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煤价基本没有下降空间煤电企业如何脱困
发表日期:2019-01-16 浏览次数: 字体:
 

  为进一步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,2018年12月,西北能源监管局宁夏业务办组织部分燃煤发电企业召开了2018年度生产经营情况座谈会。各大发电集团在宁分最新澳门博彩官网大全、独立发电企业、新能源发电企业及国家能源集团宁夏煤业集团等30余家企业代表参加了会议。

  绝大部分煤电企业出现亏损

  截至2018年11月30日,宁夏电网统调总装机容量为42472.076兆瓦。其中:火电24000.4兆瓦,占比56.51%;水电422.3兆瓦,占比0.99%;风电10111.28兆瓦,占比23.81%;光伏7938.096兆瓦(含分布式光伏571.5兆瓦),占比18.69%,新能源总装机容量18049.38兆瓦,占比42.50%。

  2018年1—11月,宁夏电网统调机组累计发电量1315.41亿千瓦时,同比增加11.88%。其中:火电发电量1044.11亿千瓦时,同比增加9.49%;水电发电量18.59亿千瓦时,同比增加28.68%;风电发电量169.22亿千瓦时,同比增加19.86%;光伏发电量83.49亿千瓦时,同比增加25.62%。

  本次收集数据的14家电厂共计36台燃煤火电机组,发电总装机18200兆瓦,总资产443.85亿元,总负债335.11亿元,平均负债率75.5%。2018年1—11月,14家电厂营业收入总额145.23亿元,利润总额-16.48亿元;14家发电企业中,仅有2家略微盈利,其余12家全部亏损。

  煤价基本没有下降空间

  国家能源集团宁夏煤业集团(宁夏最大的煤炭生产企业,以下称“宁夏煤业集团”)有关负责人介绍,2018年集团煤炭产量约6200万吨,煤炭销量约6320万吨(向外采购140万吨,2017年底库存500万吨);全年宁夏电煤需求约5600至5800万吨,宁夏煤业集团供应约2000至2050万吨,电煤价格比较平稳,约每吨340元(发热量4500大卡)。

  预计2019年宁夏煤业集团产煤5750万吨,煤炭销量约6200万吨(向外采购500万吨);预计2019年宁夏电煤需求较2018年还会有所上涨,宁夏煤业集团供应电煤2050万吨,基本与2018年持平,采取保持电煤价格平稳的策略,但价格下降的空间基本没有。

  面临价格倒挂等多重难题

  电煤价格居高与上网电价偏低的矛盾未及时疏导。在收集数据的14家电厂中,2018年1至11月,入厂标煤单价最高为584.24元/吨,最低为434.25元/吨;单位发电成本最高为281.44元/千千瓦时,最低为205元/千千瓦时。而宁夏的燃煤火电上网标杆电价为259.5元/千千瓦时,部分企业已经出现发电成本与上网标杆电价倒挂的现象。预计2018年宁夏燃煤火电企业将再次出现大面积亏损现象。煤炭价格市场化与火电上网电价管控的矛盾凸显,现行的上网电价形成机制不能及时反映煤炭价格市场变化,疏导滞后。

  部分煤电企业成为“僵尸企业”的风险进一步增大。按照现行上网电价和2019年煤炭供需形势预测,2019年宁夏煤电企业出现大面积亏损的可能性较大。部分宁夏煤电企业将在2019年出现连续三年亏损的局面,成为“僵尸企业”的风险进一步增加。

  燃煤火电企业融资困难。由于企业亏损,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最新澳门博彩官网大全或盈利的兄弟企业担保续贷,且利率也有不同程度上浮。

  承兑汇票比例偏高。受宁夏工业产业结构影响,电网企业收入的电费承兑汇票比例较高,煤电企业收到的电费收入中承兑汇票比例长期居高不下。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。

  部分超净排放电费无着落。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年外送电规模将与区内用电规模基本持平。目前,外送通道配套电厂均已实现超净排放,但仍有部分外送电超净排放电价未落实。

  供热成本与供热价格严重倒挂。宁夏现行各市县的供热价格普遍为2009年左右制定的。至今,10年左右的时间内,虽有个别市县进行了小幅调整,但总体来说,均不足以弥补燃料成本上涨。以银川为例,2009年制定的居民采暖价格为每平方米每月3.8元。某热电企业测算的供热成本为每平米每月4.69元。供热成本与供热价格严重倒挂。个别热电企业已经提出采用来料加工且不收加工费的方式供热。

  煤电企业提出多项脱困建议

  针对以上问题,煤电企业提出了相关意见建议。

  进一步完善上网电价市场形成机制,真实反映供求关系。当前,我国正处于电力市场的过渡阶段。电价管控机制还没有退出,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。在市场机制完全建立之前,建议适当调整管控机制,分区域,按实际情况增加电价调整频次,缩短电价疏导滞后时间。

  加大优质煤电企业资金支持力度。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、发展前景好的企业给予相应的支持。

  降低承兑汇票比例。建议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,而后按比例公平给付煤电企业电费。

  落实超净排放电费。按照“谁受益,谁支付”的原则,电力落地地区应向超净排放的煤电企业支付相应电费。建议价格主管部门按照超净排放改造“完成一家,疏导一家”的原则,及时疏导超净排放电价。

  疏导煤热价格矛盾。建议市县政府考虑热电企业提出的合理热价调整需求,在充分论证和广泛征求意见的基础上,合理上调供热价格。尽快探索建立热力供应市场机制。

  本文来源:国家能源局西北监管局

 
来源:网络转载
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