煤电止亏关键在于建立健全电力市场体系
来源：中国电力企业管理 | 0评论 | 3960查看 | 2017-05-03 09:50:40
3月17日，中电联常务副理事长杨昆在“2017年经济形势与电力发展分析预测会”上发布相关报告显示，2016年煤电企业利润出现了“断崖式”下降，五大发电集团2016年的利润同比下降68.6%，其中第四季度同比下降96.6%，降幅呈持续扩大态势。按长协每年度合同基准价格每吨535元计算，煤电企业2017年将面临全面亏损。
另据国家统计局数据显示,自2016年10月开始，五大发电集团煤电板块开始出现整体亏损，并且亏损额持续扩大，2017年1月五大发电集团的煤电板块亏损达13.8亿元。按照目前煤价测算，五大发电集团煤电板块全年预计亏损970亿元，已经进入全行业严重亏损状态。
这是煤电行业2008年出现巨额亏损及2010年发生全行业性亏损后，再度发出全面亏损的预警信号，引起了政府、行业和企业的高度重视。
就此，国家相关部委组成10个调研组分赴各省专题调研电力企业经营情况。据悉，各组调研结果均显示，煤电行业2017年将发生全面亏损。4月14日，国家发改委副主任连维良主持召开各大发电集团参加的发电计划放开和降低电煤采购成本座谈会。会议专题了解2017年发电企业发电计划放开和电煤中长期合同签发履约情况，并督促落实《关于有序放开发用电计划的通知》，促进降低电煤采购成本。
夹缝求生，煤电正面临又一次全行业性亏损的考验，记者近期就此专门到煤电企业进行了调研，同时也采访了中电联调研组和国家发改委调研组的有关专家。
煤价高企成为煤电亏损的最主要推手
2016年煤电行业利润几近腰斩，业内专家普遍认为，主要是受煤电标杆电价下调、市场化交易导致电价下降、燃料成本大幅上涨、利用小时继续下降、环保改造等几个主要因素的影响。
华能瑞金电厂一期工程安装了2台国产35万千瓦超临界机组，于2007年4月29日开工建设，2008年12月18日建成投产。截至到2016年底，该厂已累计发电274亿千瓦时，上缴税收6.4亿余元。据电厂相关负责人介绍，燃料成本占生产总成本的比例为64%~81%，燃料价格的波动对企业的盈利产生巨大的影响，截至目前该厂仍处于累计亏损的状态。
2017年1~3月，电厂累计完成标煤采购单价903.31元/吨，同比上涨286.06元/吨，涨幅达到46.34%。目前正在签订的4月、5份燃料采购合同，标煤单价已经超过1000元/吨，已经大大高出2017年电厂达到利润平衡点所要求的标煤采购单价数800元/吨。若2017年实现标煤采购单价903.31元/吨，该厂售电业务预计将亏损1亿元以上。
来自国家发改委调研组的一份调研报告显示，某电力集团下属煤电企业利润总额2016年同比减少53.9亿元，降幅超过69%，出现断崖式下降。其中2016年四季度由于煤价飙升，煤电企业利润总额亏损7.8亿元，16家燃煤电厂，5家亏损，亏损面达31.3%。2017年1~2月，该集团下属16家燃煤电厂，10家亏损，亏损面高达66.7%，其主要原因还是煤价自2016年9月以来一直处在历史高位。
电煤价格一路上涨，但是按照煤电联动机制的相关规定，标杆上网电价调整水平不足每千瓦时0.2分钱时，当年不作调整，计入次年。根据煤电价格联动计算公式测算，2017年煤电标杆上网电价全国平均本应每千瓦时上涨0.18分钱被搁浅，煤电企业不得不被动承担巨额的政策性亏损。
一位参与国家发改委调研组的专家在接受记者采访时说，从2016年发电企业亏损成因分析，电煤价格急剧上涨是致使发电成本陡增、发电企业利润骤降的主因。至2016年11月2日，环渤海动力煤价格指数达到607元/吨，涨幅63.6%。如此强势的价格增长，远超过燃料成本占比60%的燃煤发电企业的承受能力，加之电煤生产、运输、中转等各环节叠加涨价，导致燃煤发电企业出现大面积的亏损。
电量电价双降成为煤电亏损的助推器
