這個夏天，新疆的用電負荷再創(chuàng)歷史新高，但煤電企業(yè)的經(jīng)營狀況并未明顯好轉。烏魯木齊一家煤電企業(yè)負責人表示，作為當?shù)刂匾碾娫春蜔嵩粗唬撈髽I(yè)從1958年建設以來，首次連續(xù)3年虧損?！按筇圃诟拭C的煤電廠破產(chǎn)并不意外”，新疆的煤電企業(yè)生存同樣堪憂。
這并非個例。事實上，近年來我國煤電行業(yè)日子并不好過，今年情況有所好轉，但虧損面依然高達50%左右。專家認為，這是電力市場過剩、新能源競爭沖擊、高煤價低電價“兩頭擠壓”等多種因素疊加、長期綜合作用的結果。
煤電該如何破局發(fā)展？業(yè)內(nèi)人士認為，在構建清潔低碳、安全高效能源體系的大格局下，煤電的戰(zhàn)略定位將逐步轉向“基荷電源與調(diào)節(jié)電源并重”，未來應進一步嚴控增量、優(yōu)化存量，提高靈活性。同時，國家有關部門及地方政府在政策配套上予以保障，例如推進電價的市場化、建立輔助服務補償機制等。
近半虧損 行業(yè)陷發(fā)展困局
對于在某大型發(fā)電集團摸爬滾打十幾年的李峰而言，煤電業(yè)績下滑的速度之快超出了預期?！爸档米⒁獾氖牵本?8度線以北的地區(qū)，煤電企業(yè)基本全是虧損的，煤炭資源越豐富的地區(qū)虧損越嚴重?！崩罘逯钢貓D告訴《經(jīng)濟參考報》記者，其所在的發(fā)電集團旗下有數(shù)個電廠負債率超過200%。
2008年至2011年，煤電迎來歷史上首次行業(yè)性虧損，五大發(fā)電集團火電板塊累計虧損高達921億元。2012年之后，情況開始好轉，2015年五大發(fā)電集團火電利潤高達882億元，但一年之后，就“腰斬”降至367億元。2017年火電虧損達132億元，除國家能源集團外，四大發(fā)電集團均虧損，行業(yè)虧損面在60%。2018年全國煤電企業(yè)仍有半數(shù)左右深陷虧損泥淖，今年上半年略有減緩。
與此相伴的是，發(fā)電集團的資產(chǎn)負債率長期高位運行，盡管比2008年85%的高點有所下降，2018年仍接近78%，巨額財務費用嚴重侵蝕當期利潤。
中國華電集團有限公司副總法律顧問陳宗法近期撰文指出，目前云貴川、東北、青海、河南等區(qū)域的煤電企業(yè)整體虧損，一些煤電企業(yè)資不抵債，依靠集團擔保、委貸維持生存，有的甚至被關停、破產(chǎn)，少數(shù)電力上市公司業(yè)績難以好轉，面臨被ST、退市的風險。
半年內(nèi)大唐旗下兩家子公司破產(chǎn)無疑是典型代表。今年6月27日晚，大唐國際發(fā)電股份有限公司公告稱，由于控股子公司甘肅大唐國際連城發(fā)電有限責任公司無力支付到期款項（約1644.34萬元），向甘肅省永登縣人民法院申請破產(chǎn)清算。截至2019年5月31日，其資產(chǎn)負債率約298.5%，2019年累計凈利潤約-0.92億元。
而在2018年12月，大唐發(fā)電控股子公司大唐保定華源熱電有限責任公司也遭遇了破產(chǎn)清算。截至2018年11月30日，該公司資產(chǎn)負債率約191.12%，凈利潤約-0.88億元。
其他幾大發(fā)電集團也面臨著同樣的情況。華電新疆公司2015年以來，陸續(xù)關停了5臺累計37.5萬千瓦的火電機組。據(jù)公司內(nèi)部人士介紹，2016年是新疆火電的低谷期，發(fā)電小時數(shù)創(chuàng)歷年新低，此后公司火電板塊一直處于虧損狀態(tài)。
自2017年至今，寧夏煤電企業(yè)也是連續(xù)3年虧損。數(shù)據(jù)顯示，2017年寧夏統(tǒng)調(diào)火電企業(yè)虧損近24億元，2018年虧損18.5億元，截至今年上半年，虧損2.4億元。
青海煤電企業(yè)的日子同樣難過。據(jù)了解，目前青海全省共有10臺累計裝機為316萬千瓦的火電機組，分屬5家企業(yè)，但在運的僅有一臺。西北能監(jiān)局日前發(fā)布的監(jiān)管報告顯示，青?；痣娖髽I(yè)資產(chǎn)負債率接近90%，且處于連年虧損困境。大通電廠資產(chǎn)負債率98.7%，唐湖、寧北兩座電廠負債率超過100%。
