2019年宁夏部分燃煤发电企业生产经营现状的调研报告

国家能源局西北监管局近日发布了关于2019年宁夏部分燃煤发电企业生产经营现状的调研报告。

为进一步准确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，按照西北能源监管局工作安排，在前期调研的基础上，2019年12月6日,宁夏业务办组织部分宁夏电网统调发电企业召开了2019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有限责任公司等30余家企业代表参加了本次会议。现将调研和会议反馈具体情况整理如下：

一、宁夏发电行业基本情况

截止2019年11月30日，宁夏电网统调总装机容量为4583万千瓦。其中：火电2666万千瓦，占比58.2%；水电42.2万千瓦，占比0.9%；风电1036.1万千瓦，占比22.6%；光伏838.7万千瓦（含分布式光伏69.5万千瓦），占比18.3％，新能源总装机容量1874.8万千瓦，占比40.9%。

2019年1至11月，宁夏电网统调年累计发电量1425.6亿千瓦时，同比增加7.5%。其中：火电发电量1137.9亿千瓦时，同比增加7.8%；水电发电量20.4亿千瓦时，同比增加9.9%；风电发电量163.2亿千瓦时，同比下降3.5%；光伏发电量104.1亿千瓦时，同比增加 24.7%。

收集数据的10家电厂共计32台燃煤火电机组，发电总装机1626万千瓦，占宁夏统调燃煤火电机组的60.99%。其中，20万级机组2台，30万级机组16台，60万级机组10台，100万级机组4台。10家电厂总资产452.61亿元，总负债360.98亿元，平均负债率79.75%。2019年1至11月，10家电厂营业收入总额145.51亿元，利润总额-4.98亿元。10家发电企业中，大部分电厂实现了减少亏损，个别电厂扭亏为盈（3家盈利，7家亏损）。

二、宁夏电煤供需情况

国家能源集团宁夏煤业有限责任公司（宁夏主要煤炭生产销售企业，年产煤量占宁夏规模以上原煤产量的80%左右，以下称“宁夏煤业公司”）有关负责同志介绍，2019年公司煤炭产量约5900万吨，全年宁夏电煤需求约5600万吨，宁夏煤业公司供应约2000万吨,电煤价格比较平稳，约每吨340元（发热量4500大卡）。预计2020年宁夏煤业集团产煤6000万吨，宁夏电煤需求较2019年略有上升，宁夏煤业公司供应电煤与2019年基本相同，约2000万吨。宁夏煤业公司将采取保持电煤价格平稳的策略，但基本没有价格下降的空间。

三、存在的问题

1、燃煤成本疏导滞后，连续三年大面积亏损将成定局

燃煤发电企业普遍反映，2019年，虽然通过配煤、改进机组效率、加强生产经营管理等控制措施进一步压缩成本，把握辅助服务市场建设运行等外部有利契机努力增加收益，但受电煤价格持续高位运行、燃煤成本疏导不畅的两端限制，大部分企业亏损局面难以扭转。2016年下半年以来宁夏4500大卡电煤已从每吨200元上涨到340元，涨幅70%。与此同时，宁夏燃煤发电标杆上网电价从2016年1月1日起至今未跟随煤价上涨仍为0.2595元/千瓦时。2019年1至11月，收集数据的10家燃煤发电企业中，仍有7家亏损。预计2019年将成为宁夏燃煤发电企业连续大面积亏损的第三年。

2、融资难度进一步加大，资金链断裂风险攀升

由于企业连年亏损，缺乏金融机构认可的盈利预期，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，利率顶格上浮。个别企业甚至出现金融机构不再发放新增贷款的情况，依靠股东增加注资维持企业运转。宁夏燃煤发电企业资金链断裂风险不断加大。

3、粉煤灰综合利用严重不足，处置费用加重负担

由于利用能力、运输费用限制，粉煤灰综合利用局限于城市建筑、道路工程等本地基础设施建设范围内。受房地产市场低迷、基础设施建设投资放缓等因素影响，宁夏粉煤灰综合利用市场严重供大于求。公开资料显示，2017年全区一般工业固体废物产生量3799.21万吨（含粉煤灰1297.92万吨），固体废物综合利用量1724.39万吨，综合利用率为45.39%。不能利用的粉煤灰需发电企业自行承担运输贮存等处置费用。2019年1至11月，某燃煤发电企业粉煤灰处置费用高达9000多万元，平均每吨处置费用超过50元。

4、承兑汇票占比长期居高不下，现金流岌岌可危

受宁夏工业产业结构影响，煤电企业收到的电费收入中承兑汇票比例长期居高不下，占比约60%左右。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。2019年已支付的电费中已经出现商业承兑汇票和个别低信用城商银行的承兑汇票无法兑付的情况。例如，破产的锦州银行承兑汇票已无法兑付。

5、部分电厂超净排放电价未执行到位，不利于环保政策在煤电行业落实

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年外送电规模将达到650亿千瓦时。目前，外送通道配套电源均已实现超净排放，但仍有部分外送电超净排放电价未落实。

6、交易组织与市场发展尚不平衡，影响交易行为

交易组织应与市场建设进度相适应。当前，交易系统软硬件配置、参与主体交易人员配备等条件还需要进一步完善。

四、相关意见建议

针对以上问题，煤电企业提出了相关意见建议。

1、进一步完善电价市场形成机制，真实反映供求关系。当前，我国正处于电力市场的过渡阶段。政府定价机制还没有退出，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。建议进一步完善上网电价市场形成机制。以长协机制稳定存量市场，中短期交易探索增量市场。一方面通过发用双方协商签订长期交易合同，约定技术经济参数，锁定量价范围，避免出现缺电时无电可用、电力富余时无电可发现象。另一方面，在增量市场开展中短期交易试点，发现价格信号，真实反映资源稀缺程度，指导长期协议签订。在市场机制完全建立之前，建议适当调整管控机制，按实际情况增加电价调整频次，缩短燃煤成本疏导滞后时间。

2、加大资金支持力度，缓解煤电行业资金短缺现状。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、长期发展前景好的企业给予有效支持。

3、加快发展粉煤灰再利用产业，提高固废物处理能力。建议地方政府引进先进技术，发展粉煤灰深加工产业，增加综合利用途径，增强利用能力，变废为宝。同时，合理加大灰厂建设支持力度，降低宁夏电厂粉煤灰处理难度和处理费用。

4、各行业共担承兑汇票风险，携手共渡难关。一是用电企业尽力减少收入承兑汇票，在自身承担部分贴息的基础上，分散支付，避免大量承兑汇票流入电力行业；二是用电企业着重减少收入大额、长期、低信用等级银行汇票及商业汇票；三是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后，按比例公平给付煤电企业电费。形成各行业其间承兑汇票风险，良性互动发展的局面。

5、及时落实超净排放电价，为生态文明社会建设助力。建议价格主管部门，按照谁受益谁支付、完成一家疏导一家的原则，及时疏导超净排放电价，提高企业超净排放改造建设运行的积极性。

6、及时完善交易组织方式，彰显公平原则。一是进一步完善交易机制，健全交易品种和出清方式；二是完善交易支持系统建设；三是参与主体应高度重视，切实提高的参与交易能力和水平。