這并非個例。事實上，近年來我國煤電行業日子并不好過，今年情況有所好轉，但虧損面依然高達50%左右。專家認為，這是電力市場過剩、新能源競爭沖擊、高煤價低電價“兩頭擠壓”等多種因素疊加、長期綜合作用的結果。

煤電該如何破局發展?業內人士認為，在構建清潔低碳、安全高效能源體系的大格局下，煤電的戰略定位將逐步轉向“基荷電源與調節電源并重”，未來應進一步嚴控增量、優化存量，提高靈活性。同時，國家有關部門及地方政府在政策配套上予以保障，例如推進電價的市場化、建立輔助服務補償機制等。

近半虧損 行業陷發展困局

對于在某大型發電集團摸爬滾打十幾年的李峰而言，煤電業績下滑的速度之快超出了預期。“值得注意的是，北緯38度線以北的地區，煤電企業基本全是虧損的，煤炭資源越豐富的地區虧損越嚴重。”李峰指著地圖表示，其所在的發電集團旗下有數個電廠負債率超過200%。

2008年至2011年，煤電迎來歷史上首次行業性虧損，五大發電集團火電板塊累計虧損高達921億元。2012年之后，情況開始好轉，2015年五大發電集團火電利潤高達882億元，但一年之后，就“腰斬”降至367億元。2017年火電虧損達132億元，除國家能源集團外，四大發電集團均虧損，行業虧損面在60%。2018年全國煤電企業仍有半數左右深陷虧損泥淖，今年上半年略有減緩。

與此相伴的是，發電集團的資產負債率長期高位運行，盡管比2008年85%的高點有所下降，2018年仍接近78%，巨額財務費用嚴重侵蝕當期利潤。

中國華電集團有限公司副總法律顧問陳宗法近期撰文指出，目前云貴川、東北、青海、河南等區域的煤電企業整體虧損，一些煤電企業資不抵債，依靠集團擔保、委貸維持生存，有的甚至被關停、破產，少數電力上市公司業績難以好轉，面臨被ST、退市的風險。

半年內大唐旗下兩家子公司破產無疑是典型代表。今年6月27日晚，大唐國際發電股份有限公司公告稱，由于控股子公司甘肅大唐國際連城發電有限責任公司無力支付到期款項(約1644.34萬元)，向甘肅省永登縣人民法院申請破產清算。截至2019年5月31日，其資產負債率約298.5%，2019年累計凈利潤約-0.92億元。

而在2018年12月，大唐發電控股子公司大唐保定華源熱電有限責任公司也遭遇了破產清算。截至2018年11月30日，該公司資產負債率約191.12%，凈利潤約-0.88億元。

其他幾大發電集團也面臨著同樣的情況。華電新疆公司2015年以來，陸續關停了5臺累計37.5萬千瓦的火電機組。據公司內部人士介紹，2016年是新疆火電的低谷期，發電小時數創歷年新低，此后公司火電板塊一直處于虧損狀態。

自2017年至今，寧夏煤電企業也是連續3年虧損。數據顯示，2017年寧夏統調火電企業虧損近24億元，2018年虧損18.5億元，截至今年上半年，虧損2.4億元。

青海煤電企業的日子同樣難過。據了解，目前青海全省共有10臺累計裝機為316萬千瓦的火電機組，分屬5家企業，但在運的僅有一臺。西北能監局日前發布的監管報告顯示，青海火電企業資產負債率接近90%，且處于連年虧損困境。大通電廠資產負債率98.7%，唐湖、寧北兩座電廠負債率超過100%。

電力過剩疊加新能源競爭

業內人士認為，煤電深陷虧損泥淖的原因之一是供需結構的失衡。不斷放緩的全社會用電需求無法支撐高速增長的發電裝機容量，火電產能過剩壓力不斷加大。此外，近年來新能源發電成本快速下降，市場競爭力顯著增強，擠壓了煤電企業的生存空間。

自2002年電力體制改革以來，我國發電裝機容量持續高速增長，“十二五”期間年均新增電力裝機約1億千瓦。截至2015年11月底，全國6000千瓦及以上電廠發電設備容量突破14億千瓦，其中火電裝機容量接近10億千瓦。

反觀用電需求，“十二五”以來，我國全社會用電量增長告別兩位數，連下臺階，2015年增速僅為0.5%，創下1978年以來的最低水平。

在此情況下，火電產能過剩壓力加大，利用小時數也是一路下滑，2016年降至4165小時，創半個世紀以來的最低水平。

當年4月份，國家發改委和國家能源局連發四份文件“急剎車”，專門召開促進煤電有序發電電視電話會議，不僅要求淘汰落后的煤電產能，而且建立了風險預警機制，煤電新項目的規劃、核準建設都要放緩。

