发电企业运行观察：积极应对经营困境 从电力市场化改革寻求出路

今年一季度，包括中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司在内的五大发电集团坚持稳字当头、稳中求进，普遍实现“开门红”。从一季度生产经营数据披露情况看，国家能源集团当期生产煤炭1.52亿吨，同比增长6.7%，煤炭销量1.96亿吨。发电量完成2742亿千瓦时，其中，火电发电量完成2352亿千瓦时，同比增长6.7%。中国华能一季度经营业绩也好于预期，降本控费扎实有效，营业收入同比增长21.7%，利润、净利润超日历进度，电热量价齐升。中国大唐、中国华电、国家电投则分别表示，“在逆境中实现扭亏为盈，如期实现一季度‘满堂红’”“总体实现了开门红、开局稳”“生产经营实现开门红”。综合各集团公开发布信息，一季度五大发电集团均在努力推动转型升级、扭转经营颓势上发力，在常规发电保供稳供的基础上，积极布局发展新能源。

（来源：微信公众号“中国电业与能源”作者：余璇 杜明俐）

积极应对经营困境

“今年以来，面对百年变局加速演进、疫情形势严峻复杂、电煤价格居高不下‘三重压力’，集团公司在逆境中实现扭亏为盈，转型发展步伐稳中加快。”中国大唐党组书记、董事长邹磊在一季度经济运行分析暨保供增效工作表彰会议中指出。国家电投党组书记、董事长钱智民在2022年第6次党组专题会、4月份生产经营工作例会、第7次领导班子碰头会上也表示，当前，受新冠疫情反弹、国际局势动荡等因素影响，在资源类大宗商品价格易涨难跌的大背景下，国家电投全年生产经营形势依然严峻，应密切关注、积极应对。日前，五大发电集团旗下核心上市公司发布2021年财报显示，2021年，华能国际、大唐发电、华电国际、国电电力、中国电力5家上市公司合计营收6153.58亿元，均呈现由盈转亏，共计亏损269.77亿元，较上年同期179.87亿元的盈利，下滑249.98%。巨亏之下，发电企业可谓负重前行。在新冠疫情、国际局势动荡、煤价暴涨、能源保供等多重因素的影响下，发电企业尽管一季度实现扭亏为赢，但全年发展走向仍不明朗。作为煤电企业占比最高的成本支出，煤炭价格上涨是导致发电企业大面积亏损的关键因素。中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）发布的《2022年一季度全国电力供需形势分析预测报告》显示，一季度，全国全社会用电量2.04万亿千瓦时，同比增长5.0%。但电煤价格总体高位上涨，一季度全国煤电企业电煤采购成本同比额外增加1300亿元左右，煤电企业仍大面积亏损。中电联称，燃料成本大幅上涨，涨幅远高于煤电企业售电价格涨幅，导致大型发电集团仍有超过一半以上的煤电企业处于亏损状态。煤电企业持续大幅亏损，部分企业现金流异常紧张，增加电力安全稳定供应风险。由于热力价格大部分涉及民生，热价难随燃料成本上涨而疏导，热电联产企业也呈现大面积亏损状态。从一季度工作会中也可以看出，煤价电价政策是各集团关注的重点内容。时任中国大唐总经理、党组副书记寇伟在一季度经济运行分析暨保供增效工作表彰会议上指出，要积极争取政策，统筹保供控价，加强市场煤采购管控，严格落实国家煤炭价格机制。国家电投党组副书记、董事、总经理江毅强调，要高度重视电煤保量控价工作，切实抓好煤炭中长期合同签订及中长期合同电量电价谈判工作。要重点关注煤电亏损单位，在做好保供的基础上，进一步优化发电策略。

