火电产业分析与预测(一)
详细内容
论文关键词： 煤电博弈 火电发展 节能减排 能源发展
论文摘要：本文首先分析了我国火电的特点，包括其在我国电力结构中的主导地位，煤电关系的密切性，和节能减排的艰巨性。然后分析了当前火电面临的问题，归纳总结了已有的成功经验。并对火电的发展提出合理的预测。
总述
能源可分为常规能源与新能源，已经广泛利用的煤炭、石油、天然气、水能、核电等能源，称为常规能源。新能源一般是指在新技术基础上加以开发利用的可再生能源，包括太阳能、生物质能、水能、风能、地热能、波浪能、洋流能和潮汐能，以及海洋表面与深层之间的热循环等；此外，还有氢能、沼气、酒精、甲醇等。目前不论发达国家或发展中国家的电力需求都也常规能源为主。尤其是我国，由于受国情的影响，至今电力的主要需求还是以火电为主。但是火电有其局限之处，气候变化和环境污染正在催促我国进行新的调整。
国家能源局电力司副司长曹述栋在2009年3月28日召开的电力科学发展高层论坛上透露，目前针对形势发展，在“十二五”期间将会加快核电、热电联产、煤电一体化发展，继续推进上下游关系，积极调整火电结构，促进节能减排。
在2009年4月的《求是》杂志上，国家发改委副主任，国家能源局局长张国宝撰文：《科学发展电力工业赢得挑战的根本路径》。根据该文：电源结构和电网结构调整方向将是:
一、积极推进电力工业的上大压小，加速淘汰落后产能；二.大力发展核电；三.积极推进水电开发；四.加快风电、太阳能发电和热电联产等清洁高效能源的建设。
而根据“十一五”规划，我国电力政策是“重点优化发展火电，有序开发水电，积极推进核电建设，大力发展可再生能源”等。对比可以看出，除了核电从“积极”变成目前的“大力发展”外，火电、水电、可再生能源的政策也有变化。下一步水电的政策是“积极推进水电开发”，代替了“十一五”规划提出的“有序开发水电”。火电是“积极推进电力工业的上大压小，加速淘汰落后产能”，不同于“十一五”规划提出的“重点优化发展火电”。有关新能源的提法是“加快风电、太阳能发电和热电联产等清洁高效能源的建设”，也与以往提出的“大力发展可再生能源”有所不同。
而措辞不同的背后，是规划的变化。
那么对于火电，国家的规划又是什么呢？
我国火电特点
一、我国电力以火电为主
先看发电量，2004年我国总发电量为22033.1亿千瓦时，其中火力发电量17955.88亿千瓦时，火电电量占总发电量的比例为81.50％；２008年全国发电量是34334亿千瓦时，其中火力发电量27857.37亿千瓦时，火力发电量占总发电量的比例是81.14％； 2009年全国发电量是36506亿千瓦时，其中火力发电量29814.22亿千瓦时，火力发电量占全国发电量的比例是81.67％。火力发电占总发电量的比例变化不大，均在８０％以上（见表格1），可以看出，全社会的用电主要靠火电企业提供。
图表 1
年份
2004
2005
2006
2007
2008
2009
火力发电量（亿千瓦时）
17955.88
20473.36
23573
27207
27857.37
29814.22
总发电量（亿千瓦时）
22033.1
25002.6
28344
32644
34334
36506
占总发电量比例（%）
81.50
81.88
83.17
83.34
81.14
81.67
截止2009年12月底，全国发电量为36506亿千瓦时，其中火力发电量为29814.22亿千瓦时，同比增长7.2%；水力发电量为5544.95亿千瓦时，同比增长4.3%；核能发电量为692.63亿千瓦时，同比增长1.3%。发电量比例图表1
