受供大于需導致煤電機組發(fā)電小時降至歷史低位、煤炭減量化生產(chǎn)制度造成煤炭價格高漲、新電改加速發(fā)電計劃放開等多種因素影響，煤電企業(yè)虧損態(tài)勢已不斷蔓延。2016年10月開始，五大發(fā)電集團煤電板塊開始出現(xiàn)整體虧損，并且虧損額持續(xù)擴大。為了更加準確地還原燃煤發(fā)電企業(yè)的經(jīng)營現(xiàn)狀，探討煤電企業(yè)解困及持續(xù)發(fā)展的對策，記者近期采訪了大唐甘肅發(fā)電公司副總經(jīng)理田文勝。
《中國電力企業(yè)管理》：請您介紹一下貴公司煤電板塊經(jīng)營情況。
田文勝：大唐甘肅發(fā)電公司所屬煤電裝機全部是響應國家“上大壓小”政策建設的。目前，公司總裝機容量535.95萬千瓦，其中煤電裝機441.5萬千瓦，水電裝機74.9萬千瓦，風電裝機19.5萬千瓦，光伏發(fā)電0.05萬千瓦。公司煤電裝機占全省公用煤電裝機的29.45%。受煤電機組發(fā)電小時持續(xù)走低、區(qū)域煤電價格聯(lián)動不到位、市場化電量惡性競爭等多重因素影響，公司煤電板塊一直處于虧損狀態(tài)。2016年，公司煤電板塊發(fā)電量112億千瓦時，煤電機組利用小時完成2944小時，平均上網(wǎng)電價274.83元/兆瓦時，煤電板塊虧損5.54億元。2017年一季度，公司煤電機組利用小時同比增加15小時，平均上網(wǎng)電價同比降低10元/兆瓦時，公司煤電板塊虧損高達2.68億元，電煤價格同比大幅上漲是造成公司2017年一季度煤電板塊虧損加劇的主要原因。
據(jù)甘肅省發(fā)電企業(yè)聯(lián)合會調研和掌握的情況，2016年，受煤價大幅上漲、用電增速放緩、發(fā)電產(chǎn)能過剩、市場化交易價格降幅較大等因素影響，甘肅區(qū)域煤電企業(yè)普遍虧損，經(jīng)營業(yè)績不斷惡化。甘肅五家發(fā)電集團（華能、大唐、國電、國投、中電建五家在甘發(fā)電企業(yè)）全年虧損34億元，累計虧損117億元，當年和累計無一家盈利。甘肅煤電行業(yè)整體面臨重大經(jīng)營風險，部分煤電企業(yè)資金鏈已然斷裂，只能依靠母公司“輸血”維持經(jīng)營。
《中國電力企業(yè)管理》：煤電板塊正面臨哪些具體困難？
田文勝：電量、電價、電煤是影響煤電企業(yè)經(jīng)營的三個主要因素。
一是從供應側看，當前及今后一段時期，甘肅電力市場供大于需形勢嚴峻。近年來，甘肅電力裝機特別是新能源裝機增長迅速，加之省內用電負荷增速下滑，省外電力市場需求不足，以及電力外送通道建設相對滯后等因素影響，甘肅省發(fā)電能力富余較多。截至2016年底，甘肅總裝機容量4825萬千瓦，煤電、新能源、水電裝機比為4∶4∶2，最大用電負荷1339萬千瓦，最大發(fā)電出力1672萬千瓦。總裝機容量與最大用電負荷比高達3.6∶1，新能源滲透率達146.6%。棄風、棄光問題嚴重與煤電機組面臨無電可發(fā)的現(xiàn)象并存。
二是從需求側看，受宏觀經(jīng)濟形勢、地方經(jīng)濟發(fā)展狀況及產(chǎn)業(yè)結構等因素影響，甘肅省用電量增速持續(xù)低迷。2013～2016年，甘肅省全社會用電量增長率分別為7.91%、2.07%、0.3%、-3.09%。其中，2016年全社會用電量1065億千瓦時、同比減少10.45億千瓦時，出現(xiàn)負增長。甘肅以原材料工業(yè)為主的工業(yè)結構明顯偏重，工業(yè)用電占全社會用電量的近80％，工業(yè)用電量中高載能行業(yè)用電量又占近80%。工業(yè)用電量特別是高載能行業(yè)用電量完全左右著全省用電量的起伏和走勢，在“去產(chǎn)能”的大背景以及相關省份同行業(yè)競爭激烈的情況下，保持和恢復用電量面臨嚴峻考驗，搞不好用電量將面臨“坍塌式”下滑風險。
