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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,，作為當地重要的電源和熱源之一，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,?！崩罘逯钢貓D告訴《經濟參考報》記者，其所在的發(fā)電集團旗下有數個電廠負債率超過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，少數電力上市公司業(yè)績難以好轉,，面臨被ST,、退市的風險。
半年內大唐旗下兩家子公司破產無疑是典型代表,。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清算,。截至2019年5月31日,，其資產負債率約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清算。截至2018年11月30日,，該公司資產負債率約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。據公司內部人士介紹,，2016年是新疆火電的低谷期,，發(fā)電小時數創(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。數據顯示,，2017年寧夏統調火電企業(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,，青海火電企業(yè)資產負債率接近90%,，且處于連年虧損困境,。大通電廠資產負債率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,，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,，火電產能過剩壓力加大，利用小時數也是一路下滑,，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,，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。
據了解,，2018年全國火電平均利用小時數4361小時,，比國家發(fā)展改革委核定火電標桿上網電價的利用小時數5000小時還要低，遠低于火電機組設定的標準利用小時數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)局統計數據顯示,，2018年該省火電企業(yè)平均利用小時數僅為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)聯合會數據顯示,，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，兩次下調全國煤電上網標桿電價,，相當于全國煤電行業(yè)讓利2000億元,。
據統計，2013年以來,，煤電標桿電價共經歷了4次下調,、1次上調，每千瓦時凈下調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產，多年維持不變的熱價壓減了企業(yè)的利潤空間,。
據內部人士介紹,，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，給企業(yè)現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“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。
“我們入廠標煤價格從2015年的每噸201.21元上漲至2018年的265.12元,，漲幅31.77%,。”華電新疆公司內部人士介紹說。
《經濟參考報》記者了解到,，目前,，寧夏電廠普遍面臨煤炭“質次、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，煤電價格聯動機制作用有限,。煤炭產地上網電價普遍較低,，很多地方政府還希望打造電價洼地來吸引產業(yè)，煤電企業(yè)成本倒掛,，陷入發(fā)電就虧損的局面?！崩罘宸Q,。
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)內大多數煤電企業(yè)資產負債率很高,，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)劃的調研準備工作,。中長期如何重新調整煤電定位、實現破局發(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,。
數據顯示,，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“基荷電源與調節(jié)電源并重”,，為全額消納清潔能源調峰、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,，現代能源體系賦予傳統能源新定位。傳統電源一直是支撐我國電力系統安全穩(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，主動淘汰落后產能,，升級改造激活存量,，同時嚴控增量,，慎“鋪新攤子”，實現電力市場供需的再平衡,。
據《經濟參考報》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年多的嚴控煤電產能一旦有所“松綁”,，可能會再次出現煤電建設潮，導致新一輪電力產能過剩,。
華北電力大學經濟與管理學院教授袁家海認為,，煤電效益下滑是在總體產能過剩背景下，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價值，以高質量的煤電發(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)改委經濟運行調節(jié)處處長崔海山說，自啟動電力輔助服務市場以來,，區(qū)內深調補償電量共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)聯合會呼吁高度關注近期火電廠破產清算問題,，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,，調動火電靈活性改造運行積極性,，提高電網頂峰發(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，明確年度長協定價機制,，嚴禁以月度長協,、外購長協等捆綁年度長協變相漲價；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,。
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部分城市開發(fā)商違規(guī)銷售坑慘購房者
在項目備案價之外,，開發(fā)商簽訂雙合同,，一次性收取每平方米幾千元裝修款項，通過合同拆分的方式,，將所謂的裝修款簽訂到另一份合同,。一些開發(fā)商還捆綁銷售車位。
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