全国火电亏损面超半:路在何方

中国电力设备管理协会调研显示，五大发电集团火电全部亏损超半，亏损最高的已经接近70%，当下煤电经营困难已经到了“伤筋动骨”的地步，而且亏损面仍呈现持续增长态势，中国火电未来路在何方。

中国电力设备管理协会组织的全国燃煤发电企业运营状况调研交流座谈会，于11月21日在北京召开。国家能源局电力司、电力安全监管司、电力可靠性管理中心有关领导认真听取了来自中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、国家能源投资集团公司、国家电力投资集团公司、神华能源国华电力公司、华润电力投资公司、广东省粤电集团公司、中国电力国际有限公司和部分基层燃煤发电企业以及哈尔滨电气集团公司、东方电气股份公司、上海电气集团公司的汇报，并对当前燃煤发电企业生产经营和发电设备管理工作进行了深入交流。

据中国电力设备管理协会统计，截至2018年9月底，全国煤电装机9.9亿千瓦，在火电装机中占比88.4%，在全部电力装机中占比为56.3%。此次调研显示，五大发电集团火电全部亏损超半，亏损最高的已经接近70%，主要是受煤电经营困难所致。当下煤电经营困难已经到了“伤筋动骨”的地步，而且亏损面仍呈现持续增长态势，也由此凸显了当下煤电生存与发展的两难处境。

针对相关问题，与会发电企业提出了相对应的解决思路，其中共识最高的，是呼吁能够获得国家电力生产相关政策，以从政府侧和电网调度侧、发电侧三方发力并举缓解燃煤发电企业生产经营困境。出席会议的国家能源局职能部门与会领导对相关问题逐一做了解答与回应。

困境及成因

根据中国电力设备管理协会调研情况来看，目前燃煤发电企业主要存在的问题:

一、煤炭价格持续高位运行，火电企业经营十分艰难

一是煤炭供需失衡。1～10月全国统调电厂火电发电量同比增长7.44%，而原煤产量仅增长1.6%，国内煤炭供给仍存在硬缺口1亿吨左右，电煤市场整体处于“紧平衡”状态，边际利润持续攀升，火电发电成本上升，全行业亏损600多亿。

二是采购成本上涨过快。1～10月综合标煤单价747元/吨，同比上升49元/吨。11月已突破800元;港口部分价格全年总体偏离绿色价格区间，较长时段保持红色区间高位运行，截至10月底CCI煤炭港口最高平仓价达到770元/吨，超出绿色价格区间200元/吨，中长期合同月度部分价格港口最高平仓价达到643元/吨，超出绿色价格区间73元/吨。近两年由于煤价大幅上涨，发电和供热边际利润倒挂，大唐集团东北、华北区域煤电企业资产负债率普遍超97%以上，个别电厂资产负债率已超过100%。企业连年亏损，运营举步维艰，部分企业已陷入银行停贷、无钱购煤的被动局面。国家电投集团中东部地区部分投产较早的电厂，由于连年亏损，财务费用高，企业信誉下降，贷款困难，面临资金链断裂风险，经营难以为继，且由于设备系统老化，煤耗指标居高不下，技术改造提升空间小、收益小，陷入“越发越亏”的恶性循环。部分煤炭供应紧张区域的电厂，如湖南区域电厂，标煤价格一度飙升至909元/吨。受高煤价因素影响，火电点火价差大幅下行，部分项目某些月份甚至为负，如华润集团沈阳项目，自2018年以来多个月份点火价差在-3～-7分/千瓦时之间，造成大额亏损。

三是去产能力度偏大，原煤产量增长缓慢，进口煤控制力度不断加大。2018年煤价较2015年增长55%，五大集团为此多支出电煤款3000亿元;全国1～9月原煤零增产，而电企自备煤矿产能也受政策所限不得扩充，企业陷于有煤用不上的两难境地。到10月底2018年度全国进口煤指标已提前用完、无法进口，对国内煤炭市场价格预期也产生极大影响，对沿海地区电煤保障供应带来了巨大挑战。

四是东北地区保供形势严峻。东北、贵州等部分区域电煤供应存在一定缺口。煤价高位运行，国家有关部门已连续召开6次会议协调，但东北三省迎峰度冬保供形势不容乐观。受电煤不足影响，东北地区已经连续3年实施应急保供(热)。

五是运输成本增加，铁路调运难度增大。国内煤炭产能向“三西”地区集中，全国煤炭平均运距增加，运输成本上涨较多，部分地区铁路运力瓶颈更加明显，尤其是跨局运输的协调难度加大。

二、中长期合同煤订货困难且兑现率低

当前影响煤炭市场的因素纷繁复杂，唯有在产、运、需三方中长期合同签订、优质产能替换和可调节库存管理等方面给予宏观管控和指导，才能实现电煤市场的全年总体平稳运行，避免因产运需衔接不畅，影响电煤供应保障。

大唐集团近期与部分中长期合同单位进行了年度订货的前期沟通和衔接，部分煤炭企业从自身利益最大化出发，以各种理由提出了消减中长期合同比例、增加捆绑销售现货比例和上调市场(现货)价格的要求，中长期合同保供控价的压舱石作用面临被削弱的风险，这种情况在其他集团也普遍存在。

三、电力市场交易竞争不断加剧

目前影响火电最大因素是上网电价、煤价与利用小时数，三重因素叠加，导致火电行业亏损加剧。随着电改的推进，市场化交易电量占比大幅增加，交易电价不断下滑，交易价差呈逐年扩大趋势。同时市场交易方式日趋复杂，市场交易对发电效益冲击日益扩大。一方面市场化交易规模进一步放大，但电力市场化改革在各地区的进程不统一，市场规则制定不够规范，部分省区开始出现无序竞价，地方干预交易的情况突出;另一方面供需失衡形势下发电竞争持续加剧，导致发电企业大幅降价让利发电行业经营和发展面临愈加沉重的市场压力。

2018年大唐集团参与市场交易电量规模将超2100亿千瓦时，占销售电量的比例将超过40%，在维持2017年价格降幅的情况下总体让利超过80亿元;截至10月底国家电投2018年煤电市场交易电量797亿千瓦时，煤电市场交易电价较标杆电价下降19.38元/千千瓦时(不含税)，让利15.45亿元;华润电力市场化交易电量占比为54.9%，同比提高11.8个百分点，市场电占比持续扩大。

2019年广东省将率先启动电力现货交易，电力市场极有可能全面放开。1-10月广东市场交易电量1301.1亿千瓦时，发电企业让利85.6亿元。市场交易规模放开偏快，竞争强度过大，发电侧单方面降价导致煤电企业经营更趋严峻。各类市场主体积极参与电力交易，市场竞争异常激烈，甚至存在恶性竞争现象，市场交易价格不断下行，与标杆上网电价价差进一步扩大，如广东区域价差一度扩大至8.9分/千瓦时，河南区域价差也高达6.5分/千瓦时，部分煤电企业微利甚至亏损售电。