是新疆火电的低谷期,发电小时数创历年新低,此后公司火电板块一直处于亏损状态。

自2017年至今,数据显示,火电企业亏损近24亿元,2018年亏损18.5亿元,截至今年上半年,亏损2.4亿元。

电力过剩叠加新能源竞争

业内人士认为,煤电深陷亏损泥淖的原因之一是供需结构的失衡。不断放缓的全社会用电需求无法支撑高速增长的发电装机容量,火电产能过剩压力不断加大。此外,近年来新能源发电成本快速下降,市场竞争力显著增强,挤压了煤电企业的生存空间。

自2002年电力体制改革以来,发电装机容量持续高速增长。截至2015年11月底,6000千瓦及以上电厂发电设备容量突破14亿千瓦,其中火电装机容量接近10亿千瓦。

反观用电需求,全社会用电量增长告别两位数,连下台阶,2015年增速仅为0.5%,创下1978年以来的最低水平。

在此情况下,火电产能过剩压力加大,利用小时数也是一路下滑,2016年降至4165小时,创半个世纪以来的最低水平。

当年4月份,专门召开促进煤电有序发电电视电话会议,不仅要求淘汰落后的煤电产能,而且建立了风险预警机制,煤电新项目的规划、核准建设都要放缓。

在过去的三年中,淘汰关停落后煤电机组2000万千瓦以上,煤电装机增速有所放缓,2018年全年有4119万千瓦的新增火电投产,总容量首次突破了11亿千瓦。

同期,绿色能源发展步伐明显加快,风电、光伏呈现出“井喷”态势。截至2018年底,装机分别达到1.9亿和1.7亿千瓦。每年的新增电源中,风电、光伏占到总装机的一半以上。

不过,电力需求市场却没有相应的增长速度,2016年、2017年、2018年全社会用电量增速分别为5%、6.6%、8.5%。今年以来有所回落,前7月增速为4.6%。

发电装机结构不断优化的同时,局部地区电力供需失衡愈发明显。以新疆为例,目前全疆电力装机总量近8700万千瓦,但最高负荷还不到3000万千瓦。

“现在发电市场只有这么大,新能源要优先消纳,煤电就没什么空间了,在白天光照好或者风力大的时候只能有一部分负荷在运行。”某大型发电集团人士表示,近年来,新能源发电成本快速下降,平价上网提前来临,市场竞争力显著增强,挤压了煤电企业的生存空间。

据了解,2018年火电平均利用小时数4361小时,远低于火电机组设定的标准利用小时数5300-5500小时。当年高于4361小时仅有13个,高于5000小时的仅有4个。煤电机组平均利用率已下降到50%左右,大量机组处于停备状态。

煤炭富集区也多是新能源大省,煤电疲软的情况更为突出。2018年该省火电企业平均利用小时数仅为3313小时,较2015年大降46.4%。

随着可再生能源配额制等政策落地实施,未来竞争态势将进一步加剧。企业联合会数据显示,今年上半年核电、风电、太阳能和水电发电量都有两位数增长幅度,但火电发电量同比仅增长了0.2个百分点。火电利用小时数同比下降60小时至2066小时,其中,煤电同比下降57小时至2127小时。

高煤价低电价“两头挤压”

在利用小时数低位徘徊、发电量难以保障的同时,煤电企业的电价也是一降再降。2015年以来,两次下调全国煤电上网标杆电价,相当于煤电行业让利2000亿元。

据统计,2013年以来,煤电标杆电价共经历了4次下调、1次上调,每千瓦时净下调6.34分,并取消各地低于标杆电价的优惠电价、特殊电价。

竞价时代已经拉开大幕,发电企业首当其冲。为了获取发电指标,煤电企业市场交易电量越来越多,电价也不断降低,幅度一般超过30%。而且,火电厂很大一部分是热电联产,多年维持不变的热价压减了企业的利润空间。

据内部人士介绍,火电机组平均电价由2015年的0.258元/千瓦时下降至2018年的0.228元/千瓦时,降幅11.63%。市场电量占比从2015年的37.82%提高至2018年的65.52%,而市场化电价的平均电价为0.172元/千瓦时。

负荷约为一半,“即便电厂举步维艰,也要积极参与市场竞争给用户让利,否则就可能面临没电可发的局面,势必进入恶性循环。”有企业人士称。

此外,煤电企业还面临着环保电价执行不到位的问题。火电厂近年来投入了大量环保技改资金,包括完成脱硫、脱硝、除尘改造以及超低排放改造等。但自2016年6月起,脱硝及除尘电价均未兑现,给企业现金流造成了巨大的压力。而从长远看,煤电碳排放成本增加将是未来的新挑战。

雪上加霜的是,电价受挤压,占整个发电成本70%的煤价却一路看涨。从2016年开始,煤价大幅反弹,呈现“厂”字形趋势,2018年煤电企业电煤采购成本同比增加500亿元左右。

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