我国燃煤自备电厂燃料成本分析

我国燃煤自备电厂燃料成本分析

2017年8月

一、燃煤自备电厂是如何产生的？

上世纪70年代初至80年代末，我国经济发展迅速，电力发展速度根本满足不了经济的发展需求，频繁的拉闸限电，严重影响了企业正常的经营秩序，尤以石油化工、铝业、冶金、造纸、煤炭为代表的高载能企业为主。

为缓解各行业严重缺电的情况，1985年5月，国务院颁布《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，实行“谁投资、谁用电、谁得利”的政策，自备电厂的土壤悄然发芽。1987年9月，国务院又提出“政企分开、省为实体、联合电网、统一调度、集资办电”二十字电力体制改革方针。在此背景下，一些省级政府纷纷号召本省企业出资建厂，自备电厂在各地迅猛发展，主要分布在资源富集地区和部分经济较发达地区。

企业自备电厂发电机组主要以火电为主，其中燃煤机组数量占50%以上，故本文重点分析燃煤自备电厂。

二、燃煤自备电厂燃料成本

燃煤电厂成本中，燃料成本占到50%-80%。与公用燃煤电厂相比，燃煤自备电厂因为年利用小时数高、人力成本相

对较低、不缴纳政府性基金及附加等原因，燃料成本能占到总成本的70%-80%。

在煤耗上，公用电厂与自备电厂之间差距不大。根据已经发布2016年年报上市发电企业年报，可知供电标准煤耗在299.09-307.69克/千瓦时，平均供电煤耗为301.79克/千瓦时。

表格1 2016年部分上市发电企业供电标准煤耗

表格3 不同等级火电机组度电燃料成本（以2017年3月5000大卡电煤价格计算）

三、电改下自备电厂与网电如何选择？

2016年全社会用电量59198亿千瓦时，同比增长5.0%。2016年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时为3785小时，同比减少203小时，创1978年以来新低。按照电力行业的一般规则，若设备利用小时数全年高于5500小时，则该地区用电紧张，可继续增加电源投资；若低于4500小时，则说明该地区电力富余，不能再新增发电装机。根据此评判，我国电力供应相对宽松。

2017年3月，国家发改委下发了《关于有序放开发用电计划的通知》，明确未来要逐步减少计划电量，各发电企业要积极参与电力市场交易，由市场形成上网价格。由于我国电力供应相对过剩，文件的下发提高了电价下调预期，未来各发电企业为了提高机组利用小时数，摊薄折旧费、人员管理等费用，报价水平都将接近自身的边际成本。火电厂的边际成本即度电燃料成本；水电、风电、光伏的边际成本几乎为零，随着我国碳排放市场以及电力绿色证书制度的不断完善，这部分电厂可以采取零报价策略进入市场。例如2016年6月，蒙西电网首次电力无限价挂牌交易，涉及多(单)晶硅、云计算、大数据、蓝宝石、石墨电极等行业，最终成交的风电上网电价低至0.05元/千瓦时。

另外，根据《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》，自备电厂未来也需要承担社会责任，缴纳各项费用。包括国家重大水利工程建设基金、农网还贷资金、可再生能源发展基金、大中型水库移民后期扶持基金和城市公用事业附加等依法合规设立的政府性基金以及政策性交叉补贴和备用费。

表格4 2016年蒙西、青海地区大工业政府性基金及附加（单位：分）

通过对两种成本的比较，我们可以得出如下结论：

（1）未来企业如果清洁能源使用占比高，购买网电比自备电厂更具成本优势；

（2）如果完全使用煤电，两者的选择取决于该地区的煤价与输配电价，以青海为例，如果青海省输配电价低于0.09元，则购买网电比自备电厂更划算，对于高电压等级用户，这是完全有可能实现的。

总之，随着我国电改的不断推进、环保政策趋严以及能源结构的逐步优化，燃煤自备电厂对企业来说可能不是一个最佳选择！