从电力市场化改革寻求出路

“虽然目前煤电的‘压舱石’地位暂时不会发生根本性变化，但从长远看，火电行业再也不可能回到从前。”业内人士表示。“‘煤电顶牛’现象，是我国煤电发展过程中挥之不去的一片阴霾，其产生的根源在于市场的‘煤’和计划的‘电’发生冲突，难以做到有机衔接。”中国能源建设集团投资有限公司总经济师徐进指出。不过，随着《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》的相继发布，为有效完善煤、电价格传导机制，引导煤炭价格在合理区间运行，保持煤电企业正常运营带来了曙光。“在科技突破前，煤炭和煤电都是我国主要的能源保障力量。解决电煤价格问题，还是需要出台中长期煤炭规划，持续增加供给能力，才能稳定长期的煤炭供应，进而稳定煤价，其他措施都是‘止疼药’。”业内人士指出，通过市场化改革，将可再生能源的消纳成本显性化，也将煤电提供的调节和有效容量商品可计量化，对理性、客观衡量煤电在能源安全和保证经济发展中的作用有积极意义。中电联也建议，要加快推动形成市场化电价体系，合理疏导产业链上游成本。包括形成促进新型电力系统建设的市场体系和电价机制，疏导大规模消纳新能源所增加的系统运行成本。贯彻落实《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》要求，尽快将煤电电价调整到位，缓解由于燃料成本高涨导致的电力供应风险。推动高耗能企业进入市场，交易电价不设上限。进一步明确跨省跨区送电交易价格形成机制，外送价格浮动机制按照落地省燃煤发电基准价执行。“煤电价格市场化改革不可避免，让市场在资源配置中占决定性作用是市场经济的本质要求，煤电价格市场化改革有利于还原煤电的商品属性，但煤电又不是一般普遍商品，不能完全交给市场主导，也需要一定的政府指导。”徐进认为。有发电企业内部人士则建议，电力市场深化改革的顶层设计要充分考同质化、差异化竞争，为老发电企业纾困解难。一方面要控制好煤炭、气价的非理性上涨；另一方面要尊重规律，建立30万千瓦机组、60万千瓦机组、100万千瓦机组各自的赛道，才能更好调动诸如30、60万千瓦等级机组老发电企业投入科技创新、对标管理、节能降耗的积极性和创造性。另外，据能源监管有关人士透露，针对煤电企业的困境，下阶段监管重点主要在：一是从燃料供应入手，要求煤炭企业按照核定量释放产能；二是加强监控电煤长协履约率，从信用建设方面给予支持；三是探索承担电网调峰调频的煤电企业在可再生能源项目配置中的优先权试点，远期可按照煤电容量占比实行新能源配额制。

加快绿色低碳转型谋求新路

今年一季度，我国非化石能源发电装机占比不断提升，接近总装机容量一半，煤电装机比重下降至46.1%。从分类型投资、发电装机、发电量增速及结构变化等情况看，电力发展延续绿色低碳转型趋势。据公开信息，一季度中国华能新能源项目核准（备案）容量同比翻番，大基地大项目开发持续发力，核电水电发展稳步推进。国家能源集团新能源项目完成投资80.8亿元，同比增长99.4%。龙源电力、国华投资、国电电力三大新能源主力将加快推动山东、江苏等海上风电项目建设，有序推动青海玛尔挡“水光蓄储”千万千瓦级多能互补一体化能源基地建设，向新能源新材料新技术等领域的低碳绿色转型进一步提速。“应利用短暂的窗口期实现转型，在大力发展新能源的同时，对现有机组系统进行改造升级，建设多类型的大规模储能和氢能作为灵活电源，占领调峰电源体系‘新高地’，满足新型电力系统对发电侧的新要求，主动应对新能源的爆发性增长。”针对发电企业绿色低碳转型，业内人士表示。据中电联预测，在新能源快速发展带动下，2022年基建新增装机规模将创历史新高，预计全年全国基建新增发电装机容量2.3亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机投产1.8亿千瓦左右。预计2022年底全国发电装机容量26亿千瓦，同比增长9%左右。煤电装机容量11.4亿千瓦左右；非化石能源发电装机合计达到13亿千瓦左右，占总装机容量比重首次上升至50%。水电4.1亿千瓦、并网风电3.8亿千瓦、并网太阳能发电4.0亿千瓦、核电5557万千瓦、生物质发电4500万千瓦左右。发电企业稳步转型迫在眉睫，针对目前发电企业提质增效、扭亏脱困、绿色转型等问题，一家发电企业相关负责人认为，一是以强化经营协同为抓手，提升市场营销水平。加强营销、燃料、生产、财务各专业协同配合，加强与电网协调，动态优化开机方式及负荷率，抓好内部电量优化转移，实现综合效益最大化。二是以建立市场快速响应机制为抓手，严控燃料成本。加强动力煤期货研究，密切关注煤矿产量、销量及相关政策，提高市场分析研判能力，建立煤价走势分析曲线图，有效指导采购工作，快速响应市场变化。三是以完善新能源生产经营管理体系为抓手，提升新能源整体竞争力。加大与电网协调力度，争取同区域风火联合调度，尽可能减少“弃风”损失。四是以提高产品附加值为抓手，提升火电企业竞争力。加强灰渣、粉煤灰、石膏、热水等电力生产附加品的全价值链管理、商品化转换，实施市场化运作，提高产品价值。积极响应煤电市场准入、调峰需求、市场规则变化，统筹“三改联动”，降低度电成本。