| 燃煤自備電廠燃料成本分析
一、燃煤自備電廠是如何產生的？
上世紀70年代初至80年代末，我國經濟發展迅速，電力發展速度根本滿足不了經濟的發展需求，頻繁的拉閘限電，嚴重影響了企業正常的經營秩序，尤以石油化工、鋁業、冶金、造紙、煤炭為代表的高載能企業為主。
為緩解各行業嚴重缺電的情況，1985年5月，國務院頒布《關于鼓勵集資辦電和實行多種電價的暫行規定》，實行“誰投資、誰用電、誰得利”的政策，自備電廠的土壤悄然發芽。1987年9月，國務院又提出“政企分開、省為實體、聯合電網、統一調度、集資辦電”二十字電力體制改革方針。在此背景下，一些省級政府紛紛號召本省企業出資建廠，自備電廠在各地迅猛發展，主要分布在資源富集地區和部分經濟較發達地區。
企業自備電廠發電機組主要以火電為主，其中燃煤機組數量占50%以上，故本文重點分析燃煤自備電廠。
二、燃煤自備電廠燃料成本
燃煤電廠成本中，燃料成本占到50%-80%。與公用燃煤電廠相比，燃煤自備電廠因為年利用小時數高、人力成本相對較低、不繳納政府性基金及附加等原因，燃料成本能占到總成本的70%-80%。
在煤耗上，公用電廠與自備電廠之間差距不大。根據已經發布2016年年報上市發電企業年報，可知供電標準煤耗在299.09-307.69克/千瓦時，平均供電煤耗為301.79克/千瓦時。
表格 1 2016年部分上市發電企業供電標準煤耗
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公司
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華能國際
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浙能電力
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華電國際
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大唐發電
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國電電力
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供電標準煤耗
（克/千瓦時）
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307.69
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299.09
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301.34
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300.68
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300.15
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2016年2月，國務院發布《關于煤炭行業化解過剩產能實現脫困發展的意見》，要求用三至五年時間退出煤炭產能5億噸、減量重組5億噸。同時發布了減量化生產措施，即要求全國所有煤礦產量以全年276個工作日實施生產。煤炭供給量的下降使其價格從2016年中開始不斷飆升，截止2017年3月，全國5000大卡電煤價格達到511.29元/噸，同比增長58.42%。
表格 2 2017年3月全國5000大卡電煤價格（單位：元/噸）
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價區
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本期
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上期
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環比
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同比
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全國
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511.29
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522.49
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-2.14%
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58.42%
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蒙西
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285.74
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288.30
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-0.89%
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83.90%
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青海省
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496.96
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497.25
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-0.06%
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25.60%
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2017年初，國家四部門聯合印發了《關于印發平抑煤炭市場價格異常波動的備忘錄的通知》，以重點煤電煤鋼企業中長期基準合同價為基礎，建立價格異常波動預警機制。該預警機制將動力煤具體劃分為三種情況，當價格位于正常區間時，即價格上下波動幅度在6%以內，發揮市場調節作用，不采取調控措施；當價格位于輕度上漲或下跌時，即價格波動幅度在6%~12%之間，加強市場監測，關注生產和價格變化情況，適時采取必要的引導措施；當價格位于異常上漲或下跌區間，即價格上下波動幅度在12%以上，啟動平抑煤炭價格異常波動的響應機制。政策的執行大大降低了煤價過度波動的可能性，2017 年煤炭供應及價格將逐步回歸理性，未來一段時間，5500大卡動力煤價大概率在450-600元/噸之間波動。
綜上所述，按照2017年3月電煤價格計算，全國燃煤自備電廠平均燃料成本為0.216元/千瓦時，青海省、蒙西地區平均燃料成本分別為0.21元/千瓦時、0.121元/千瓦時。未來，全國自備電廠燃料成本大概率穩定在0.173元/千瓦時~0.23元/千瓦時，5000大卡電煤價格波動10元，度電燃料成本相應波動0.004元。
另外，燃煤機組的供電煤耗，與機組容量等級有很大的相關性。一般情況下，容量等級越高，供電煤耗越低。
表格 3 不同等級火電機組度電燃料成本（以2017年3月5000大卡電煤價格計算）
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容量等級（MW）
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供電標準煤耗（克/千瓦時）
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度電燃料成本（元/千瓦時）
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機組≥1000
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287
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0.205
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600≤機組＜1000
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309
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0.221
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300≤機組＜600
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305
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0.218
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200≤機組＜300
