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煤电“止损” ——专访中国电力企业联合会行业发展与环境资源部副处长张卫东

[日期:2017-05-03]   来源:中国电力企业管理  作者:   [字体: ]

 国家发改委、国家能源局日前正式印发《关于有序放开用电计划的通知》,要求逐步减少既有燃煤发电企业计划电量,2017年煤电机组安排计划电量不高于上年火电计划小时的80%,2018年以后逐年减少。放开发用电计划是扩大电力市场化交易规模、建立现代电力市场秩序的基础条件和必要前提。在向电力用户释放大量改革红利的同时,引入竞争也有可能摊薄发电企业的利润,给本已背负巨大经营压力的煤电企业又增加了一根“稻草”。在逐渐收紧的环境约束、放缓的电力需求和高企的煤价环境下,各发电集团面临燃煤发电板块经营全面亏损的风险。煤电企业如何自救,及时“止损”以避免成为“搁置资产”,以及煤电产业将来的发展前景如何,已成为我国电力行业乃至全球能源行业热议的话题。

  2016年下半年,中国电力企业联合会牵头主要电力企业组成调研组,开展了“电力企业经营状况及政策建议”专项调研,先后对国家电网公司、南方电网公司、华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团、国家电投集团、中核集团、中广核集团、三峡集团、神华集团、粤电集团、浙能集团、京能集团、内蒙古电力公司等国内主要电网企业、发电企业开展现场调研和书面调研,并形成了调研报告。近期,调研组成员、中电联行环部副处长张卫东接受了本刊专访,就调研报告进行解读,详细分析了煤电企业经营发展面临的困境和主要问题,阐述了如何有效地化解和避免风险,对促进煤电企业更好地适应经济新常态下电力与国民经济的良性互动,实现高质量、协调发展提出了建议。

  《中国电力企业管理》:去年以来我国电力供需矛盾进一步凸显,煤价高企,电力企业经营利润大幅下滑。在现场调研后,您对煤电企业的经营现状和发展前景作何种判断?

  张卫东:2014年以来,发电企业普遍出现经营收入下降情况,2016年受电煤价格过快上涨、市场化交易电量比重上升的影响,又出现利润快速下滑现象。从五大发电集团的经营数据来看,营业收入连续三年呈现负增长,2016年降幅超过6%,全年仅实现利润635亿元,同比大幅下滑42%。

  2016年以来,五大发电集团燃煤发电板块利润合计快速下降,受电煤价格飞涨影响,从9月开始五大集团燃煤发电板块合计连续亏损三个月, 累计亏损57亿元,亏损的燃煤电厂个数也迅速增加,占全部燃煤电厂总数的比例超过30%。

  预计“十三五”前中期,电力供需矛盾将持续存在,发电设备利用小时数将持续降低,电力改革不断深化,发电企业经营效益下滑的趋势难以扭转。若煤炭价格长期维持当前高位,除清洁能源结构占比较大的和多种经营情况较好的发电企业外,燃煤发电为主的电力企业经营将面临严峻挑战,可能进入全面亏损的状态。

  《中国电力企业管理》:何种因素造成目前煤电企业效益大幅下滑?煤电企业发展面临的主要困境体现在哪些方面?

  张卫东:首先从产业大环境来讲,受经济增速放缓、产业结构调整等因素影响,“十二五”期间,全社会用电量增速逐年下降,2015年全社会用电量仅增长0.96%,是改革开放以来的最低水平。与此同时,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,“十二五”期间平均每年新增燃煤机组超过4500万千瓦。2016年,全国新增燃煤机组4753万千瓦,快速增长的势头仍在延续。电力需求增速的逐渐回落和电力供给的持续快速增长,导致“十二五”期间我国电力由供需平衡转为供应宽松,部分地区出现过剩。

  产能过剩的直接表现就是火电机组设备利用小时数的不断下降,2016年火电机组利用小时数仅为4165小时,同比下降约199小时,为改革开放以来的最低水平。受前期投资惯性等因素影响,预计未来两年燃煤机组新增装机仍将保持较大规模增长,电力供需矛盾进一步凸显,发电集团设备闲置加剧,严重影响企业经营。

  其次,电力体制改革步伐不断加快,但配套政策和市场交易机制仍不健全,部分地区交易电价大幅下降,造成电力企业经营收入和利润迅速下滑。2016年以来,部分省市市场交易电量达到了工业用电量的30%以上,有的地区甚至达到50%左右。五大发电集团交易电价平均降幅在4~8分/千瓦时,2016年1~11月总让利达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。当前发电侧市场交易电量比重不断上升,但国家没有出台强制性的电力交易规则范本,监管力度薄弱,交易组织部门、交易形式、交易电量比例、价格形成机制等方面的规则差异较大,随机性、临时性修改时有发生,影响了市场的有序运行。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,致使发电企业承担大幅单边降价的巨大经营风险。同时,发用电计划放开后,原有的电量计划分配原则被打破,新的计划电量分配被附加了许多条件,不能体现公平原则。

  最后,从2016年发电企业亏损成因分析,电煤价格的过快上涨,是致使发电成本陡增,发电企业利润骤降的主因。在供给侧去产能框架下,煤企严格执行276个工作日制度,煤炭供应紧张。从2016年6月开始陕西、山西等主要产地以及沿海港口煤价均呈现大幅快速上涨态势,11月2日环渤海动力煤价格指数达到607元/吨,涨幅63.6%,远高于前一年的降幅。

  一般情况下,燃料成本占煤发电企业总成本的比重约60%,如此强势的燃料价格上升,远超过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,燃煤发电企业不堪重负,发电集团燃煤发电板块出现大面积亏损在所难免。

  《中国电力企业管理》:今年3月,宁夏七家电企联名上书宁夏回族自治区经信委请求降煤价。煤企则以“温馨提示”回应不予降价。“煤电联营”能否协调好煤企与电企间利益,实现协调发展良方?

