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煤電止虧關鍵在于建立健全電力市場體系

來源：中國電力企業管理 | 0評論 | 4644查看 | 2017-05-03 09:50:40

3月17日，中電(dian)聯(lian)常務副理事長楊昆(kun)在(zai)“2017年(nian)經濟形勢與電(dian)力發展分析預測會”上發布相(xiang)關(guan)報告顯示，2016年(nian)煤電(dian)企業(ye)利潤(run)出現(xian)了“斷崖式”下(xia)(xia)降，五大發電(dian)集團2016年(nian)的利潤(run)同(tong)比下(xia)(xia)降68.6%，其中第四季度同(tong)比下(xia)(xia)降96.6%，降幅呈持續擴(kuo)大態(tai)勢。按長協每(mei)年(nian)度合同(tong)基準價(jia)格每(mei)噸535元計算，煤電(dian)企業(ye)2017年(nian)將面臨全面虧損。

　　另據國家統計局數據顯示,自2016年10月開始，五大發電集團煤電板塊開始出現整體虧損，并且虧損額持續擴大，2017年1月五大發電集團的煤電板塊虧損達13.8億元。按照目前煤價測算，五大發電集團煤電板塊全年預計虧損970億元，已經進入全行業嚴重虧損狀態。

　　這是煤電行業2008年出現巨額虧損及2010年發生全行業性虧損后，再度發出全面虧損的預警信號，引起了政府、行業和企業的高度重視。

　　就此，國家相關部委組成10個調研組分赴各省專題調研電力企業經營情況。據悉，各組調研結果均顯示，煤電行業2017年將發生全面虧損。4月14日，國家發改委副主任連維良主持召開各大發電集團參加的發電計劃放開和降低電煤采購成本座談會。會議專題了解2017年發電企業發電計劃放開和電煤中長期合同簽發履約情況，并督促落實《關于有序放開發用電計劃的通知》，促進降低電煤采購成本。

　　夾縫求生，煤電正面臨又一次全行業性虧損的考驗，記者近期就此專門到煤電企業進行了調研，同時也采訪了中電聯調研組和國家發改委調研組的有關專家。

　　煤價高企成為煤電虧損的最主要推手

　　2016年煤電行業利潤幾近腰斬，業內專家普遍認為，主要是受煤電標桿電價下調、市場化交易導致電價下降、燃料成本大幅上漲、利用小時繼續下降、環保改造等幾個主要因素的影響。

　　華能瑞金電廠一期工程安裝了2臺國產35萬千瓦超臨界機組，于2007年4月29日開工建設，2008年12月18日建成投產。截至到2016年底，該廠已累計發電274億千瓦時，上繳稅收6.4億余元。據電廠相關負責人介紹，燃料成本占生產總成本的比例為64%~81%，燃料價格的波動對企業的盈利產生巨大的影響，截至目前該廠仍處于累計虧損的狀態。

　　2017年1~3月，電廠累計完成標煤采購單價903.31元/噸，同比上漲286.06元/噸，漲幅達到46.34%。目前正在簽訂的4月、5份燃料采購合同，標煤單價已經超過1000元/噸，已經大大高出2017年電廠達到利潤平衡點所要求的標煤采購單價數800元/噸。若2017年實現標煤采購單價903.31元/噸，該廠售電業務預計將虧損1億元以上。

　　來自國家發改委調研組的一份調研報告顯示，某電力集團下屬煤電企業利潤總額2016年同比減少53.9億元，降幅超過69%，出現斷崖式下降。其中2016年四季度由于煤價飆升，煤電企業利潤總額虧損7.8億元，16家燃煤電廠，5家虧損，虧損面達31.3%。2017年1~2月，該集團下屬16家燃煤電廠，10家虧損，虧損面高達66.7%，其主要原因還是煤價自2016年9月以來一直處在歷史高位。

　　電煤價格一路上漲，但是按照煤電聯動機制的相關規定，標桿上網電價調整水平不足每千瓦時0.2分錢時，當年不作調整，計入次年。根據煤電價格聯動計算公式測算，2017年煤電標桿上網電價全國平均本應每千瓦時上漲0.18分錢被擱淺，煤電企業不得不被動承擔巨額的政策性虧損。

　　一位參與國家發改委調研組的專家在接受記者采訪時說，從2016年發電企業虧損成因分析，電煤價格急劇上漲是致使發電成本陡增、發電企業利潤驟降的主因。至2016年11月2日，環渤海動力煤價格指數達到607元/噸，漲幅63.6%。如此強勢的價格增長，遠超過燃料成本占比60%的燃煤發電企業的承受能力，加之電煤生產、運輸、中轉等各環節疊加漲價，導致燃煤發電企業出現大面積的虧損。