再看我国的电力装机结构。2004年我国总装机容量44237万千瓦，其中火电装机32948万千瓦，占当年总装机容量的７４.48%。２００8年我国火电装机是60286万千瓦，占当年总装机容量的76.07％。2009年我国火电装机达到65205万千瓦，占当年总装机容量的74.60%。从电力的结构看，我国的电力装机虽然从2004年的4.42亿千瓦增加到2009年的8.74亿千瓦，但火电装机占总装机容量的比重不但没有降低，反而还有所上升（见表格2）。
主要耗能产品(工作量)和耗能设备指标（见图表2）
图表 2
年份
2004
2005
2006
2007
2008
2009
火力装机容量（万千瓦）
32948
39137.6
48405
55442
60286
65205
总装机容量（万千瓦）
44237
51718.48
62200
71329
79253
87407
占总装机比例（%）
74.48
75.67
77.82
77.73
76.07
74.60
再看各种能源的利弊分析（见表格3）。
主要耗能设备能效指标（见图表3）
图表 3
能源种类
火电
水电
核电
可再生
技术成熟度
较成熟
较成熟
成熟
风电较成熟，太阳能，生物质能，地热能成熟
人才供应
平衡
平衡
不足
不足
原料供应
供需矛盾存在，但基本可以满足
长江、金沙江、雅砻江、大渡河、乌江、红水河、澜沧江、黄河和怒江等大江大河的干流水能资源丰富，总装机容量约占全国经济可开发量的60%
基本满足
为可再生，风电发展有过剩趋向，太阳能主要应用与太阳能热水器。生物质与地热局限较大
发展潜力
一般
到2020年基本开发完毕
较大
较大
区域影响
在各省均有分布，
对区域经济贡献较大。
水能资源主要分布在西部地区，约70%在西南地区。
已建项目分布在广东，浙江，江苏。在建或即将开工：辽宁，山东，福建。拟建省市：四川，重庆，湖南，广西，江西，安徽，湖北，吉林（省份不重复列举）
风能主要分布在两大风带：一是“三北地区”(东北、华北北部和西北地区)；二是东部沿海陆地、岛屿及近岸海域。太阳能主要分布在部分日照时间长省份。
对环境影响
是电力行业污染的主要制造者
可以起到控制洪水、改善航运、调剂供水等作用，对气候影响具有改善作用。
属于清洁能源，污染小
属于清洁能源，污染小
依此可以分析：在近期内，火电的主导地位不会改变，水电由于受气候和地域的影响较大，潜力较小。核电由于其特殊的吸引力，将会吸纳更多的人才与资金投入，虽然近期存在技术的不足和铀资源有限等不足，但随着技术的改进和铀资源开发程度的增加，近期的发展趋势将是稳中有升。风电的发展有减缓趋势并趋于平稳发展，太阳能受成本影响，更多将应用于太阳能热水器，光伏发电还处于试水阶段，地热发电受地域影响比水电更大。
二、煤电产业关系密切
煤炭是我国最重要的基础能源。随着重工业化进程的加快以及城镇化速度的提高，以煤炭为主的能源消费不断快速增长。煤炭是我国最重要的基础能源，１９５２年一次能源消费中煤炭占９５％，２０世纪５０年代、６０年代都在９０％左右，７０年代占８０％左右，８０年代以来，一直保持在７０％左右。而且在今后相当长的时间里，煤炭仍然是主要能源，2007年全国原煤产量达２５.２３亿吨，消费量为２５.８亿吨，煤炭产量比２００２年的１４.１５亿吨增长８０.２１％，年均煤炭产量涨幅达１２.５％。由于中国的能源结构以煤为主，这就决定了中国的电力工业以燃煤火电为主，在我国目前的发电结构中，用煤发电占总装机容量的７０％以上；而煤炭行业的最大用户则是电力企业。中国在１９５２年时，火电曾占总装机容量的９０.４％，总发电量的８２.２％，以后虽然比重有所下降，但到2007年火电仍占总装机容量的７７.７３％。由于中国电力工业的迅速发展，发电用煤占煤炭产量的比重较大――１９８０年仅为１８％，２００３年则占到６４％，２００６年占到49.7％，２００７年又提高到５１％，而电力是中国煤炭工业的最大用户，煤炭和电力是依存度非常高的上下游产业。
