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负重前行的河南发电企业

作者:中国储能电站网 来源:中国电力新闻网 时间:2019-05-31 浏览:

中国电力新闻网记者 白明琴 通讯员 陈伟

自2003年深化电价改革以来,电力定价更加灵活、科学、有效。不过,与此同时,煤炭定价机制正在日益深层次地影响电力价格的形成,对电价改革产生较大影响。

当前,区域性煤价差异较大、煤电联动机制“失灵”、综合结算电价下降、企业融资难等因素,导致燃煤发电这一国民经济的基础行业,正在面临前所未有的资金、经营和生存压力,部分发电企业发展举步维艰。

近期,《中国电力报》记者深入河南省发电企业调研走访,跟踪了解,探寻当地发电企业的经营现状,分析思考其脱困之路。

2018年全省发电企业亏损增至68.96亿元

记者调研发现,近年来,河南省发电行业亏损形势严峻,且亏损额度逐年递增。

全行业亏损日益扩大。在2017年亏损42.94亿元的情形下,2018年河南省发电企业出现巨额亏损。数据显示,截至2018年底,全省八大发电集团及独立电厂共完成发电量2116.43亿千瓦时,主营业务收入674.11亿元,主营业务成本692.42亿元,财务费用48.18亿元,合计亏损68.96亿元,较上年同期增亏26.02亿元。

火电企业全面亏损。河南省发电企业效益持续大幅下滑,火电企业首当其冲。截至2018年底,大唐河南公司亏损9.9亿元,国家电投河南公司亏损12.18亿元,国电河南公司亏损5.63亿元,华能河南公司亏损4.5亿元,华电河南公司亏损4.53亿元,河南华晨公司亏损4.11亿元,河南省投公司亏损11.19亿元,独立电厂亏损8.13亿元。

资产负债率再次攀升,资金供应困难。近年来,河南省火电企业环保投入持续加大,仅2013年以来就投入环保技改资金150亿元以上,经营成本持续攀升。另外,电网企业的电费结算中,发电企业还需承担15%的承兑,致使发电企业资金周转更加困难。连续的亏损又导致发电企业资产负债率再次攀升,部分发电企业的资产负债率已超过100%,最高的资产负债率已达到167.81%。为此,部分发电企业贷款利率上浮,融资成本加大,发电企业资金安全正面临严重威胁,濒临资金断链的危险。

多重诱因导致重重困境,省内发电企业亟待破局

记者实地调研后发现,河南省发电企业重重困难的背后,有煤价、市场交易电量、市场规则等多方面的诱因。

煤价高位运行。记者了解到,自2016年第4季度以来,河南省电煤价格持续高位运行,发电成本大幅攀升,直接导致发电企业经营亏损。所调研的发电企业平均入厂标煤单价为819元/吨,较去年增长58元/吨。特别是豫南区域电厂,由于远离煤源点,运费成本更高,较豫西、豫北区域煤价平均高出66元/吨,影响电价0.02元/千瓦时以上,煤价差异最大的电厂之间,价格差异在100元/吨以上。

河南省内长协煤价偏高也不容忽视。省内长协煤入厂标煤单价较相同煤质市场煤高35~50元/吨,较省外市场煤价格则高100元/吨左右。这进一步推高了企业发电成本。

市场交易非理性竞争、降价让利幅度   大。近年来,受新增装机和新能源发电份额增加等因素的影响,河南省统调公用火电机组发电利用小时数持续下降,多数企业年度平均利用小时数仅4055小时,年度盈亏平衡电量在4000小时以上,即使全部为基础电,也仅部分发电企业能保持不亏损。随着电力市场化改革推进,发电企业基础电量计划逐年减少,市场化电量规模大幅上升,降价让利幅度大幅增加。这不仅侵蚀了发电企业的经营利润,还将发电企业推向全面亏损的沟壑。

就2018年来看,河南省全年市场交易电量超过1000亿千瓦时,同比增加400多亿千瓦时,超过火电企业全年发电量的50%。发电企业为用户平均让利、降价0.05元/千瓦时左右。但是,因为市场交易电量实行输配电价传导机制,使发电企业又额外支出0.01977元/千瓦时,最终平均让利降价近0.07元/千瓦时,全年火电企业降价让利近70亿元。

电力市场规则不够完善。豫南区域机组因市场竞争力弱拿不到市场电量,豫西北机组发电指标过剩。一方面,豫南机组因电网需求超发电量,又要按照市场最低价结算,这就加重了豫南区域电厂的经营亏损。另一方面,这也给电力、电量平衡和电网有序调度带来困难。

发电企业单边让利,加之对社会售电公司管理缺失、诚信监管不足等,都加重了河南省发电企业的亏损程度。

健全机制 综合施策

面对当前区域内发电企业遭遇的发   展困境,一些业内人士向记者提出了如下建议。

引导河南省发电企业良性发展。步入良性发展轨道,需要发电企业自身不断加快结构调整,产业升级,加强生产经营管理,提高经济技术指标水平,也需要各级政府主管部门在有序推进电力市场化和煤价等方面综合施策,给予支持。

加强用煤保障。考虑目前发电企业持续严重亏损的情形,建议政府按照河南省煤电互保政策相关要求,降低省内电煤价格,及时引导河南省煤炭价格回归合理区间。在无法实施煤电联动的情况下,建议省政府出台相关调控政策,合理下调煤炭价格。与交通、铁路等部门沟通,协调铁路运力保障。督促省内煤炭企业发扬煤电互保传统,调整年度长协定价机制,帮助发电企业解决面临的突出问题,达到煤企、电企双赢。

进一步完善交易规则。建议有关部门引导建立规范有序的电力市场化运行机制。对市场交易规则进一步细化和完善,对交易规模的确定、黑名单制度、电力用户最大负荷监管、偏差电量的计量结算等关键内容,制订更加详细的可操作的细则,提高执行规则的刚性,规范各发电主体的交易行为。同时,疏导消化输配电价价差资金,有效保障各市场主体的合法权益。

积极推动诚信体系建设。建议主管部门加强对各电力市场主体特别是社会售电公司的信用监管,对失信行为明确处罚措施,对不规范的行为执行联合惩戒措施,提高违约成本。协调解决融资难题。建议帮助维持火电企业正常生产经营所需现金。在防控债务风险的前提下,协调金融机构适度放宽对燃煤发电企业的融资限制,满足企业正常生产经营所需的现金流,帮助企业早日走出困境。  

关键字:电力

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