中國電力設備管理協(xié)會調(diào)研顯示，五大發(fā)電集團火電全部虧損超半，虧損最高的已經(jīng)接近70%，當下煤電經(jīng)營困難已經(jīng)到了“傷筋動骨”的地步，而且虧損面仍呈現(xiàn)持續(xù)增長態(tài)勢，中國火電未來路在何方。

中國電力設備管理協(xié)會組織的全國燃煤發(fā)電企業(yè)運營狀況調(diào)研交流座談會，于11月21日在北京召開。國家能源局電力司、電力安全監(jiān)管司、電力可靠性管理中心有關領導認真聽取了來自中國華能集團公司、中國大唐集團公司、中國華電集團公司、國家能源投資集團公司、國家電力投資集團公司、神華能源國華電力公司、華潤電力投資公司、廣東省粵電集團公司、中國電力國際有限公司和部分基層燃煤發(fā)電企業(yè)以及哈爾濱電氣集團公司、東方電氣股份公司、上海電氣集團公司的匯報，并對當前燃煤發(fā)電企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營和發(fā)電設備管理工作進行了深入交流。

據(jù)中國電力設備管理協(xié)會統(tǒng)計，截至2018年9月底，全國煤電裝機9.9億千瓦，在火電裝機中占比88.4%，在全部電力裝機中占比為56.3%。此次調(diào)研顯示，五大發(fā)電集團火電全部虧損超半，虧損最高的已經(jīng)接近70%，主要是受煤電經(jīng)營困難所致。當下煤電經(jīng)營困難已經(jīng)到了“傷筋動骨”的地步，而且虧損面仍呈現(xiàn)持續(xù)增長態(tài)勢，也由此凸顯了當下煤電生存與發(fā)展的兩難處境。

針對相關問題，與會發(fā)電企業(yè)提出了相對應的解決思路，其中共識最高的，是呼吁能夠獲得國家電力生產(chǎn)相關政策，以從政府側和電網(wǎng)調(diào)度側、發(fā)電側三方發(fā)力并舉緩解燃煤發(fā)電企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營困境。出席會議的國家能源局職能部門與會領導對相關問題逐一做了解答與回應。

困境及成因

根據(jù)中國電力設備管理協(xié)會調(diào)研情況來看，目前燃煤發(fā)電企業(yè)主要存在的問題:

一、煤炭價格持續(xù)高位運行，火電企業(yè)經(jīng)營十分艱難

一是煤炭供需失衡。1～10月全國統(tǒng)調(diào)電廠火電發(fā)電量同比增長7.44%，而原煤產(chǎn)量僅增長1.6%，國內(nèi)煤炭供給仍存在硬缺口1億噸左右，電煤市場整體處于“緊平衡”狀態(tài)，邊際利潤持續(xù)攀升，火電發(fā)電成本上升，全行業(yè)虧損600多億。

二是采購成本上漲過快。1～10月綜合標煤單價747元/噸，同比上升49元/噸。11月已突破800元;港口部分價格全年總體偏離綠色價格區(qū)間，較長時段保持紅色區(qū)間高位運行，截至10月底CCI煤炭港口最高平倉價達到770元/噸，超出綠色價格區(qū)間200元/噸，中長期合同月度部分價格港口最高平倉價達到643元/噸，超出綠色價格區(qū)間73元/噸。近兩年由于煤價大幅上漲，發(fā)電和供熱邊際利潤倒掛，大唐集團東北、華北區(qū)域煤電企業(yè)資產(chǎn)負債率普遍超97%以上，個別電廠資產(chǎn)負債率已超過100%。企業(yè)連年虧損，運營舉步維艱，部分企業(yè)已陷入銀行停貸、無錢購煤的被動局面。國家電投集團中東部地區(qū)部分投產(chǎn)較早的電廠，由于連年虧損，財務費用高，企業(yè)信譽下降，貸款困難，面臨資金鏈斷裂風險，經(jīng)營難以為繼，且由于設備系統(tǒng)老化，煤耗指標居高不下，技術改造提升空間小、收益小，陷入“越發(fā)越虧”的惡性循環(huán)。部分煤炭供應緊張區(qū)域的電廠，如湖南區(qū)域電廠，標煤價格一度飆升至909元/噸。受高煤價因素影響，火電點火價差大幅下行，部分項目某些月份甚至為負，如華潤集團沈陽項目，自2018年以來多個月份點火價差在-3～-7分/千瓦時之間，造成大額虧損。

