編者按:今年的高溫酷暑讓全國多個地區(qū)的用電負荷創(chuàng)新高,在這種狀態(tài)下煤電企業(yè)經(jīng)營狀況卻虧損嚴重,而且近年來新能源發(fā)電成本的下降,電力市場競爭力增強擠壓了煤電企業(yè)的生存空間。煤電企業(yè)的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,出臺新的有效政策。
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(zhuǎn)。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?,該企業(yè)從1958年建設以來,首次連續(xù)3年虧損。“大唐在甘肅的煤電廠破產(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(zhuǎn),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(jié)果。
煤電該如何破局發(fā)展?業(yè)內(nèi)人士認為,在構(gòu)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(zhuǎn)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。“值得注意的是,北緯38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。”李峰指著地圖告訴《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(zhuǎn),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(zhuǎn),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(jié)構(gòu)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?cè)萘渴状瓮黄屏?1億千瓦。
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(jié)構(gòu)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。”某大型發(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?;痣娎眯r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)。”有企業(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%。”華電新疆公司內(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(jié)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(jié)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(gòu)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(gòu)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(zhuǎn)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(zhuǎn)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(jié)構(gòu)性過剩問題,下一步要繼續(xù)深化供給側(cè)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。
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(zhuǎn)型和新能源替代的中長期結(jié)構(gòu)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(gòu)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(zhuǎn)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(zhuǎn)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(zhuǎn)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。“通過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。”寧夏自治區(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。
原標題:虧損面縮小仍在50%左右 破產(chǎn)清算動作頻頻 煤電企業(yè)困局如何破解