三、节能减排任务艰巨
根据能源发展“十一五”计划，2010 年，万元GDP(2005 年不变价，下同)能耗由2005 年的1.22 吨标准煤下降到0.98 吨标准煤左右。“十一五”期间年均节能率4.4%，相应减少排放二氧化硫840 万吨、二氧化碳(碳计)3.6亿吨。
在电力工业方向计划规定大力发展 60 万千瓦及以上超(超)临界机组、大型联合循环机组。采用高效洁净发电技术改造现役火电机组，实施 “上大压小”和小机组淘汰退役。推进热电联产、热电冷联产和热电煤气多联供。在工业热负荷为主的地区，因地制宜建设以热力为主的背压机组；在采暖负荷集中或发展潜力较大的地区，建设30 万千瓦等级高效环保热电联产机组；在中小城市建设以循环流化床技术为主的热电煤气三联供，以洁净能源作燃料的分布式热电联产和热电冷联供，将分散式供热燃煤小锅炉改造为集中供热。到2010年，使火电供电标准煤耗由2005 年的每千瓦时370 克下降到355克，厂用电率由5.9%下降到4.5%；城市集中供热普及率由30%提高到40%，新增供暖热电联产机组超过4000 万千瓦，年节能3500 万吨标准煤以上，为改善城市空气质量做出贡献。
新建火电机组必须同步安装高效除尘设施；加快现役电厂除尘器改造，提高可靠性、稳定性和除尘效率。通过使用低硫燃料、装设脱硫设备等综合措施，严格控制电厂二氧化硫排放。推广低氮燃烧技术，扩大烟气脱氮试点范围，鼓励火电厂减少氮氧化物排放。到2010 年，使火电厂每千瓦时烟尘排放量控制在1.2 克、二氧化硫排放量下降到2.7 克，电厂废水排放达标率实现100%。
火电面临问题
一、煤电博弈，电煤矛盾日益突出
我国１９９３年进行煤炭价格部分市场化改革，国家为了确保电价稳定，设定了国有大型电厂的电煤价格，从而形成了“计划煤” 与“市场煤” 之间的价格双轨制，这也造成了多年来的煤电矛盾。２００３年电力体制改革，厂网分开后，国家逐渐放开了发电用煤价格。２００３年的煤炭订货会合同签订率完成了计划的９０％，而执行率却只有３０％。2004年的煤炭订货会合同签订率不到一半，执行率更低。２００６年，国家又取消了对重点电煤合同的政府指导价，让电煤价格完全由市场调节。电煤主要由三部分组成：一是重点合同，二是区域合同，三是市场采购。随着煤炭价格的上涨，煤炭企业与电力企业的矛盾愈演愈烈，近两年，电煤合同也仅签订了重点合同。以前重点合同占煤炭供应在一半以上的比例，现在还不到５０％，而市场采购的比例越来越高，达到４０％，有的地方甚至达到６０％。2003年，我国的原煤产量是１１.８９亿吨，其中用于火力发电的原煤是７.６亿吨，电煤占当年原煤产量的６４％，电煤供应基本平衡。２００６年，我国的原煤产量达到２３.８亿吨，而其中用于火力发电的原煤是１１.４３亿吨，电煤占当年原煤产量的４８％，电煤供需矛盾已开始显现。２００７年，我国原煤产量２５.５亿吨，其中用于火力发电的电煤是12.82亿吨，电煤占当年原煤产量的５１％，比２００６年虽略有上升，电煤供需矛盾突出。
近几年来，受国家发改委放开电煤价格、煤炭生产成本提高、国际能源价格大幅上涨、国内需求扩张等因素影响，国内煤炭价格总体上涨。电力装机容量近几年均以１０％以上的速度增长，对电煤的需求大幅度增长。对于煤炭企业而言，电煤价格意味着利润；对于电力企业而言，电煤价格代表着成本。电煤价格一路攀升，年均涨幅在１０％左右，发电企业原料成本大幅增加。特别是２００８年１月以来，南方大面积雨雪灾害发生后，多年来积累的电煤供应矛盾终于暴发。火电企业与重点煤炭企业签订的供煤合同价涨幅在10%～15%之间，合同煤供给量仅能保证电厂５０％的需求，剩下的煤炭需求要依靠市场价进行市场采购。煤炭市场价持续攀升，火电企业成本压力不断加大。