  张卫东:宁夏“煤电顶牛”事件并非个案,煤企与电企间的利益关系长期以来都像是一个跷跷板:电企日子过得好时,煤企就要勒紧裤腰带;煤企过得好时,电企就要求降煤价。现如今电力供过于求,煤炭供不应求,主动权已经明显偏向煤企。

  我国电力发展历史上曾经实施过多次煤电联营。从表面上看,煤电联营有其优势,可以减少矛盾,降低交易成本。但煤炭和电力作为两个不同的行业,各自持有各自的利益出发点,煤炭市场、电力市场必定会有波动存在,煤电联营只是将外部矛盾内部化,无法从根本上解决问题。工作重点建议放在促使煤企与电企签订中长期合同,综合考虑煤炭先进产能的生产成本和发电企业的成本承受能力,确定公平合理的煤价,推动煤电双方形成“利益共享,风险共担”的长效机制等方面。

  在去年开始执行的新煤电价格联动机制中,煤电联动是以年度为调整周期。以去年电煤价格陡增的实际情况看,年度调整的机制明显滞后于市场波动,如果以季度为调整周期,及时开展电价测算及上调燃煤机组标杆上网电价,可以有力缓解燃煤发电企业大面积亏损局面。

  《中国电力企业管理》:在气候环境“硬约束”逐渐收紧的背景下,发电企业纷纷投入巨额资金进行环保改造来履行社会责任。政府是否应增加相关的财政补贴来缓解发电企业的经营压力?

  张卫东:近几年国家环保标准不断提高,燃煤电厂持续进行脱硫、脱硝、除尘等环保改造,超低排放改造也有序开展。由于环保改造投入资金巨大,企业自有资金不足,改造资金多来自于贷款,企业财务费用增加较多,同时改造停机还会带来电量损失及安全风险。

  随着计划电量逐步放开,市场交易电量比重不断提高,出现了环保补贴电价无法兑现,脱硫、脱硝特许经营项目难以持续的新情况。国家规定的脱硫、脱硝、除尘、超低排放等加价均是与计划上网电量挂钩,随着“市场电”比例逐步提高,在“计划电”中包含的环保补贴电价已无法落实,发电企业面临无法回收环保改造投资的困境。建议有关部门进一步研究完善火电环保补贴机制,将环保补贴电价调整为“价外补贴”,在市场竞争电价之外,按照度电标准给予补贴,保障企业参与市场竞争的发电量也可以得到应有的环保补贴收入。

  《中国电力企业管理》:统观煤电企业经营困局,综合内外部矛盾因素,您对于煤电企业突破经营困局有何建议?

  张卫东:当前,电力行业面临供需矛盾加剧、电力市场机制不健全、上网电价大幅下降、电煤价格过快上涨、节能减排任务繁重等多重挑战,煤电企业经营形势十分严峻。在供给侧改革形势下,基于我国的资源禀赋,煤电在一段时期内依然扮演着基础电源的角色。保障电力行业平稳健康发展,避免煤电企业经营出现大起大落,是全行业乃至全社会需要重视的问题。

  首先,电力工业具有系统性、发供用同时性等内部特性,并具有与经济、社会、上下游产业密切联系等外部特征,只有统筹规划才能实现科学发展。一是要完善电力规划管理体制,加强对省级电力规划的指导监督,抑制地方政府不合理的投资冲动。二是进一步从严控制燃煤机组新建规模,综合施策,化解供需矛盾。三是加强新能源发电的统筹规划,抑制无序发展,尽快研究解决可再生能源补贴拖欠问题。四是积极引导促进电能替代,从推进替代散烧煤、推动电动汽车快速发展,制定灵活电价机制等方面入手,引导促进电能替代。

  其次,电力市场机制不健全,给电力企业生产经营带来很多困难,也反映出电力体制改革过程中存在统筹协调不够的情况。一是要坚持市场在资源配置中起决定性作用和更好地发挥政府作用,在完善交易规则和相关配套措施的基础上,有序放开计划电量。二是加强对各省级电力市场交易工作的指导和监管,及时纠正带有地方保护色彩的不合理政策。

  再次,当前煤炭行业产能严重过剩的情况下,出现电煤供应紧张、煤价大幅上涨的情况,反映出宏观调控政策存在全局性、系统性不够的问题,要强化整体意识,注重统筹协调,实现电力、煤炭两个紧密关联行业平稳健康可持续发展。一是抓紧研究276个工作日政策的退出条件和退出时机,使安全、高效、环保煤矿的先进产能尽快恢复到正常生产水平。二是受去产能政策影响,煤炭生产行业集中度不断提高,在当前煤炭供应紧张的情况下,要谨防相关煤炭企业结成同盟,操纵产量和价格,获取垄断利润,推动煤炭市场价格回归合理水平。三是协调煤电双方签订中长期合同,公平合理确定煤价,加强合同监管,协调解决好煤炭运输环节问题,加大协调力度,保障电煤运力。四是组织各相关单位建立电煤市场监测、信息共享和预测预警协调机制,及时应对市场变化。五是尽快实施煤电价格联动,合理上调燃煤机组上网电价。

  最后,要规范自备电厂管理。自备电厂无序发展对电力系统正常的供电和经营秩序形成冲击,导致政府性基金及附加征收不足,并影响到政策性交叉补贴电价的落实。建议有关部门尽快完善自备电厂管理政策法规,制定出台《企业自备电厂承担交叉补贴管理办法》,尽快将自备电厂政府性基金、附加及交叉补贴征收到位,同时建立健全对自备电厂的有效监管机制,促进清洁能源替代燃煤自备电厂发电和供热。





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