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煤价基本没有下降空间 煤电企业如何脱困

2019-01-23 09:29:00    

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  为进一步了解和掌握宁夏自治区发电企业生产经营现状,正确研判行业发展趋势,2018年12月,西北能源监管局宁夏业务办组织部分燃煤发电企业召开了2018年度生产经营情况座谈会。各大发电集团在宁分公司、独立发电企业、新能源发电企业及国家能源集团宁夏煤业集团等30余家企业代表参加了会议。

  绝大部分煤电企业出现亏损

  截至2019-01-23,宁夏电网统调总装机容量为42472.076兆瓦。其中:火电24000.4兆瓦,占比56.51%;水电422.3兆瓦,占比0.99%;风电10111.28兆瓦,占比23.81%;光伏7938.096兆瓦(含分布式光伏571.5兆瓦),占比18.69%,新能源总装机容量18049.38兆瓦,占比42.50%。

  2018年1—11月,宁夏电网统调机组累计发电量1315.41亿千瓦时,同比增加11.88%。其中:火电发电量1044.11亿千瓦时,同比增加9.49%;水电发电量18.59亿千瓦时,同比增加28.68%;风电发电量169.22亿千瓦时,同比增加19.86%;光伏发电量83.49亿千瓦时,同比增加25.62%。

  本次收集数据的14家电厂共计36台燃煤火电机组,发电总装机18200兆瓦,总资产443.85亿元,总负债335.11亿元,平均负债率75.5%。2018年1—11月,14家电厂营业收入总额145.23亿元,利润总额-16.48亿元;14家发电企业中,仅有2家略微盈利,其余12家全部亏损。

  煤价基本没有下降空间

  国家能源集团宁夏煤业集团(宁夏最大的煤炭生产企业,以下称“宁夏煤业集团”)有关负责人介绍,2018年集团煤炭产量约6200万吨,煤炭销量约6320万吨(向外采购140万吨,2017年底库存500万吨);全年宁夏电煤需求约5600至5800万吨,宁夏煤业集团供应约2000至2050万吨,电煤价格比较平稳,约每吨340元(发热量4500大卡)。

  预计2019年宁夏煤业集团产煤5750万吨,煤炭销量约6200万吨(向外采购500万吨);预计2019年宁夏电煤需求较2018年还会有所上涨,宁夏煤业集团供应电煤2050万吨,基本与2018年持平,采取保持电煤价格平稳的策略,但价格下降的空间基本没有。

  面临价格倒挂等多重难题

  电煤价格居高与上网电价偏低的矛盾未及时疏导。在收集数据的14家电厂中,2018年1至11月,入厂标煤单价最高为584.24元/吨,最低为434.25元/吨;单位发电成本最高为281.44元/千千瓦时,最低为205元/千千瓦时。而宁夏的燃煤火电上网标杆电价为259.5元/千千瓦时,部分企业已经出现发电成本与上网标杆电价倒挂的现象。预计2018年宁夏燃煤火电企业将再次出现大面积亏损现象。煤炭价格市场化与火电上网电价管控的矛盾凸显,现行的上网电价形成机制不能及时反映煤炭价格市场变化,疏导滞后。

  部分煤电企业成为“僵尸企业”的风险进一步增大。按照现行上网电价和2019年煤炭供需形势预测,2019年宁夏煤电企业出现大面积亏损的可能性较大。部分宁夏煤电企业将在2019年出现连续三年亏损的局面,成为“僵尸企业”的风险进一步增加。

  燃煤火电企业融资困难。由于企业亏损,偿还债务能力大幅削弱,金融机构对燃煤火电企业信贷实施了严格的信贷管控措施。亏损企业续贷需新增可靠担保人和抵押物。国有企业大部分由上级集团公司或盈利的兄弟企业担保续贷,且利率也有不同程度上浮。

  承兑汇票比例偏高。受宁夏工业产业结构影响,电网企业收入的电费承兑汇票比例较高,煤电企业收到的电费收入中承兑汇票比例长期居高不下。企业为维持现金流,采用贴息方式将部分承兑汇票提前兑付。宁夏各煤电企业每年都需支付少则数十万、多则上千万的贴现利息,进一步加重了企业负担。

  部分超净排放电费无着落。一是部分宁夏区内自用已完成超净排放改造的机组超净电价未疏导;二是部分外送电的超净排放电价未落实。宁夏外送电规模巨大,预计2019年外送电规模将与区内用电规模基本持平。目前,外送通道配套电厂均已实现超净排放,但仍有部分外送电超净排放电价未落实。

  供热成本与供热价格严重倒挂。宁夏现行各市县的供热价格普遍为2009年左右制定的。至今,10年左右的时间内,虽有个别市县进行了小幅调整,但总体来说,均不足以弥补燃料成本上涨。以银川为例,2009年制定的居民采暖价格为每平方米每月3.8元。某热电企业测算的供热成本为每平米每月4.69元。供热成本与供热价格严重倒挂。个别热电企业已经提出采用来料加工且不收加工费的方式供热。

  煤电企业提出多项脱困建议

  针对以上问题,煤电企业提出了相关意见建议。

  进一步完善上网电价市场形成机制,真实反映供求关系。当前,我国正处于电力市场的过渡阶段。电价管控机制还没有退出,市场机制还未完全建立。两种机制相互影响相互作用形成的电价存在一定程度的失真。在市场机制完全建立之前,建议适当调整管控机制,分区域,按实际情况增加电价调整频次,缩短电价疏导滞后时间。

  加大优质煤电企业资金支持力度。电力行业是现代工业体系的重要传导中枢,在国民经济发展中发挥着不可替代的作用。煤电行业是资金密集型产业,资金短缺会限制煤电行业发挥效益。建议金融机构对各煤电企业进行甄别,对于经营能力强、发展前景好的企业给予相应的支持。

  降低承兑汇票比例。建议电网企业收到承兑汇票后,在力所能及的情况下消化一部分承兑汇票,而后按比例公平给付煤电企业电费。

  落实超净排放电费。按照“谁受益,谁支付”的原则,电力落地地区应向超净排放的煤电企业支付相应电费。建议价格主管部门按照超净排放改造“完成一家,疏导一家”的原则,及时疏导超净排放电价。

  疏导煤热价格矛盾。建议市县政府考虑热电企业提出的合理热价调整需求,在充分论证和广泛征求意见的基础上,合理上调供热价格。尽快探索建立热力供应市场机制。

编辑:陈曦     来源:国家能源局西北监管局
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