上半年全国直接交易电量8592亿千瓦时同比增59.5%-北极星售电网

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今年上半年，我国经济保持了稳中向好态势，电力市场出现积极变化，全社会用电量约2.95万亿千瓦时，同比增长6.3%，增速较去年同期回升3.7个百分点。然而，受电力产能整体过剩、电价下行、直接交易电量增加、煤价反弹等多重因素影响，五大发电集团实现利润总额 111.9亿元，同比下降146.7%，出现“断崖式”下滑，煤电企业亏损面和亏损额不断扩大，生产经营形势十分严峻。

四大挑战并存

随着我国经济进入新常态，供给侧结构性改革持续深化，市场竞争加剧，清洁低碳绿色能源发展加快，电力需求已进入低速增长阶段。机组平均利用小时下降，特别是煤电机组利用小时下降和综合电价水平下降是必然趋势，电力企业经营发展面临诸多问题和挑战。

电力产能供大于求，利用小时处历史低位。2016年，我国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时为3785小时，同比减少203小时。其中，火电设备平均利用小时为4165小时，同比减少199小时。今年上半年，全社会用电量增速有所回升，五大发电集团火电设备平均利用小时数普遍处于2000小时左右，虽同比去年均略有升高，但整体水平仍处于历史低位。

直接交易电量增加，上网电价大幅降低。2013年以来，煤电标杆上网电价4次下调，累计下调7.44分，发电企业盈利水平明显下降。随着电力体制改革进一步深入，2016年全国直接交易电量约为7218亿千瓦时，占全社会用电量的12%，比2105年增加1倍。今年上半年，全国直接交易电量8592亿千瓦时，同比增长59.5%，直接交易电量的增加导致电价大幅下降，平均达到3.87分/千瓦时，五大发电企业因此让利超过280亿元。

煤炭市场政策调控，价格持续高位运行。由于去产能政策、需求波动、安全检查、环保治理等多重因素影响，2017年以来煤炭价格呈多频宽幅波动态势。上半年五大发电集团入炉标煤单价居高不下，累计因煤价上涨减利约700亿元。目前，环渤海动力煤价格仍处于价格调控的高位区间。受严控进口煤、煤矿安全管控升级、备冬储煤等因素影响，预计煤炭市场今后一段时期供需处于紧平衡态势，煤价仍将高位运行。

资金市场稳中趋紧，债务风险不断加大。今年以来，国家把防范化解系统性金融风险放在更加重要的位置，货币政策坚持稳健中性，推动经济去杠杆，市场流动性趋紧，融资成本不断上升，企业资金接续面临较大压力，一些煤电企业面临资金链断裂的风险。同时，由于亏损严重，煤电企业设备投入不足，设备可靠性降低，对电力安全生产也造成不利影响。

煤电运营需良好环境

电力企业经营困难情况得到了国家有关部门的重视，为缓解煤电经营压力，国务院取消了向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆上网电价。但现实是骨感的，预计下半年社会用电需求增速将放缓至4%左右，全年增长5%左右，电力市场“量增价跌”趋势会更加明显，企业面临的经营环境依然复杂严峻。为实现行业健康发展，需统筹施策、精准发力，确保经济社会发展合理的电力供给。

继续深化电力体制改革。充分认识电力产能过剩风险，正确把握电力体制改革导向，引导发电企业高度重视面临的困难，积极推进发电企业深化改革，促使发电企业从生产型向生产经营型转变，从电网供应商向电力用户服务商转变。用市场机制倒逼发电企业约束新建发电项目的投资行为，使其主动作为，加快淘汰落后产能，严控新增产能，控制装机容量的过快增长。争取“十三五”后三年装机容量增幅低于全社会用电量增幅，缓解电力供大于求的矛盾。

完善电力成本疏导机制。依据煤炭开采与运输成本和发电企业成本承受能力，进一步完善煤电价格联动机制，建立煤炭与电力两个上下游行业互利共赢健康发展的长效合作机制。压缩“市场煤、计划电”之间存在的时滞，缩短联动周期，提高联动灵活性。可借鉴成品油价格机制运行情况，实行小幅快调的成本疏导制度，充分利用市场机制内力和政府作用外力，保证煤电企业正常生产运营。

优化存量煤电资源配置。对发电企业按照要求主动淘汰或停运的现有市场竞争力较差的产能，通过“产能置换、电量转移”的方式进行优化配置。对于淘汰机组损失的产能，可以以新增先进产能进行置换;对于淘汰及停运机组损失的电量，可以通过发电权交易等形式转移至同一区域或同一厂区其他先进煤电机组，提升先进煤电机组设备利用小时数。

完善煤炭市场定价机制。目前一些火电厂边际利润已出现倒挂，主要原因是电煤涨价导致燃料成本增加。要加强市场调节，利用国内国外两种资源，保障电煤需求，促使煤价调整至合理区间。国内对符合条件的煤矿尽快释放先进产能，同时适当调整进口煤政策，增加进口煤额度。增加电煤长协量，提高长协合同兑现率，完善直达电煤长协定价机制，促进电煤长协保供稳价作用充分发挥，合理引导市场预期。

建立完善科学的电价形成机制。加强电力市场监管，规范电力市场交易行为，依据市场培育发育程度和企业承受能力推进改革的进度，有序放开直接交易发用电计划。电力行业企业应积极参与电力市场体制机制建设和完善工作，主动营造并维护正常的市场秩序，反对恶性竞争。同时，注重研究煤电上网电价的科学性问题，全面核定输配环节合理成本和准许收益，确保中间环节的价格和成本得到有效管控，使煤电等发电企业和用电企业对输配环节的成本费用能够形成明确合理的预期。

加快清洁能源对煤电的替代。优先发展清洁能源，加大核电和新能源电量并网消纳，减少弃置损失，满足新增电力需求，避免在煤电行业形成新的锁定效应和产能过剩。切实落实对清洁能源的优惠政策，推进核电等清洁能源与火电发电权交易置换，鼓励风电、光伏发电企业参与电力直接交易。坚持输出与就地消纳并重，加快电网建设，积极推广基于远程输送和就地消纳清洁能源发电的电采暖等电能替代等措施，提高清洁能源的利用率。

整合资源提高行业集中度。加快电力行业供给侧深度调整重组步伐，鼓励自身有意愿、外界又看好的电力煤炭等产业链上下游企业整合重组，进行强强联合。提升行业集中度，优化资源配置，集中资源形成合力，更好发挥产业协同效应，减少无序竞争和同质化经营，改善电力领域供需结构，提升盈利水平，促进行业健康发展。

(作者供职于国家电力投资集团科学技术研究院有限公司)

原标题：刍议煤电运营困境如何化解

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