電力過剩疊加新能源競爭
業(yè)內(nèi)人士認為，煤電深陷虧損泥淖的原因之一是供需結構的失衡。不斷放緩的全社會用電需求無法支撐高速增長的發(fā)電裝機容量，火電產(chǎn)能過剩壓力不斷加大。此外，近年來新能源發(fā)電成本快速下降，市場競爭力顯著增強，擠壓了煤電企業(yè)的生存空間。
自2002年電力體制改革以來，我國發(fā)電裝機容量持續(xù)高速增長，“十二五”期間年均新增電力裝機約1億千瓦。截至2015年11月底，全國6000千瓦及以上電廠發(fā)電設備容量突破14億千瓦，其中火電裝機容量接近10億千瓦。
反觀用電需求，“十二五”以來，我國全社會用電量增長告別兩位數(shù)，連下臺階，2015年增速僅為0.5%，創(chuàng)下1978年以來的最低水平。
在此情況下，火電產(chǎn)能過剩壓力加大，利用小時數(shù)也是一路下滑，2016年降至4165小時，創(chuàng)半個世紀以來的最低水平。
當年4月份，國家發(fā)改委和國家能源局連發(fā)四份文件“急剎車”，專門召開促進煤電有序發(fā)電電視電話會議，不僅要求淘汰落后的煤電產(chǎn)能，而且建立了風險預警機制，煤電新項目的規(guī)劃、核準建設都要放緩。
在過去的三年中，我國淘汰關停落后煤電機組2000萬千瓦以上，煤電裝機增速有所放緩，2018年全年有4119萬千瓦的新增火電投產(chǎn)，總容量首次突破了11億千瓦。
同期，綠色能源發(fā)展步伐明顯加快，風電、光伏呈現(xiàn)出“井噴”態(tài)勢。截至2018年底，裝機分別達到1.9億和1.7億千瓦。每年的新增電源中，風電、光伏占到總裝機的一半以上。
不過，電力需求市場卻沒有相應的增長速度，2016年、2017年、2018年全社會用電量增速分別為5%、6.6%、8.5%。今年以來有所回落，前7月增速為4.6%。
我國發(fā)電裝機結構不斷優(yōu)化的同時，局部地區(qū)電力供需失衡愈發(fā)明顯。以新疆為例，目前全疆電力裝機總量近8700萬千瓦，但最高負荷還不到3000萬千瓦。
“現(xiàn)在發(fā)電市場只有這么大，新能源要優(yōu)先消納，煤電就沒什么空間了，在白天光照好或者風力大的時候只能有一部分負荷在運行?！蹦炒笮桶l(fā)電集團人士表示，近年來，新能源發(fā)電成本快速下降，平價上網(wǎng)提前來臨，市場競爭力顯著增強，擠壓了煤電企業(yè)的生存空間。
據(jù)了解，2018年全國火電平均利用小時數(shù)4361小時，比國家發(fā)展改革委核定火電標桿上網(wǎng)電價的利用小時數(shù)5000小時還要低，遠低于火電機組設定的標準利用小時數(shù)5300-5500小時。當年全國31個省市高于4361小時僅有13個，高于5000小時的僅有4個。全國煤電機組平均利用率已下降到50%左右，大量機組處于停備狀態(tài)。
煤炭富集區(qū)也多是新能源大省，煤電疲軟的情況更為突出。以青海為例，西北能監(jiān)局統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，2018年該省火電企業(yè)平均利用小時數(shù)僅為3313小時，較2015年大降46.4%。
隨著可再生能源配額制等政策落地實施，未來競爭態(tài)勢將進一步加劇。中國電力企業(yè)聯(lián)合會數(shù)據(jù)顯示，今年上半年我國核電、風電、太陽能和水電發(fā)電量都有兩位數(shù)增長幅度，但火電發(fā)電量同比僅增長了0.2個百分點。火電利用小時數(shù)同比下降60小時至2066小時，其中，煤電同比下降57小時至2127小時。
高煤價低電價“兩頭擠壓”