三是受煤炭減量化生產(chǎn)制度影響，2016年起煤炭價格急速大幅上漲。甘肅煤炭年產(chǎn)能約4400萬噸，煤炭年消費約5800萬噸。省內電煤供應主要來源為華亭煤業(yè)、靖遠煤業(yè)和窯街煤電。截至2016年底，華亭煤業(yè)出礦車板價為409元/噸，較2016年初上漲238元/噸，漲幅139%；靖遠煤業(yè)出礦車板價為410元/噸，較2016年初上漲210元/噸，漲幅105%；窯街煤電出礦車板價為420元/噸，較2016年初上漲220元/噸，漲幅110%。截至2017年3月底，華亭煤業(yè)出礦車板價為430元/噸，靖遠煤業(yè)出礦車板價為410元/噸，窯街煤電出礦車板價為430元/噸。煤炭價格繼續(xù)高位運行，煤電企業(yè)入爐綜合標煤單價平均在600元/噸左右。
四是市場惡性競爭導致煤電機組上網(wǎng)電價大幅下降。2015年起，甘肅便推行煤電機組無基數(shù)電量直接交易以及外送電量全部市場化。甘肅省煤電機組標桿電價297.8元／兆瓦時，2015年煤電直接交易電量平均電價降幅41元/兆瓦時，2016年煤電直接交易電量平均電價降幅101元／兆瓦時，2017年煤電直接交易電量平均電價降幅61.7元／兆瓦時，煤電機組直接交易上網(wǎng)電價已非常接近其燃單成本，直接交易結果令人堪憂，甘肅煤電企業(yè)“量價”齊跌現(xiàn)狀“慘烈”。
五是裝機嚴重過剩使得煤電機組發(fā)電小時逐年走低。2013～2016年，甘肅公用煤電機組發(fā)電小時分別為4237小時、3870小時、3252小時、3170小時。根據(jù)省內電力電量平衡預測和有關公告，2017年甘肅公用煤電機組省內平衡發(fā)電量總計為384.6億千瓦時，其中包括“以熱定電”電量181.41億千瓦時、安全約束電量80.27億千瓦時、調峰調頻電量122.9億千瓦時，除此之外煤電機組再無省內發(fā)電空間。2017年甘肅將新投4臺35萬千瓦熱電機組，年底甘肅公用煤電機組裝機容量將達到1629萬千瓦，據(jù)此計算2017年公用煤電機組省內發(fā)電小時僅2500小時左右。
《中國電力企業(yè)管理》：面對燃煤發(fā)電企業(yè)全面虧損狀況，您認為煤電企業(yè)該如何解困？有哪些建議？
田文勝：煤電行業(yè)全面虧損及煤電企業(yè)解困，既是熱點問題，也是難點所在。目前甘肅省煤電行業(yè)整體已經(jīng)面臨生死存亡的關口，形勢異常嚴峻。然而，無論過去、現(xiàn)在、還是將來，煤電機組是不可或缺的。就甘肅而言，枯水期需要煤電當基荷，新能源消納需要煤電來調峰，供暖供熱離不開煤電作為熱源，新能源外送也需要煤電來“打捆”。因此，不能將煤電企業(yè)“一棒子打死”，必須確保煤電行業(yè)的可持續(xù)發(fā)展。談及煤電解困，結合甘肅實際情況，建議從停建各類新增電源項目建設、取消煤炭減量化生產(chǎn)制度、著力完善電力市場機制、加快區(qū)域電力市場建設等方面著手。
一是停建、緩建各類新增電源項目建設。對于煤電去產(chǎn)能，今年的政府工作報告中明確提出“淘汰、停建、緩建煤電產(chǎn)能5000萬千瓦以上，以防范化解煤電產(chǎn)能過剩風險?！睘榉婪痘饷弘姰a(chǎn)能過剩風險，2016年就先后出臺了《關于促進我國煤電有序發(fā)展的通知》（發(fā)改能源〔2016〕565號）、《關于建立煤電規(guī)劃建設風險預警機制暨發(fā)布2019年煤電規(guī)劃建設風險預警的通知》（國能電力〔2016〕42號）、《關于進一步調控煤電規(guī)劃建設的通知》（國能電力〔2016〕275號）；另外，為促進風電產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展，2015年出臺了《關于進一步完善風電年度開發(fā)方案管理工作的通知》（國能新能〔2015〕163號）；對于自備電廠，《關于加強和規(guī)范燃煤自備電廠監(jiān)督管理的指導意見》（發(fā)改經(jīng)體〔2015〕2752號）也明確規(guī)定“在裝機明顯冗余、火電利用小時數(shù)偏低地區(qū)，除以熱定電的熱電聯(lián)產(chǎn)項目外，原則上不再新（擴）建自備電廠項目。”