准格尔旗火电企业运行状况探析
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发布时间:2018-10-17     作者:曾玖     来源:统计局    浏览次数:    【字体:

近年来,火力发电行业成为准格尔旗资源型产业转型发展的主要方向,发展势头迅猛,为地方经济可持续发展注入了活力,也为缓解京津冀地区用电紧张局面做出了积极贡献。但是总的来说,燃煤发电企业运营中还存在一些困难和问题,突出表现在:企业整体运营效益较低,行业发展后劲不足,严重影响了这一行业的持续健康发展,需要采取切实可行的措施加以解决。

一、全旗电力行业运行整体状况

2017年末,准格尔旗电力装机容量达到655万千瓦,其中燃煤发电机组装机容量566万千瓦,在建燃煤发电机组容量264万千瓦。2017年全旗发电260.85亿千瓦时,同比增长64%,其中燃煤发电250亿千瓦时,同比增长66.9%。燃煤机组平均设备利用时数为4417小时,总体上高于全国平均水平,平均运行负荷为50.4%。全年全旗用电量为94.44亿千瓦时,同比增长8.6%,其中工业用电87.9亿千瓦时,同比增长8.2%。发电量增长速度显著高于用电量增幅,全社会用电量仅占全旗发电量的36.2%,电力外输压力持续增大。

二、火力发电企业运行效益分析

(一)经济效益分析

2017年,全旗3户主营业务为燃煤发电的企业累计实现主营业务收入22.97亿元,同比增长16%;主营业务成本为22.5亿元,同比增长29.2%。平均每百元主营业务收入中的成本为97.95元,同比增加10.02元,增长11.4%。分企业来看,每百元主营业务收入中成本均有不同程度增加,最高的为准大发电厂,达到110.07元,较上年增加18.6元;成本最低的为京泰电厂,为86.62元,较上年增加5.59元。3户燃煤发电企业全部亏损,较上年多2户,亏损总额为3.75亿元,较上年同期增加1.88亿元,增长100.5%。

2018年一季度,全旗3户主营火力发电的企业累计实现主营业务收入4.79亿元,同比增长31.6%;主营业务成本为4.61亿元,同比增长8.7%;每百元主营业务收入中的成本为96.2元,较上年同期降低20.3元;3户企业累计亏损0.79亿元,较上年同期减亏0.61亿元,减亏幅度达43.6%。

(二)能源加工转换效率分析

2017年,准格尔旗8户燃煤发电企业发电250亿千瓦时,,燃煤机组消耗原煤1350.25万吨,折合标准煤760.56万吨,每千瓦时发电消耗原煤540.1克,折合标准煤304.2克,分别较2016年降低41.3克、8.5克,燃煤发电机组加工转换效率达到40.4%,与全国同类机组平均水平基本持平,较2016年提高1.1个百分点。分企业来看,伊东资源集团100MW小机组发电效率最低,每千瓦时电消耗355.3克标准煤,加工转换效率仅为34.6%;国华准格尔电厂4*330MW机组效率最高,每千瓦时电消耗280.1克标准煤,加工转换效率为43.9%。

2018年一季度,准格尔旗8户燃煤发电企业发电55.96亿千瓦时,发电消耗原煤272.55万吨,折合标准煤164.36万吨,每千瓦时电消耗原煤487克,折合标准煤293.7克,分别较上年同期降低31.4克、2.6克,燃煤发电机组加工转换效率达到41.8%,较上年同期提高0.3个百分点。

(三)火力发电企业机组运行负荷

2017年,准旗火力发电机组平均利用时数为4417小时,较2016年增加426小时,增长10.7%,机组平均负荷为50.4%,相当于全年只有一半的燃煤发电机组在运行。在300MW以上机组中,利用时数最高的是魏家峁电厂,达到5191小时;利用时数最低的是神华准能矸石电厂,仅为3515小时。2017年,准格尔旗8户燃煤发电企业厂自用电19.54亿千瓦时,厂用电率为7.8%,较2016年下降1个百分点,但仍高于全国同类机组平均水平。厂用电率与机组利用时数呈现反比关系,同样在300MW以上机组中,神华准能矸石电厂厂用电率最高,达到10%;魏家峁电厂厂用电率最低,仅为4.9%。

三、影响火力发电企业运行效率的因素

电力生产具有一定的特殊性,企业只能按照用电需求安排生产,而用电量的多少很大程度上依赖于整体经济运行状况;同时电力是特殊的商品,市场机制不健全,电力行业对国家宏观调控政策比较敏感,在新能源快速发展的今天,传统燃煤发电行业空间将进一步被压缩,面临的困难与日俱增。除了行业发展趋势的共性影响外,企业自身经营方面的因素也会对运行效率产生较大影响。

(一)是电力产能局部过剩,上网电量指标不足,火力发电企业普遍“吃不饱”

