煤电区域整合正式开启 将形成“一企一省区”的格局

中国煤炭资源网 政策 2020-05-25 10:04:36
   

据国家电网报报道,5月20日,国资委向五大发电集团下发了《关于印发中央企业煤电资源区域整合第一批试点首批划转企业名单的通知》(下称《通知》)。


中国华能、中国大唐、中国华电、国家电投、国家能源集团根据《中央企业煤电资源区域整合试点方案》,将在甘肃、陕西、新疆、青海、宁夏5个试点区域开展第一批试点。


第一批试点共涉及48户煤电企业(或项目),其中,38户将于2020年6月30日前划转、2户于发电项目竣工后一年内划转、8户暂不划转(5户煤电一体化项目、2户自备电厂、1户已签订股权转让协议)。


中央企业煤电资源区域整合后,五大发电集团将在甘肃、陕西、新疆、青海、宁夏5省区形成“一家央企一个省区”的格局,其中华能、大唐、华电、国家电投、国家能源将分别“分得”甘肃、陕西、新疆、青海、宁夏。


据统计,在本次40户划转名单中,甘肃区域共14户,装机容量共1261.5 万千瓦,全部划入华能集团。陕西区域共8户,装机容量共908万千瓦,全部划入大唐集团。新疆区域共13户,装机容量共629.4万千瓦,全部划入华电集团。青海区域共2户,装机容量共130万千瓦,全部划入国家电投集团。宁夏区域共3户,装机容量共334万千瓦,全部划入国家能源集团。


上述五大区域煤电资源整合首批划转企业装机量合计共3262.9万千瓦。从划入数量以及装机来看,华能集团最多。


根据《通知》,8户暂不划转的企业(或项目)中,分别为5户煤电一体化项目、2户自备电厂、1户已签订转让协议。


近年来,由于电力市场过剩、煤价高位震荡无法通过上网电价上涨来疏导、新能源快速发展挤压煤电生存空间等原因,煤电行业再次步入困难时期。发电集团人士曾撰文称,除亏损外,发电集团的资产负债率长期高位运行,尽管比2008年85%最高时有所下降,2018年仍接近78%,巨额财务费用侵蚀当期利润。云贵川、东北、青海、河南等区域的煤电企业整体亏损,一些煤电企业资不抵债,依靠集团担保、委贷维持生存,有的甚至被关停、破产,少数电力上市公司业绩难以好转,面临被ST、退市的风险。


国家能源局西北监管局之前发布的报告显示,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。


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。


此外,煤电企业还存在以下几方面的问题:粉煤灰综合利用严重不足,处置费用加重负担;承兑汇票占比长期居高不下,现金流岌岌可危;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;交易组织与市场发展尚不平衡,影响交易行为。


从“计划电”、“市场煤”到“计划电”、“长协煤”,再到去年煤电价格联动机制与标杆电价机制正式退出历史舞台,“基准价+上下浮动”的市场化电价机制登场,近十年来煤电行业业绩起起落落,经历了两轮大面积亏损,屡屡遭遇“计划与市场”的尴尬。尽管仍未走出困难期,但2018年以来,煤电上马再次浮现松动迹象。据中电联统计,2019年煤电新增装机仍高达近3000万千瓦。


澎湃新闻称,有业内学者呼吁,未来无论新能源如何发展,火电将为整个能源转型起到保驾护航的作用。建立容量市场,是解决当前煤电问题的迫切需要。该人士认为,能源转型进程加快,煤电成为调节资源,利用小时数降低,支撑新能源运行,其作用在于容量,已非发电量。煤电转为调节资源,其提供的容量资源是有价值的,但目前还缺乏肯定火电在整个电力电量平衡中发挥作用的市场机制、交易品种,煤电以容量方式保障新能源消纳产生的外部效益没有予以回报。“市场机制应承认每一个市场成员对稀缺资源的贡献率,这才是真正的市场。解决煤电问题必须建立容量市场,承认其价值,给予其容量补偿。”



(编辑:张艳  审校:寇建仁)
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