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近日,国家发展改革委发布消息称,一季度全国用电量增长较快,供应结构继续优化。但与此同时,火电利用小时继续下降,电力行业产能过剩风险继续积聚。2016年全国火电设备利用小时降至4165小时,预计今年全年火电设备利用小时再下降100小时左右。自备电厂装机容量仍快速增长,进一步加剧了电力供应能力过剩风险。
电煤价格上涨、交易电量比例提高、发电结算电价继续下降等问题造成发电企业经营问题突出,煤电企业成本难以及时有效向外疏导,重点发电企业煤电板块已出现全面亏损。其中,一季度五大发电集团火电亏损加剧,利润同比下降119.7%。
5月4日,《证券日报》报道,“16家电企一季度集体亏损”。报道称,根据东方财富Choice数据统计,在38家电企中,有16家一季度净利润亏损,19家电企净利润同比下滑。其中,亏损额最高的电企分别是漳泽电力、华银电力和内蒙华电。分析机构认为,2017年以来,电煤价格仍处于高位运行状态,以2017年全年电煤价格较3月份水平下降5%水平测算,除华东、华南地区处于微利状态外,其它地区煤电企业均将面临大面积亏损。
由于下跌速度较缓,持续处于高位的煤价使煤电矛盾不断升级。因此,国家发展改革委表示,要进一步深化电力体制改革,落实优先发电优先购电制度,继续推进电力直接交易,提高电力运行调节水平。增加煤炭有效供应,督促煤电签订和履行电煤中长期合同,促使煤炭价格尽快回归合理区间,减轻煤电企业经营困难。
持续亏损将威胁煤电行业健康发展
在成本因素方面,2017年煤电行业燃料成本将比上年大幅上涨;煤电设备利用小时继续下降导致发电边际成本继续上升;此外,煤电行业环保投入成本继续增加。在收入因素方面,2016年煤电标杆电价下调3分钱/千瓦时的影响在2017年继续延续;市场化交易方面煤电行业让利规模超过上年;此外,市场化交易电量中的环保电价补贴难以落实。可见,2017年煤电行业成本继续大幅上涨,收入反而继续下降,仍然不能将上涨的成本有效疏导,若后续煤价不能有效回调至合理区间,将导致煤电行业整体亏损,负债率迅速攀升,也将导致发电行业利润大幅下降,甚至出现整体亏损。煤电企业的持续亏损和高负债,将影响企业的正常经营和企业职工队伍稳定;不利于国有资产的保值增值;极有可能影响电厂正常技术改造、电力安全等投资,增加安全生产隐患;严重影响电力行业的产业转型升级乃至电力安全稳定供应。
——4月《中国电力企业管理》
多方面原因导致发电亏损
目前我国电力存在较为严重的产能过剩,从需求方来说,在我国经济下行压力不断增大的背景下,中国电力企业联合会预测今年用电量增速将只有3%,增长缓慢;从供给方来说,由于目前市场化改革尚不到位,火电、核电、风电等项目由发改、能源等部门审批,生产出来的电力均由电网公司按照定价收购,因此部分电厂不顾实际情况,只要能拿到批复和贷款,就不断建设,进一步加重了电力过剩的情况。
如果电改进行到位,电厂可以在交易平台上与购电企业直接对接,通过提前签约等方式了解购电企业的实际需求,根据需求量自行安排下一年度的发电量,通过精准发电的方式减少电力的浪费,改善电力过剩的状况,电价才能有所回升。
而在煤炭价格方面,在市场化交易机制未能制定的今天,国家只能不断助推煤企与电企签订中长期合同,尽可能保持煤电价格的联动性与稳定性,但签约后仍有一定的违约率,煤价上涨时煤企为获利可能违约,煤价下跌时电企则有可能解约。但在市场化交易推广后,电企可以自行调节价格,虽然煤价仍会出现波动,但电价也会随之调整,电企受到的影响就会减少。
——中国能源网首席信息官韩晓平接受采访时表示
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