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324
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0.232
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100≤機組＜200
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327
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0.234
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6≤機組＜100
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355
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0.254
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三、電改下自備電廠與網電如何選擇？
2016年全社會用電量59198億千瓦時，同比增長5.0%。2016年，全國6000千瓦及以上電廠發電設備累計平均利用小時為3785小時，同比減少203小時，創1978年以來新低。按照電力行業的一般規則，若設備利用小時數全年高于5500小時，則該地區用電緊張，可繼續增加電源投資；若低于4500小時，則說明該地區電力富余，不能再新增發電裝機。根據此評判，我國電力供應相對寬松。
2017年3月，國家發改委下發了《關于有序放開發用電計劃的通知》，明確未來要逐步減少計劃電量，各發電企業要積極參與電力市場交易，由市場形成上網價格。由于我國電力供應相對過剩，文件的下發提高了電價下調預期，未來各發電企業為了提高機組利用小時數，攤薄折舊費、人員管理等費用，報價水平都將接近自身的邊際成本。火電廠的邊際成本即度電燃料成本；水電、風電、光伏的邊際成本幾乎為零，隨著我國碳排放市場以及電力綠色證書制度的不斷完善，這部分電廠可以采取零報價策略進入市場。例如2016年6月，蒙西電網首次電力無限價掛牌交易，涉及多(單)晶硅、云計算、大數據、藍寶石、石墨電極等行業，最終成交的風電上網電價低至0.05元/千瓦時。
另外，根據《關于加強和規范燃煤自備電廠監督管理的指導意見》，自備電廠未來也需要承擔社會責任，繳納各項費用。包括國家重大水利工程建設基金、農網還貸資金、可再生能源發展基金、大中型水庫移民后期扶持基金和城市公用事業附加等依法合規設立的政府性基金以及政策性交叉補貼和備用費。
表格 4 2016年蒙西、青海地區大工業政府性基金及附加（單位：分）
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地區
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大中型水庫移民后期扶持資金
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可再生能源電價附加
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農網還貸資金
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國家重大水利工程建設基金
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城市公用事業附加費
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蒙西
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0.31
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1.5
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2
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0.4
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0.7
|
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青海
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0.19
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1.9
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-
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0.4
|
1.5
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基于以上情況，比較自備電廠與網電的成本。
（1）自備電廠成本：按照燃料成本占總成本70%計算，全國自備電廠度電平均成本為0.309元，青海省、蒙西地區度電平均成本為0.3元、0.173元，加上政府性基金及附加，青海省、蒙西地區最終度電成本分別為0.3399元、0.2221元。如果未來自備電廠承擔更多的調峰任務，成本會進一步抬升。
（2）購買網電成本：企業在市場購電成本包括三部分，分別是市場交易電價、輸配電價和政府性基金及附加。市場交易電價與使用的能源類型相關，此處分3種情況討論：純煤電、純清潔能源、混合能源（此處僅討論青海省、蒙西地區，不考慮外省電力輸入情況，根據2016年能源結構，青海省清潔能源占82.86%，內蒙古清潔能源占31.1%）。
表格 5 青海、蒙西三種不含輸配電價購電成本（單位：元）
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類型
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市場交易電價
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不含輸配電價成本
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青海
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蒙西
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青海
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蒙西
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純煤電
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0.21
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0.121
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0.2499
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0.1701
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純清潔能源
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0
|
0
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0.0399
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0.0491
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混合能源
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0.036
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0.0833
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0.0759
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0.1324
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通過對兩種成本的比較，我們可以得出如下結論：
（1）未來企業如果清潔能源使用占比高，購買網電比自備電廠更具成本優勢；
（2）如果完全使用煤電，兩者的選擇取決于該地區的煤價與輸配電價，以青海為例，如果青海省輸配電價低于0.09元，則購買網電比自備電廠更劃算，對于高電壓等級用戶，這是完全有可能實現的。
總之，隨著我國電改的不斷推進、環保政策趨嚴以及能源結構的逐步優化，燃煤自備電廠對企業來說可能不是一個最佳選擇！
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