在過去的三年中，我國淘汰關停落后煤電機組2000萬千瓦以上，煤電裝機增速有所放緩，2018年全年有4119萬千瓦的新增火電投產，總容量首次突破了11億千瓦。

同期，綠色能源發展步伐明顯加快，風電、光伏呈現出“井噴”態勢。截至2018年底，裝機分別達到1.9億和1.7億千瓦。每年的新增電源中，風電、光伏占到總裝機的一半以上。

不過，電力需求市場卻沒有相應的增長速度，2016年、2017年、2018年全社會用電量增速分別為5%、6.6%、8.5%。今年以來有所回落，前7月增速為4.6%。

我國發電裝機結構不斷優化的同時，局部地區電力供需失衡愈發明顯。以新疆為例，目前全疆電力裝機總量近8700萬千瓦，但最高負荷還不到3000萬千瓦。

“現在發電市場只有這么大，新能源要優先消納，煤電就沒什么空間了，在白天光照好或者風力大的時候只能有一部分負荷在運行。”某大型發電集團人士表示，近年來，新能源發電成本快速下降，平價上網提前來臨，市場競爭力顯著增強，擠壓了煤電企業的生存空間。

據了解，2018年全國火電平均利用小時數4361小時，比國家發展改革委核定火電標桿上網電價的利用小時數5000小時還要低，遠低于火電機組設定的標準利用小時數5300-5500小時。當年全國31個省市高于4361小時僅有13個，高于5000小時的僅有4個。全國煤電機組平均利用率已下降到50%左右，大量機組處于停備狀態。

煤炭富集區也多是新能源大省，煤電疲軟的情況更為突出。以青海為例，西北能監局統計數據顯示，2018年該省火電企業平均利用小時數僅為3313小時，較2015年大降46.4%。

隨著可再生能源配額制等政策落地實施，未來競爭態勢將進一步加劇。中國電力企業聯合會數據顯示，今年上半年我國核電、風電、太陽能和水電發電量都有兩位數增長幅度，但火電發電量同比僅增長了0.2個百分點。火電利用小時數同比下降60小時至2066小時，其中，煤電同比下降57小時至2127小時。

高煤價低電價“兩頭擠壓”

在利用小時數低位徘徊、發電量難以保障的同時，煤電企業的電價也是一降再降。中國電力企業聯合會專職副理事長兼秘書長于崇德表示，2015年以來，兩次下調全國煤電上網標桿電價，相當于全國煤電行業讓利2000億元。

據統計，2013年以來，煤電標桿電價共經歷了4次下調、1次上調，每千瓦時凈下調6.34分，并取消各地低于標桿電價的優惠電價、特殊電價。

隨著2015年新一輪電力體制改革的推進和發用電計劃的大幅放開，全面競價時代已經拉開大幕，發電企業首當其沖。為了獲取發電指標，煤電企業市場交易電量越來越多，電價也不斷降低，幅度一般超過30%。而且，北方地區火電廠很大一部分是熱電聯產，多年維持不變的熱價壓減了企業的利潤空間。

據內部人士介紹，華電新疆公司火電機組平均電價由2015年的0.258元/千瓦時下降至2018年的0.228元/千瓦時，降幅11.63%。市場電量占比從2015年的37.82%提高至2018年的65.52%，而市場化電價的平均電價為0.172元/千瓦時。

寧夏區內煤電企業的負荷約為一半，“即便電廠舉步維艱，也要積極參與市場競爭給用戶讓利，否則就可能面臨沒電可發的局面，勢必進入惡性循環。”有企業人士稱。

此外，煤電企業還面臨著環保電價執行不到位的問題。新疆多名煤電企業負責人介紹，火電廠近年來投入了大量環保技改資金，包括完成脫硫、脫硝、除塵改造以及超低排放改造等。但自2016年6月起，脫硝及除塵電價均未兌現，給企業現金流造成了巨大的壓力。而從長遠看，煤電碳排放成本增加將是未來的新挑戰。

雪上加霜的是，電價受擠壓，占整個發電成本70%的煤價卻一路看漲。從2016年開始，煤價大幅反彈，呈現“廠”字形趨勢，2018年煤電企業電煤采購成本同比增加500億元左右。

2016年6月1日，作為煤市風向標的環渤海動力煤價格指數為每噸390元，到2017年年底達到577元。從2018年到目前為止，一直在每噸570元-580元震蕩。

“我們入廠標煤價格從2015年的每噸201.21元上漲至2018年的265.12元，漲幅31.77%。”華電新疆公司內部人士介紹說。

《經濟參考報》記者了解到，目前，寧夏電廠普遍面臨煤炭“質次、價高、量少”的狀態。按照目前的電煤價格，寧夏電廠的發電成本與上網電價倒掛每千瓦時0.03-0.04元，由于煤炭緊缺，電廠也會摻燒低熱值劣質煤，既增加了煤耗，也磨損機器影響機組安全穩定運行，還增加了灰渣處理量。