在利用小時數(shù)低位徘徊、發(fā)電量難以保障的同時，煤電企業(yè)的電價也是一降再降。中國電力企業(yè)聯(lián)合會專職副理事長兼秘書長于崇德表示，2015年以來，兩次下調(diào)全國煤電上網(wǎng)標桿電價，相當于全國煤電行業(yè)讓利2000億元。
據(jù)統(tǒng)計，2013年以來，煤電標桿電價共經(jīng)歷了4次下調(diào)、1次上調(diào)，每千瓦時凈下調(diào)6.34分，并取消各地低于標桿電價的優(yōu)惠電價、特殊電價。
隨著2015年新一輪電力體制改革的推進和發(fā)用電計劃的大幅放開，全面競價時代已經(jīng)拉開大幕，發(fā)電企業(yè)首當其沖。為了獲取發(fā)電指標，煤電企業(yè)市場交易電量越來越多，電價也不斷降低，幅度一般超過30%。而且，北方地區(qū)火電廠很大一部分是熱電聯(lián)產(chǎn)，多年維持不變的熱價壓減了企業(yè)的利潤空間。
據(jù)內(nèi)部人士介紹，華電新疆公司火電機組平均電價由2015年的0.258元/千瓦時下降至2018年的0.228元/千瓦時，降幅11.63%。市場電量占比從2015年的37.82%提高至2018年的65.52%，而市場化電價的平均電價為0.172元/千瓦時。
寧夏區(qū)內(nèi)煤電企業(yè)的負荷約為一半，“即便電廠舉步維艱，也要積極參與市場競爭給用戶讓利，否則就可能面臨沒電可發(fā)的局面，勢必進入惡性循環(huán)?！庇衅髽I(yè)人士稱。
此外，煤電企業(yè)還面臨著環(huán)保電價執(zhí)行不到位的問題。新疆多名煤電企業(yè)負責人介紹，火電廠近年來投入了大量環(huán)保技改資金，包括完成脫硫、脫硝、除塵改造以及超低排放改造等。但自2016年6月起，脫硝及除塵電價均未兌現(xiàn)，給企業(yè)現(xiàn)金流造成了巨大的壓力。而從長遠看，煤電碳排放成本增加將是未來的新挑戰(zhàn)。
雪上加霜的是，電價受擠壓，占整個發(fā)電成本70%的煤價卻一路看漲。從2016年開始，煤價大幅反彈，呈現(xiàn)“廠”字形趨勢，2018年煤電企業(yè)電煤采購成本同比增加500億元左右。
2016年6月1日，作為煤市風向標的環(huán)渤海動力煤價格指數(shù)為每噸390元，到2017年年底達到577元。從2018年到目前為止，一直在每噸570元-580元震蕩。
“我們?nèi)霃S標煤價格從2015年的每噸201.21元上漲至2018年的265.12元，漲幅31.77%?！比A電新疆公司內(nèi)部人士介紹說。
《經(jīng)濟參考報》記者了解到，目前，寧夏電廠普遍面臨煤炭“質(zhì)次、價高、量少”的狀態(tài)。按照目前的電煤價格，寧夏電廠的發(fā)電成本與上網(wǎng)電價倒掛每千瓦時0.03-0.04元，由于煤炭緊缺，電廠也會摻燒低熱值劣質(zhì)煤，既增加了煤耗，也磨損機器影響機組安全穩(wěn)定運行，還增加了灰渣處理量。
“煤價是放開的、高度市場化的，但電價不是，煤電價格聯(lián)動機制作用有限。煤炭產(chǎn)地上網(wǎng)電價普遍較低，很多地方政府還希望打造電價洼地來吸引產(chǎn)業(yè)，煤電企業(yè)成本倒掛，陷入發(fā)電就虧損的局面。”李峰稱。
不僅如此，對于西部地區(qū)來說，火電企業(yè)電費結算承兌匯票占比高，承擔了較大的貼息資金和金融風險。據(jù)多家火電企業(yè)反映，電力公司結算的購電費中承兌匯票占比達60%以上，且多為非國有銀行的一年期大額承兌匯票，但在支付煤款時，要么拒收、要么貼息加價，變相增加了電煤采購成本，增加了電廠財務費用。
由于長期虧損，區(qū)內(nèi)大多數(shù)煤電企業(yè)資產(chǎn)負債率很高，致使金融機構對其實施了降低信用等級、減貸、斷貸等策略，更加劇了煤電企業(yè)資金鏈斷裂的風險。
重新定位綜合施策
近期，政府部門、研究機構和能源企業(yè)紛紛啟動編制能源、電力“十四五”規(guī)劃的調(diào)研準備工作。中長期如何重新調(diào)整煤電定位、實現(xiàn)破局發(fā)展，是當前政府、市場、行業(yè)和企業(yè)需要共同探討的焦點問題。
