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此外,由于电力市场机制不健全,进一步导致上网电价非正常大幅下降。2015年以来,电改9号文及相关配套文件相继发布,尤其是国家发改委最近又发布了《关于有序放开发用电计划的通知》。中电联调研组在调研中发现,原有的电量计划分配原则被打破,新的计划电量分配却被附加了许多条件,没有体现公平原则。比如,有的省份出台了“煤电互保”政策,强迫电力企业补贴煤炭企业。尤其是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,致使发电企业面临大幅单边降价的巨大经营风险。从部分发电集团统计数据看,2016年1~11月,交易电量占发电量的比重在30%左右,交易电价平均降幅在4~8分/千瓦时,五大发电集团总让利达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。
经济新常态下用电消费进入中速增长期,电力供应由偏紧转为相对富余,煤电产能过剩矛盾显现,煤电机组遭遇的电量电价双降,使得原本背负着沉重燃料成本压力的煤电更是雪上加霜。
煤电止亏关键在于建立健全电力市场体系
由于我国能源资源禀赋所决定,煤电在电源中占比虽有所下降,但在电力“十三五”规划中,到2020年煤电装机仍将占整个电力装机容量的55%。煤电行业愈演愈烈的大面积亏损已影响到整个行业的健康发展。如果进一步发展,将有可能危及电力的安全可靠供应。
根据本刊记者的调查,以及各研究机构和行业专家的分析,导致当前煤电亏损,最主要的因素分别为燃料成本上涨、最终电价下降(包括标杆上网电价下调以及市场化交易电价的下降),这两个因素是当前影响煤电行业效益的决定性因素。其中,燃料成本占总成本的比重目前已接近四分之三。虽然利用小时也是重要影响因素,但影响程度远小于燃料成本及执行电价。
大多数业内专家认为,当前煤电止亏的直接而有效的办法,就是降煤价涨电价。专家们认为,我国煤电生态虽然是“市场煤”和“计划电”的双重格局,但分析当前煤价高企和电价下跌的深层次原因,恰恰是因为“市场煤”的非市场因素和“计划电”的非计划因素耦合交织,其根源在于“非市场之手”制约和影响了市场配置资源的作用。
本轮煤价上涨方式不同于以往,而是自2016年第四季度开始陡涨。其背后原因首先是在政府宏观调控下,加速推进煤炭去产能。从2016年4月份起,煤炭行业生产推行276个工作日制度,煤炭企业效益逐步改善,煤炭供给侧结构性改革效果明显。但也导致全国全年原煤产量下降9.0%,产量降幅超过同期煤炭消费量降幅4.3个百分点,电煤供需失衡,全国电煤供需形势从宽松逐步转为偏紧,电煤价格急剧上涨。秦皇岛5500大卡市场动力煤价格从6月底的400元/吨,快速上涨至11月上旬的700元/吨,短短4个多月时间内累计上涨300元/吨、涨幅达到75%。煤价涨幅远远高于生产成本的增加,三季度煤炭生产企业开始由被动减产变为主动减产,这也是造成煤价暴涨的原因之一。
记者在采访中还了解到,大型煤企通过联合销售和价格歧视等手段,进一步推高了煤价。2016年底,神华、中煤、同煤及伊泰集团抛出“将2017年电煤年度合同分为央企、地方企业及市场客户”的三级销售方案,五大电力、国投及华润七家央企电力集团率先签订了2017年电煤的年度合同,而对地方企业(如粤电、浙能)实施差异化销售策略(地方企业超过央企的采购煤价40元/吨)。除此之外,电煤长协合同的履行缺乏有效监管,合同兑现率偏低,兑现率高的仅占合同总量的70%,兑现率低的仅为50%,价格调整的随意性大。问题的另一面是,煤电企业的用煤自主权受到管制。比如,华南区域的煤电企业具有进口煤炭的天然优势,但是地方相关部门将用煤来源与上网电量挂钩,进口煤遭遇政策遏制。
电煤定价的主导权完全掌握在煤炭一方,只能以煤电价格联动为预期,本质上还是政府这只“看得见”的手在掌控。可见,煤电止亏关键是要进一步完善煤炭市场交易体系,让电煤真正回归市场本位。这亟需推进配套改革,特别是电价改革。电价最终必须实现主要由市场方式确定,而电力市场体系的建立又决定着电价改革的进程。因此,我们必须推动政府主管部门遵循市场经济规律,加快建立健全电力市场体系,让煤炭、煤电企业成为真正的市场主体,只有这样才能使煤电企业打开政策性亏损的死结。
2015年以来,新一轮电力体制改革逐步走向深水区,以市场化改革为统领,以结构优化为着眼点,极大地促进了我国电力工业持续健康发展。但对煤电来说,却是最难的时代。夹缝求生,煤电企业不能坐以待毙,要积极开展自我救赎。比如,持续推进煤电联营,打造煤电利益共同体;加强企业内部管控,做好提质增效;积极开拓国内外市场,积极培育新的经济增长点。煤电企业只有持之以恒做好开源节流和降本增效工作,不断追求卓越,才能在夹缝中为自身生存与发展赢得有限的腾挪空间。
(本文刊载于《中国电力企业管理》2017年4期,作者系本刊主编)
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