亏损面缩小仍在50%左右 破产清算动作频频——煤电企业困局如何破解?
亏损面缩小仍在50%左右 破产清算动作频频——煤电企业困局如何破解?
【作者/来自】网站管理员 【发表时间】2019-8-22 【点击次数】115

据统计,2013年以来,煤电标杆电价共经历了4次下调、1次上调,每千瓦时净下调6.34分,并取消各地低于标杆电价的优惠电价、特殊电价。

随着2015年新一轮电力体制改革的推进和发用电计划的大幅放开,****竞价时代已经拉开大幕,发电企业首当其冲。为了获取发电指标,煤电企业市场交易电量越来越多,电价也不断降低,幅度一般超过30%。而且,北方地区火电厂很大一部分是热电联产,多年维持不变的热价压减了企业的利润空间。

据内部人士介绍,华电新疆公司火电机组平均电价由2015年的0.258元/千瓦时下降至2018年的0.228元/千瓦时,降幅11.63%。市场电量占比从2015年的37.82%提高至2018年的65.52%,而市场化电价的平均电价为0.172元/千瓦时。

宁夏区内煤电企业的负荷约为一半,“即便电厂举步维艰,也要积极参与市场竞争给用户让利,否则就可能面临没电可发的局面,势必进入恶性循环。”有企业人士称。

此外,煤电企业还面临着环保电价执行不到位的问题。新疆多名煤电企业负责人介绍,火电厂近年来投入了大量环保技改资金,包括完成脱硫、脱硝、除尘改造以及超低排放改造等。但自2016年6月起,脱硝及除尘电价均未兑现,给企业现金流造成了巨大的压力。而从长远看,煤电碳排放成本增加将是未来的新挑战。

雪上加霜的是,电价受挤压,占整个发电成本70%的煤价却一路看涨。从2016年开始,煤价大幅反弹,呈现“厂”字形趋势,2018年煤电企业电煤采购成本同比增加500亿元左右。

2016年6月1日,作为煤市风向标的环渤海动力煤价格指数为每吨390元,到2017年年底达到577元。从2018年到目前为止,一直在每吨570元-580元震荡。

“我们入厂标煤价格从2015年的每吨201.21元上涨至2018年的265.12元,涨幅31.77%。”华电新疆公司内部人士介绍说。

《经济参考报》记者了解到,目前,宁夏电厂普遍面临煤炭“质次、价高、量少”的状态。按照目前的电煤价格,宁夏电厂的发电成本与上网电价倒挂每千瓦时0.03-0.04元,由于煤炭紧缺,电厂也会掺烧低热值劣质煤,既增加了煤耗,也磨损机器影响机组安全稳定运行,还增加了灰渣处理量。

“煤价是放开的、高度市场化的,但电价不是,煤电价格联动机制作用有限。煤炭产地上网电价普遍较低,很多地方政府还希望打造电价洼地来吸引产业,煤电企业成本倒挂,陷入发电就亏损的局面。”李峰称。

不仅如此,对于西部地区来说,火电企业电费结算承兑汇票占比高,承担了较大的贴息资金和金融风险。据多家火电企业反映,电力公司结算的购电费中承兑汇票占比达60%以上,且多为非国有银行的一年期大额承兑汇票,但在支付煤款时,要么拒收、要么贴息加价,变相增加了电煤采购成本,增加了电厂财务费用。

由于长期亏损,区内大多数煤电企业资产负债率很高,致使金融机构对其实施了降低信用等级、减贷、断贷等策略,更加剧了煤电企业资金链断裂的风险。

重新定位综合施策

近期,政府部门、研究机构和能源企业纷纷启动编制能源、电力“十四五”规划的调研准备工作。中长期如何重新调整煤电定位、实现破局发展,是当前政府、市场、行业和企业需要共同探讨的焦点问题。

数据显示,目前煤电仍然是我国电力、电量的主体之一,2018年我国电力装机达到19亿千瓦,其中,煤电装机10.1亿千瓦,占比53%;发电量4.45万亿千瓦时,占比64%。

陈宗法认为,清洁低碳是未来能源的发展方向,能源清洁转型是******大趋势。我国煤电的战略定位,将逐步由“主体电源、基础地位、支撑作用”转向“基荷电源与调节电源并重”,为全额消纳清洁能源调峰、保障电力安全供应兜底。

电力规划设计总院发布的《中国电力发展报告2018》也指出,现代能源体系赋予传统能源新定位。传统电源一直是支撑我国电力系统安全稳定运行的“压舱石”,未来将继续发挥电力支撑基础作用,强化能源电力安全供应的托底保障作用。

业内人士认为,目前煤电仍存在结构性过剩问题,下一步要继续深化供给侧改革,主动淘汰落后产能,升级改造激活存量,同时严控增量,慎“铺新摊子”,实现电力市场供需的再平衡。

据《经济参考报》记者了解,目前某些地区有上马新煤电项目的冲动。国家能源局原局长张国宝表示,历时3年多的严控煤电产能一旦有所“松绑”,可能会再次出现煤电建设潮,导致新一轮电力产能过剩。

华北电力大学经济与管理学院教授袁家海认为,煤电效益下滑是在总体产能过剩背景下,叠加环保标准严格、能源转型和新能源替代的中长期结构性问题。建议严控煤电增量、优化煤电存量,同时随着可再生能源快速发展,我国应配套释放相应的煤电灵活性调节能力。此外,完善配套市场机制,构建合理的价格机制,健全完善差异化补偿机制,引导各类煤电找准定位,充分发挥各类存量煤电机组系统价值,以高质量的煤电发展推动绿色低碳能源转型。

陈宗法也认为,煤电企业要继续内强管理,外拓市场,通过科技进步、资本运作以等待转机外,还需要国家有关部门及地方政府根据煤电新的战略定位,针对市场化改革过渡期、能源转型期,调整、完善旧的政策,出台新的有效政策。例如,保留环保电价并执行到位,探索建立两部制电价和容量市场;减少政府对市场交易的定向限制、价格干预,形成市场定价机制等。

目前地方已经在做一些探索。“通过探索开展新能源与火电配额制打捆交易,拉动区内用电负荷,一方面弥补了煤价上涨、发电成本倒挂的问题,另一方面也促进了新能源的消纳。”宁夏自治区发改委经济运行调节处处长崔海山说,自启动电力辅助服务市场以来,区内深调补偿电量共3.7亿千瓦时,火电企业获得补偿资金2.1亿元。

中国电力企业联合会呼吁高度关注近期火电厂破产清算问题,建议尽快研究出台容量电价,建立容量市场和辅助服务市场,进一步理顺煤电价格形成机制,调动火电灵活性改造运行积极性,提高电网顶峰发电能力。同时,加强电煤中长期合同监管确保履约,完善价格条款,明确年度长协定价机制,严禁以月度长协、外购长协等捆绑年度长协变相涨价;保持进口煤政策连续性,引导市场合理预期,控制电煤价格在合理区间,缓解煤电企业经营困境。此外,适度增加对火电企业的信贷支持力度,确保落实存量接续,避免火电企业亏损面持续扩大。

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