按照“煤電規(guī)劃建設風險預警結果為紅色的地區(qū)不允許新建煤電項目”以及“棄風限電比例超過20%的地區(qū)不得安排新的建設項目”,鑒于甘肅裝機嚴重過剩的實際情況，建議甘肅停建、緩建各類新增電源項目，防止發(fā)電產(chǎn)能過剩進一步惡化。需要補充強調的是，要落實好這些政策，在加大政府監(jiān)管力度的同時，行業(yè)需要加強自律，企業(yè)更需慎重決策項目開工。
二是取消煤炭減量化生產(chǎn)制度。2012年以來，受經(jīng)濟增速放緩、能源結構調整等因素影響，煤炭需求大幅下降，供給能力持續(xù)過剩，供求關系嚴重失衡，導致煤炭企業(yè)效益普遍下滑。為有效化解過剩產(chǎn)能，推動煤炭企業(yè)實現(xiàn)脫困發(fā)展，2016年國家出臺了《關于煤炭行業(yè)化解過剩產(chǎn)能實現(xiàn)脫困發(fā)展的意見》（國發(fā)〔2016〕7號），提出了嚴格控制新增產(chǎn)能、加快淘汰落后產(chǎn)能和其他不符合產(chǎn)業(yè)政策的產(chǎn)能、有序退出過剩產(chǎn)能、嚴格控制超能力生產(chǎn)等系列組合措施。從2016年全國范圍內煤炭價格快速飆升的結果來看，一方面煤炭企業(yè)經(jīng)營業(yè)績大幅改善，短期內即實現(xiàn)了扭虧為盈，今年一季度的凈利潤頗為樂觀；另一方面煤電矛盾卻被激化并不斷加劇?？磥砻禾咳ギa(chǎn)能的個別措施需要重新評估，特別是“從2016年開始，全國所有煤礦按照276個工作日重新確定生產(chǎn)能力，即直接將現(xiàn)有合規(guī)產(chǎn)能乘以0.84（276除以330）的系數(shù)后取整，作為新的合規(guī)生產(chǎn)能力”的措施規(guī)定，被業(yè)界普遍認為是導致煤炭價格急速上漲和加劇煤電矛盾的主要原因，行政強勢干預市場有“矯枉過正”之嫌，也不利于煤炭去產(chǎn)能其他措施的落實。像甘肅煤炭消費本就大于煤炭產(chǎn)能的區(qū)域，“一刀切”的執(zhí)行煤炭減量化生產(chǎn)制度更有待商榷。畢竟去產(chǎn)能不等于限產(chǎn)量，因此，建議將276個工作日恢復到330天。
三是著力完善電力市場機制。供大于需的情況下推進電力市場化改革，電價下降是一種必然的預期結果。然而，當前的中長期交易市場普遍存在“準入用戶漫天要價，發(fā)電企業(yè)惡性競爭”的現(xiàn)狀，這種情況急需改變。就甘肅電量市場化交易競爭情況來看，由于供需比很大，在沒有限價情況下，新能源企業(yè)普遍采取“0”電價中標策略；而煤電企業(yè)為了爭得電量防止無電可發(fā)的窘境，基本采取接近“燃單成本”電價中標策略，這些都從側面反映出當前電力中長期直接交易市場的“缺陷”。建議在市場機制不完善的情況下，為避免惡性競爭，對參與直接交易機組發(fā)電能力明顯大于用電需求的地區(qū)進行價格限制。同時，抓緊完善市場機制。就煤電機組而言，為了體現(xiàn)公平、公正原則并保障煤電機組正當權利，必須建立煤電機組容量市場以體現(xiàn)煤電機組的備用價格，同時完善調峰等輔助服務市場以體現(xiàn)煤電機組調峰等輔助服務價值進而挖掘當?shù)仉娏ο到y(tǒng)調峰潛力，不能僅僅通過行政手段，一味地要求煤電機組開展煤電機組靈活性改造并承擔深度調峰職責。
四是加快區(qū)域電力市場建設。通過區(qū)域市場建設，破除各省為政、畫地為牢、地方保護，著力打破省間壁壘，促進甘肅新能源與火電打捆外送市場消納，實現(xiàn)電力資源在更大范圍優(yōu)化配置。在建設區(qū)域市場的同時，按照市場化原則從技術經(jīng)濟兩個方面統(tǒng)籌謀劃電力富集地區(qū)外送通道建設，解決輸電阻塞問題。