机组负荷率较低是目前我国大多数火力发电厂所面临的客观问题,以现在600MW机组为例,实际出力达到400~500MW的并不多见。准格尔旗燃煤电厂所发的电基本都是统一纳入华北电网销售,直供当地用电大户的电量很少,市场交易电量占比不足一成。近十年来蒙西地区装机容量增加了近两倍,华北电网由过去的缺电转变为富电,再加上风电、太阳能发电规模不断扩张,燃煤发电上网电量指标份额受到挤压,近年来“窝电”现象严重,机组负荷较低。虽然2016年底蒙西至天津南特高压输电线路建成投运,部分缓解了电力外送压力,使机组运行负荷有所增加,但由于该线路外输电必须是纳入蒙西至天津南特高压电力通道配套的电源点,目前在准格尔旗仅有魏家峁电厂一家,其它火电厂运行负荷均在50%以下。

设备运行负荷不足对于运行效率产生两方面影响。一是厂用电率较高,可销售电量减少,产出效益降低。一般来说,机组负荷率与厂用电率成反比关系,理论上当机组额定满发时厂用电率为最小;当机组负荷率越低,发电量减少时,由于厂用电系统的电耗并没有随之下降,造成电厂的厂用电率偏高。二是机组负荷降低,发电量减少,但企业的人员成本、管理费用、设备折旧等支出没有相应成比例减少,所以单位收入中的成本费用不降反升。

(二)煤炭等原料价格上涨,成本上升,造成企业亏损

2017年,准格尔旗3户主营业务为燃煤发电的企业每百元主营业务收入中的成本为97.95元,同比增加10.02元,增长11.4%。成本增加的主要原因是煤价上涨,2017年鄂尔多斯市煤炭价格平均指数为121.6,同期3户燃煤发电企业售电平均价格仅比2016年上涨了4.3%,电煤价格上涨与电价上涨不同步。此外,由于国家对燃煤发电企业“三废”达标排放要求进一步提高,企业环保投入需要逐年加大,使得企业运营成本有所增大。

(三)加工转换效率较低,老旧机组维护费用高

2017年末,准旗燃煤发电机组装机容量达566万千瓦,但仅有魏家峁电厂2×660MW机组为较先进的超超临界压力机组,其它机组均为亚临界以下压力机组,热效率不高,生产每千瓦时电消耗320克左右标准煤,能源加工转换效率在40%以下。而魏家峁电厂每千瓦时电仅消耗285克标准煤,能源加工转换效率达到43%。此外,伊东、特弘、准大等企业发电机组均为小机组,而且运行年限较长,发电效率低,维护成本高,严重影响企业效益的提升。

四、促进准旗火力发电行业健康发展的对策建议

火力发电作为我国目前最主要的发电方式,在整个电力体系中的地位在今后一段时间内仍然不可动摇。但火力发电行业高成本投入低产出的特点,使得行业盈利能力短时间仍将难以恢复,而随着电力体制改革的推进以及市场化电力的不断放开,也使在不同电力环境和拥有不同管理水平的电力生产企业出现差异化效益。就准格尔旗火力发电企业而言,应立足自身实际,积极顺应市场形势变化和政策导向,从以下几个方面提高经营效益。

一是提升企业管理水平,实现节本增效。 随着产能的控制,火电企业通过规模优势摊薄固定成本,降低企业的经营风险的方式已不太现实,这就需要企业提升整体管理水平,管理水平的高低能够直接影响企业的风险控制能力和财务风险管理水平。正是由于火力发电企业固定成本高、负债高的特点,企业的管理能力特别是财务管理能力显得尤其重要。企业对债务扩张、资金使用、战略管理等方面都应该有一系列的管理措施。加强生产销售各环节的成本费用控制,升级改造老旧机组,逐步淘汰小机组,有条件的实现热电联产,提高转化效率;通过内部挖潜、技术革新、回收利用等措施,尽可能地降低企业成本费用。

二是积极探索煤电联营模式,实现多元化结构和上下游协同发展。对于火电企业来讲,煤电一体化的发展,能够缓解电煤价格上涨所带来的不利因素,同时清洁能源的发展也有助于企业在优先上网方面得到一定发电保障。要充分利用准旗煤炭资源富集的特点,以“大型煤矿+坑口电厂”的模式,通过企业兼并重组,参股控股等模式实现煤电联营,互利共赢。

三是积极推进电力多边交易,加大电力直供比例,提高机组负荷率。要用好用足国家相关政策,主动走出去,与旗内电石企业、煤化工企业等用电大户协商,以国家标杆电价为基础协商议价,在降低用电大户用电成本的同时,增加火力发电企业售电量,从而提高机组负荷率和运行效率。

四是加快特高压电力通道建设,从根本上解决电力产、供、需矛盾。目前蒙西地区电力产能普遍过剩,企业网上售电量指标竞争激烈,大多数企业都存在着机组利用时数不足的问题。与之形成鲜明对照的是,在用电高峰期京津及华东、华南地区电力供应不足。因此要加快特高压电力外送通道建设,逐步解决电企“窝电”困境。同时,要充分利用好现有蒙西至天津南电力外送通道,合理配置电源点,优先考虑已建成投产的大型火电厂的电力外送,把符合条件的京泰、国华、准大等电厂全部纳入电源点。(曾玖)

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