三是去產(chǎn)能力度偏大，原煤產(chǎn)量增長緩慢，進口煤控制力度不斷加大。2018年煤價較2015年增長55%，五大集團為此多支出電煤款3000億元;全國1～9月原煤零增產(chǎn)，而電企自備煤礦產(chǎn)能也受政策所限不得擴充，企業(yè)陷于有煤用不上的兩難境地。到10月底2018年度全國進口煤指標已提前用完、無法進口，對國內(nèi)煤炭市場價格預期也產(chǎn)生極大影響，對沿海地區(qū)電煤保障供應帶來了巨大挑戰(zhàn)。

四是東北地區(qū)保供形勢嚴峻。東北、貴州等部分區(qū)域電煤供應存在一定缺口。煤價高位運行，國家有關部門已連續(xù)召開6次會議協(xié)調(diào)，但東北三省迎峰度冬保供形勢不容樂觀。受電煤不足影響，東北地區(qū)已經(jīng)連續(xù)3年實施應急保供(熱)。

五是運輸成本增加，鐵路調(diào)運難度增大。國內(nèi)煤炭產(chǎn)能向“三西”地區(qū)集中，全國煤炭平均運距增加，運輸成本上漲較多，部分地區(qū)鐵路運力瓶頸更加明顯，尤其是跨局運輸?shù)膮f(xié)調(diào)難度加大。

二、中長期合同煤訂貨困難且兌現(xiàn)率低

當前影響煤炭市場的因素紛繁復雜，唯有在產(chǎn)、運、需三方中長期合同簽訂、優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能替換和可調(diào)節(jié)庫存管理等方面給予宏觀管控和指導，才能實現(xiàn)電煤市場的全年總體平穩(wěn)運行，避免因產(chǎn)運需銜接不暢，影響電煤供應保障。

大唐集團近期與部分中長期合同單位進行了年度訂貨的前期溝通和銜接，部分煤炭企業(yè)從自身利益最大化出發(fā)，以各種理由提出了消減中長期合同比例、增加捆綁銷售現(xiàn)貨比例和上調(diào)市場(現(xiàn)貨)價格的要求，中長期合同保供控價的壓艙石作用面臨被削弱的風險，這種情況在其他集團也普遍存在。

三、電力市場交易競爭不斷加劇

目前影響火電最大因素是上網(wǎng)電價、煤價與利用小時數(shù)，三重因素疊加，導致火電行業(yè)虧損加劇。隨著電改的推進，市場化交易電量占比大幅增加，交易電價不斷下滑，交易價差呈逐年擴大趨勢。同時市場交易方式日趨復雜，市場交易對發(fā)電效益沖擊日益擴大。一方面市場化交易規(guī)模進一步放大，但電力市場化改革在各地區(qū)的進程不統(tǒng)一，市場規(guī)則制定不夠規(guī)范，部分省區(qū)開始出現(xiàn)無序競價，地方干預交易的情況突出;另一方面供需失衡形勢下發(fā)電競爭持續(xù)加劇，導致發(fā)電企業(yè)大幅降價讓利發(fā)電行業(yè)經(jīng)營和發(fā)展面臨愈加沉重的市場壓力。

2018年大唐集團參與市場交易電量規(guī)模將超2100億千瓦時，占銷售電量的比例將超過40%，在維持2017年價格降幅的情況下總體讓利超過80億元;截至10月底國家電投2018年煤電市場交易電量797億千瓦時，煤電市場交易電價較標桿電價下降19.38元/千千瓦時(不含稅)，讓利15.45億元;華潤電力市場化交易電量占比為54.9%，同比提高11.8個百分點，市場電占比持續(xù)擴大。

2019年廣東省將率先啟動電力現(xiàn)貨交易，電力市場極有可能全面放開。1-10月廣東市場交易電量1301.1億千瓦時，發(fā)電企業(yè)讓利85.6億元。市場交易規(guī)模放開偏快，競爭強度過大，發(fā)電側單方面降價導致煤電企業(yè)經(jīng)營更趨嚴峻。各類市場主體積極參與電力交易，市場競爭異常激烈，甚至存在惡性競爭現(xiàn)象，市場交易價格不斷下行，與標桿上網(wǎng)電價價差進一步擴大，如廣東區(qū)域價差一度擴大至8.9分/千瓦時，河南區(qū)域價差也高達6.5分/千瓦時，部分煤電企業(yè)微利甚至虧損售電。