一方面，煤炭企业强烈要求涨价，另一方面发电企业则大喊降价才能活。实际上，目前煤的产能绰绰有余，但是煤企为了保证卖方市场的地位一直都保持“限产保价”的措施，长期的限价使得电煤始终处于较为紧张的状态。发电企业买不到煤，就顺势喊要提高电价，这样的大戏几乎是年年上演。虽然大煤企和电厂都是国企，但这样的“内斗”并不奇怪，只因国资委对国企的考核模式中，利润是一个重要指标。
2010年以前，每年都会召开一个由发改委主导的“全国煤炭产运需衔接合同汇总会”，在这个会上煤炭企业和发电企业之间的博弈尤为引人注目。发电企业的用煤量占了全国煤炭产量的50%。以五大集团为首的发电企业在09年的会议上联手要求降低煤价。另一边厢，09年开始的“国进民退”也使得煤炭行业全面进入“大矿时代”，谈判的底气越发地足了。于是煤企要求每吨的合同价在08年的基础上涨80－100元，电企则要求降价50元。最终在会上一单未签。然而 ,在保供暖和保“两会”用电的压力之下，电企和煤企会后达成了某种妥协。
煤企取得“胜利”，兖州煤业与五大电力集团签订了在山东省内的重点煤合同，单价上涨4%。
到了2009年12月15日，发改委宣布“合同汇总大会”今后不再举行，各个发电企业也改变了往日的联合状态，各自为营与煤商进行谈判。而在目前已经签订的合同中，重点煤合同的最高涨幅达到25%，可以说涨价是定局。而电煤的涨价，必然会通过销售电价的上涨，最终由用户买单。
如今，各个发电企业都眼巴巴地望着发改委的政策留个口子，实施“煤电联动”。煤电联动政策始于2004年年底。当时国家规定,以不少于6个月为一个煤电价格联动周期,若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5％，便将相应调整电价。第一次煤电联动在2005年的5月,当时每度电价上调了2.52分钱。2006年，第二轮煤电价格联动又将全国销售电价平均每度提高2.52分钱。
能源发展对策
１.电力企业向上游进军，实现煤电联营
近几年，各大发电企业纷纷投入大量资金向上游延伸产业链。电企挖煤的举动得到了政府部门的鼓励。国家发改委公布的《煤矿企业兼并重组调研报告》明确指出，鼓励电力等大型企业兼并重组煤矿，实现煤电一体化经营。五大发电集团纷纷把触角延伸到煤炭领域，通过兼并、参股和独立开发等形式，变买煤为挖煤。国内几大发电企业都在不约而同地加速向煤炭领域进军。这是它们为应对煤价上涨、走出亏损困境而采取的举措之一。
煤电联营在２００４年已经开始启动，当时国内诸多电力企业陆续宣布参股煤炭企业，或者与煤炭企业共同投资设立项目公司勘探开发煤炭资源。到２００５年上半年，煤电联营进入一个高潮期，包括广州控股等多家电力上市公司或其大股东在当时相继发布了关于煤电联营的相关公告。煤炭与电力的联营将使煤电的协同效应长期显现。中央直属５大发电集团之一的国电集团重组内蒙古平煤集团尘埃落定，国电内蒙古能源有限公司宣告成立；华能集团提出了“以电为核心、煤为基础、电煤路港运一体化” 的产业发展战略，全资收购了内蒙古扎赉诺尔煤业公司；中电投集团也提出了类似的发展战略，其投资控股的霍林河煤矿和露天煤业是国内五大露天煤业开采地之一，已成为重要利润增长点；中国华电集团在鄂尔多斯市也拥有了一个储量为１４亿吨的煤矿。在五大发电集团中，华电集团已经在我国部分煤炭大省拿到２００亿吨煤炭储量，大唐发电集团拿到１８０亿１４４吨，国电集团也有近百亿吨的储量。中电投集团动手早，２００８年已经有数千万吨的煤炭实际产量。向“综合性能源集团” 转变是全国发电集团不约而同的战略选择。