本轮煤电亏损不同以往，受多因素叠加影响。煤电设备利用小时持续下降导致发电边际成本上涨，成为影响企业效益的另一个重要因素。据中电联发布数据表明，“十二五”期间，我国燃煤发电机组容量持续快速增长，扣除关停小机组容量后，平均每年新增燃煤机组超过4500万千瓦。在当前电力供应宽松的形势下，发电设备利用小时数特别是燃煤机组利用小时数持续下降，燃煤机组利用小时数自2011年的5453小时持续降至2015年的4468小时。2016年煤电设备利用小时已降至4165小时(其中煤电设备利用小时4250小时)，同比降低199小时，创1964年以来的年度最低，大幅低于5500小时左右的设计值。
一边是煤电机组利用小时数下降，一边是煤电上网标杆电价格持续下调。2015年以来两次下调全国煤电上网标杆电价，累计下调约5分/千瓦时。其中，2016年下调3分钱/千瓦时，此次电价下调导致煤电行业减利1100亿元左右，占2015年煤电行业利润总额的一半。
此外，由于电力市场机制不健全，进一步导致上网电价非正常大幅下降。2015年以来，电改9号文及相关配套文件相继发布，尤其是国家发改委最近又发布了《关于有序放开发用电计划的通知》。中电联调研组在调研中发现，原有的电量计划分配原则被打破，新的计划电量分配却被附加了许多条件，没有体现公平原则。比如，有的省份出台了“煤电互保”政策，强迫电力企业补贴煤炭企业。
尤其是部分地方政府在制定交易规则时，从维护地方经济发展和地方企业利益的角度出发，将降成本单纯地变成降电价，致使发电企业面临大幅单边降价的巨大经营风险。从部分发电集团统计数据看，2016年1～11月，交易电量占发电量的比重在30%左右，交易电价平均降幅在4～8分/千瓦时，五大发电集团总让利达322亿元，加上神华、浙能、京能三家发电企业，总让利超过380亿元。
经济新常态下用电消费进入中速增长期，电力供应由偏紧转为相对富余，煤电产能过剩矛盾显现，煤电机组遭遇的电量电价双降，使得原本背负着沉重燃料成本压力的煤电更是雪上加霜。
煤电止亏关键在于建立健全电力市场体系
由于我国能源资源禀赋所决定，煤电在电源中占比虽有所下降，但在电力“十三五”规划中，到2020年煤电装机仍将占整个电力装机容量的55%。煤电行业愈演愈烈的大面积亏损已影响到整个行业的健康发展。如果进一步发展，将有可能危及电力的安全可靠供应。
根据记者的调查，以及各研究机构和行业专家的分析，导致当前煤电亏损，最主要的因素分别为燃料成本上涨、最终电价下降(包括标杆上网电价下调以及市场化交易电价的下降)，这两个因素是当前影响煤电行业效益的决定性因素。其中，燃料成本占总成本的比重目前已接近四分之三。虽然利用小时也是重要影响因素，但影响程度远小于燃料成本及执行电价。
大多数业内专家认为，当前煤电止亏的直接而有效的办法，就是降煤价涨电价。专家们认为，我国煤电生态虽然是“市场煤”和“计划电”的双重格局，但分析当前煤价高企和电价下跌的深层次原因，恰恰是因为“市场煤”的非市场因素和“计划电”的非计划因素耦合交织，其根源在于“非市场之手”制约和影响了市场配置资源的作用。
本轮煤价上涨方式不同于以往，而是自2016年第四季度开始陡涨。其背后原因首先是在政府宏观调控下，加速推进煤炭去产能。从2016年4月份起，煤炭行业生产推行276个工作日制度，煤炭企业效益逐步改善，煤炭供给侧结构性改革效果明显。
但也导致全国全年原煤产量下降9.0%，产量降幅超过同期煤炭消费量降幅4.3个百分点，电煤供需失衡，全国电煤供需形势从宽松逐步转为偏紧，电煤价格急剧上涨。秦皇岛5500大卡市场动力煤价格从6月底的400元/吨，快速上涨至11月上旬的700元/吨，短短4个多月时间内累计上涨300元/吨、涨幅达到75%。煤价涨幅远远高于生产成本的增加,三季度煤炭生产企业开始由被动减产变为主动减产，这也是造成煤价暴涨的原因之一。
记者在采访中还了解到，大型煤企通过联合销售和价格歧视等手段，进一步推高了煤价。2016年底，神华、中煤、同煤及伊泰集团抛出“将2017年电煤年度合同分为央企、地方企业及市场客户”的三级销售方案，五大电力、国投及华润七家央企电力集团率先签订了2017年电煤的年度合同，而对地方企业(如粤电、浙能)实施差异化销售策略(地方企业超过央企的采购煤价40元/吨)。
除此之外，电煤长协合同
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