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煤价上涨和机制不顺是主因
薛静认为,燃料成本占发电成本的70%以上,电煤价格持续上涨导致燃料成本增长过快,是五大集团火电业务全面亏损的主因。
统计显示,目前秦皇岛电煤价格已连续8周上扬,整体上涨77元吨左右,涨幅同比超过10%。其中,11月份的5800大卡市场动力煤价格达855元吨-865元吨,同比上涨180元吨。
据火电亏损最少的华能集团反映,尽管今年加强内部管理,使厂用电率同比下降0.46个百分点至5.31%,供电煤耗同比下降5.34克千瓦时至324.17克千瓦时,但因电煤价格上涨过快,平均单位燃料成本达225.10元千瓦时,同比增长了16.86%,以致火电仍陷入亏损。
国家电监会总监谭荣尧认为,市场机制不健全,电价政策不完善,不同程度降低了发电企业的收益。此外,供热价格远低于成本、地方政府对发电企业的财政补贴不到位也加剧了发电企业的亏损。
以山西省为例,物价部门执行的平均供热单价为15.74元,而发电企业的平均供热成本为30元到34元,价格与成本倒挂达54.23%。去年太原主力供热电厂太原一电厂、太原二电厂应收供热补贴各6000万元,但实际到位才500万元。
资产负债率偏高加重了发电企业的经营难度。国家电监会在地方调研时发现,发电厂资产负债率普遍高于90%,部分电厂已经超出了100%,以致发电企业流动资金严重不足,只能向银行贷款或向集团公司借款。举债经营使财务费用大幅上升,增加了发电成本。
应加快以市场为主导的电力改革
“电力企业主营电力业务的亏损将导致其对主营业务投入的持续减少,可能带来电力安全生产的隐患,进而影响电力工业的可持续发展。”谭荣尧认为,必须从战略的高度认识和解决发电企业主营业务的亏损问题。
薛静认为,从完全市场化竞争的角度来看,发电集团向煤炭、电解铝、港口运输、金融等上下游延伸,是“不务正业”,产业链过长,存在投资风险。但在目前煤电价格机制难以理顺的情况下,这也是不得已之举。
中电投集团是国内实行煤电一体化经营的“先锋”。集团总经理陆启洲认为煤电一体化提高了电企的竞争力。“现在发电企业不得不向上游煤炭、运输等领域寻求联营,以拓展生存空间;煤炭企业也因环境污染严重、安全事故多发等问题,有必要推进与电力等行业的重组。”
他认为,在此背景下,今年8月底国务院提出鼓励煤矿企业与电力等其他行业企业兼并重组的政策具有深义。
分析人士认为,破解发电集团主营电力业务亏损难题,长远来看还是要靠电力市场化改革,从根本上疏导煤电矛盾。
电价改革是电力改革的核心。薛静建议进一步论证煤电价格联动的科学性和操作性,用市场而不是行政办法解决煤电矛盾,避免让“煤电联动”成为“煤电联涨”。
谭荣尧认为,解决发电集团资产负债率偏高、财务费用过大问题,应营造合理的政策环境,加紧把发电企业培育成合格的市场主体。“要把竞争性资产坚决交给市场,用市场的力量来约束企业,使其控制投资速度,加强资金管理,改善债务结构。”
目前,电力“十二五”规划仍在制定中。据谭荣尧透露,参与制定规划的国家电监会提出未来5年要以输配电价改革为切入口和突破口,加快理顺电价形成机制,更多地发挥市场优化配置资源的基础性作用。
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中国电煤采购价格指数(CECI)编制办公室发布的《CECI指数分析周报》(2025年第13期)显示,CECI沿海指数中高热值煤种现货成交价格小幅下降。曹妃甸指数维持稳定。进口指数高热值煤种现货成交价下行。CECI采购经理人指数连续13期处于收缩区间,分项指数中,库存和航运分指数处于扩张区间,供给、需求和
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煤市风云变幻,部分煤种价格已逼近高成本煤矿的成本线,叠加政策调控与进口煤数量的变化,四月的煤价存在上涨预期。但高库存压制煤价,造成煤价涨幅也非常有限。且印尼斋月过后,一旦出现促销降价现象,国内煤市仍有下行压力。(来源:鄂尔多斯煤炭网作者:吴梦)对煤市走势和煤价的分析,需综合研判社
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