數(shù)據(jù)顯示，目前煤電仍然是我國電力、電量的主體之一，2018年我國電力裝機達到19億千瓦，其中，煤電裝機10.1億千瓦，占比53%；發(fā)電量4.45萬億千瓦時，占比64%。
陳宗法認為，清潔低碳是未來能源的發(fā)展方向，能源清潔轉型是國際化大趨勢。我國煤電的戰(zhàn)略定位，將逐步由“主體電源、基礎地位、支撐作用”轉向“基荷電源與調(diào)節(jié)電源并重”，為全額消納清潔能源調(diào)峰、保障電力安全供應兜底。
電力規(guī)劃設計總院發(fā)布的《中國電力發(fā)展報告2018》也指出，現(xiàn)代能源體系賦予傳統(tǒng)能源新定位。傳統(tǒng)電源一直是支撐我國電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的“壓艙石”，未來將繼續(xù)發(fā)揮電力支撐基礎作用，強化能源電力安全供應的托底保障作用。
業(yè)內(nèi)人士認為，目前煤電仍存在結構性過剩問題，下一步要繼續(xù)深化供給側改革，主動淘汰落后產(chǎn)能，升級改造激活存量，同時嚴控增量，慎“鋪新攤子”，實現(xiàn)電力市場供需的再平衡。
據(jù)《經(jīng)濟參考報》記者了解，目前某些地區(qū)有上馬新煤電項目的沖動。國家能源局原局長張國寶表示，歷時3年多的嚴控煤電產(chǎn)能一旦有所“松綁”，可能會再次出現(xiàn)煤電建設潮，導致新一輪電力產(chǎn)能過剩。
華北電力大學經(jīng)濟與管理學院教授袁家海認為，煤電效益下滑是在總體產(chǎn)能過剩背景下，疊加環(huán)保標準嚴格、能源轉型和新能源替代的中長期結構性問題。建議嚴控煤電增量、優(yōu)化煤電存量，同時隨著可再生能源快速發(fā)展，我國應配套釋放相應的煤電靈活性調(diào)節(jié)能力。此外，完善配套市場機制，構建合理的價格機制，健全完善差異化補償機制，引導各類煤電找準定位，充分發(fā)揮各類存量煤電機組系統(tǒng)價值，以高質(zhì)量的煤電發(fā)展推動綠色低碳能源轉型。
陳宗法也認為，煤電企業(yè)要繼續(xù)內(nèi)強管理，外拓市場，通過科技進步、資本運作以等待轉機外，還需要國家有關部門及地方政府根據(jù)煤電新的戰(zhàn)略定位，針對市場化改革過渡期、能源轉型期，調(diào)整、完善舊的政策，出臺新的有效政策。例如，保留環(huán)保電價并執(zhí)行到位，探索建立兩部制電價和容量市場；減少政府對市場交易的定向限制、價格干預，形成市場定價機制等。
目前地方已經(jīng)在做一些探索?！巴ㄟ^探索開展新能源與火電配額制打捆交易，拉動區(qū)內(nèi)用電負荷，一方面彌補了煤價上漲、發(fā)電成本倒掛的問題，另一方面也促進了新能源的消納?！睂幭淖灾螀^(qū)發(fā)改委經(jīng)濟運行調(diào)節(jié)處處長崔海山說，自啟動電力輔助服務市場以來，區(qū)內(nèi)深調(diào)補償電量共3.7億千瓦時，火電企業(yè)獲得補償資金2.1億元。
中國電力企業(yè)聯(lián)合會呼吁高度關注近期火電廠破產(chǎn)清算問題，建議盡快研究出臺容量電價，建立容量市場和輔助服務市場，進一步理順煤電價格形成機制，調(diào)動火電靈活性改造運行積極性，提高電網(wǎng)頂峰發(fā)電能力。同時，加強電煤中長期合同監(jiān)管確保履約，完善價格條款，明確年度長協(xié)定價機制，嚴禁以月度長協(xié)、外購長協(xié)等捆綁年度長協(xié)變相漲價；保持進口煤政策連續(xù)性，引導市場合理預期，控制電煤價格在合理區(qū)間，緩解煤電企業(yè)經(jīng)營困境。此外，適度增加對火電企業(yè)的信貸支持力度，確保落實存量接續(xù)，避免火電企業(yè)虧損面持續(xù)擴大。記者 王璐 于瑤 杜剛