　　電量電價雙降成為煤電虧損的助推器

　　本輪煤電虧損不同以往，受多因素疊加影響。煤電設備利用小時持續下降導致發電邊際成本上漲，成為影響企業效益的另一個重要因素。據中電聯發布數據表明，“十二五”期間，我國燃煤發電機組容量持續快速增長，扣除關停小機組容量后，平均每年新增燃煤機組超過4500萬千瓦。在當前電力供應寬松的形勢下，發電設備利用小時數特別是燃煤機組利用小時數持續下降，燃煤機組利用小時數自2011年的5453小時持續降至2015年的4468小時。2016年煤電設備利用小時已降至4165小時(其中煤電設備利用小時4250小時)，同比降低199小時，創1964年以來的年度最低，大幅低于5500小時左右的設計值。

　　一邊是煤電機組利用小時數下降，一邊是煤電上網標桿電價格持續下調。2015年以來兩次下調全國煤電上網標桿電價，累計下調約5分/千瓦時。其中，2016年下調3分錢/千瓦時，此次電價下調導致煤電行業減利1100億元左右，占2015年煤電行業利潤總額的一半。

　　此外，由于電力市場機制不健全，進一步導致上網電價非正常大幅下降。2015年以來，電改9號文及相關配套文件相繼發布，尤其是國家發改委最近又發布了《關于有序放開發用電計劃的通知》。中電聯調研組在調研中發現，原有的電量計劃分配原則被打破，新的計劃電量分配卻被附加了許多條件，沒有體現公平原則。比如，有的省份出臺了“煤電互保”政策，強迫電力企業補貼煤炭企業。

　　尤其是部分地方政府在制定交易規則時，從維護地方經濟發展和地方企業利益的角度出發，將降成本單純地變成降電價，致使發電企業面臨大幅單邊降價的巨大經營風險。從部分發電集團統計數據看，2016年1～11月，交易電量占發電量的比重在30%左右，交易電價平均降幅在4～8分/千瓦時，五大發電集團總讓利達322億元，加上神華、浙能、京能三家發電企業，總讓利超過380億元。

　　經濟新常態下用電消費進入中速增長期，電力供應由偏緊轉為相對富余，煤電產能過剩矛盾顯現，煤電機組遭遇的電量電價雙降，使得原本背負著沉重燃料成本壓力的煤電更是雪上加霜。

　　煤電止虧關鍵在于建立健全電力市場體系

　　由于我國能源資源稟賦所決定，煤電在電源中占比雖有所下降，但在電力“十三五”規劃中，到2020年煤電裝機仍將占整個電力裝機容量的55%。煤電行業愈演愈烈的大面積虧損已影響到整個行業的健康發展。如果進一步發展，將有可能危及電力的安全可靠供應。

　　根據記者的調查，以及各研究機構和行業專家的分析，導致當前煤電虧損，最主要的因素分別為燃料成本上漲、最終電價下降(包括標桿上網電價下調以及市場化交易電價的下降)，這兩個因素是當前影響煤電行業效益的決定性因素。其中，燃料成本占總成本的比重目前已接近四分之三。雖然利用小時也是重要影響因素，但影響程度遠小于燃料成本及執行電價。

　　大多數業內專家認為，當前煤電止虧的直接而有效的辦法，就是降煤價漲電價。專家們認為，我國煤電生態雖然是“市場煤”和“計劃電”的雙重格局，但分析當前煤價高企和電價下跌的深層次原因，恰恰是因為“市場煤”的非市場因素和“計劃電”的非計劃因素耦合交織，其根源在于“非市場之手”制約和影響了市場配置資源的作用。

　　本輪煤價上漲方式不同于以往，而是自2016年第四季度開始陡漲。其背后原因首先是在政府宏觀調控下，加速推進煤炭去產能。從2016年4月份起，煤炭行業生產推行276個工作日制度，煤炭企業效益逐步改善，煤炭供給側結構性改革效果明顯。

　　但也導致全國全年原煤產量下降9.0%，產量降幅超過同期煤炭消費量降幅4.3個百分點，電煤供需失衡，全國電煤供需形勢從寬松逐步轉為偏緊，電煤價格急劇上漲。秦皇島5500大卡市場動力煤價格從6月底的400元/噸，快速上漲至11月上旬的700元/噸，短短4個多月時間內累計上漲300元/噸、漲幅達到75%。煤價漲幅遠遠高于生產成本的增加,三季度煤炭生產企業開始由被動減產變為主動減產，這也是造成煤價暴漲的原因之一。

　　記者在采訪中還了解到，大型煤企通過聯合銷售和價格歧視等手段，進一步推高了煤價。2016年底，神華、中煤、同煤及伊泰集團拋出“將2017年電煤年度合同分為央企、地方企業及市場客戶”的三級銷售方案，五大電力、國投及華潤七家央企電力集團率先簽訂了2017年電煤的年度合同，而對地方企業(如粵電、浙能)實施差異化銷售策略(地方企業超過央企的采購煤價40元/噸)。

　　除此之外，電煤長協合同

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