“煤價是放開的、高度市場化的，但電價不是，煤電價格聯動機制作用有限。煤炭產地上網電價普遍較低，很多地方政府還希望打造電價洼地來吸引產業，煤電企業成本倒掛，陷入發電就虧損的局面。”李峰稱。

不僅如此，對于西部地區來說，火電企業電費結算承兌匯票占比高，承擔了較大的貼息資金和金融風險。據多家火電企業反映，電力公司結算的購電費中承兌匯票占比達60%以上，且多為非國有銀行的一年期大額承兌匯票，但在支付煤款時，要么拒收、要么貼息加價，變相增加了電煤采購成本，增加了電廠財務費用。

由于長期虧損，區內大多數煤電企業資產負債率很高，致使金融機構對其實施了降低信用等級、減貸、斷貸等策略，更加劇了煤電企業資金鏈斷裂的風險。

重新定位綜合施策

近期，政府部門、研究機構和能源企業紛紛啟動編制能源、電力“十四五”規劃的調研準備工作。中長期如何重新調整煤電定位、實現破局發展，是當前政府、市場、行業和企業需要共同探討的焦點問題。

數據顯示，目前煤電仍然是我國電力、電量的主體之一，2018年我國電力裝機達到19億千瓦，其中，煤電裝機10.1億千瓦，占比53%;發電量4.45萬億千瓦時，占比64%。

陳宗法認為，清潔低碳是未來能源的發展方向，能源清潔轉型是國際化大趨勢。我國煤電的戰略定位，將逐步由“主體電源、基礎地位、支撐作用”轉向“基荷電源與調節電源并重”，為全額消納清潔能源調峰、保障電力安全供應兜底。

電力規劃設計總院發布的《中國電力發展報告2018》也指出，現代能源體系賦予傳統能源新定位。傳統電源一直是支撐我國電力系統安全穩定運行的“壓艙石”，未來將繼續發揮電力支撐基礎作用，強化能源電力安全供應的托底保障作用。

業內人士認為，目前煤電仍存在結構性過剩問題，下一步要繼續深化供給側改革，主動淘汰落后產能，升級改造激活存量，同時嚴控增量，慎“鋪新攤子”，實現電力市場供需的再平衡。

據了解，目前某些地區有上馬新煤電項目的沖動。國家能源局原局長張國寶表示，歷時3年多的嚴控煤電產能一旦有所“松綁”，可能會再次出現煤電建設潮，導致新一輪電力產能過剩。

華北電力大學經濟與管理學院教授袁家海認為，煤電效益下滑是在總體產能過剩背景下，疊加環保標準嚴格、能源轉型和新能源替代的中長期結構性問題。建議嚴控煤電增量、優化煤電存量，同時隨著可再生能源快速發展，我國應配套釋放相應的煤電靈活性調節能力。此外，完善配套市場機制，構建合理的價格機制，健全完善差異化補償機制，引導各類煤電找準定位，充分發揮各類存量煤電機組系統價值，以高質量的煤電發展推動綠色低碳能源轉型。

陳宗法也認為，煤電企業要繼續內強管理，外拓市場，通過科技進步、資本運作以等待轉機外，還需要國家有關部門及地方政府根據煤電新的戰略定位，針對市場化改革過渡期、能源轉型期，調整、完善舊的政策，出臺新的有效政策。例如，保留環保電價并執行到位，探索建立兩部制電價和容量市場;減少政府對市場交易的定向限制、價格干預，形成市場定價機制等。

目前地方已經在做一些探索。“通過探索開展新能源與火電配額制打捆交易，拉動區內用電負荷，一方面彌補了煤價上漲、發電成本倒掛的問題，另一方面也促進了新能源的消納。”寧夏自治區發改委經濟運行調節處處長崔海山說，自啟動電力輔助服務市場以來，區內深調補償電量共3.7億千瓦時，火電企業獲得補償資金2.1億元。

中國電力企業聯合會呼吁高度關注近期火電廠破產清算問題，建議盡快研究出臺容量電價，建立容量市場和輔助服務市場，進一步理順煤電價格形成機制，調動火電靈活性改造運行積極性，提高電網頂峰發電能力。同時，加強電煤中長期合同監管確保履約，完善價格條款，明確年度長協定價機制，嚴禁以月度長協、外購長協等捆綁年度長協變相漲價;保持進口煤政策連續性，引導市場合理預期，控制電煤價格在合理區間，緩解煤電企業經營困境。此外，適度增加對火電企業的信貸支持力度，確保落實存量接續，避免火電企業虧損面持續擴大。