【行业资讯】：火电困境求生“煤盈电亏”难题如何破解？-发电生产技术园地每当危机出现时，电改都会被重新提及。但在各方利益博弈下，电改依旧?

【行业资讯】：火电困境求生“煤盈电亏”难题如何破解？-发电生产技术园地

每当危机出现时，电改都会被重新提及。但在各方利益博弈下，电改依旧在艰难中前行。
来源| 角马能源
ID|JM_energy
作者 |粟灵

不久前，位于山西运城风陵渡经济开发区的山西大唐国际运城发电有限责任公司（下称“大唐运电”），盼来了一群来自两千公里外的南方客人。
这家曾由大唐发电（601991.SH）投建并控股的火电企业，正经历成立以来的第二次寒冬。
在2011年的上一轮寒冬中，该公司的两台60万千瓦机组被迫停机两个月。无奈之下，大唐运电和位于山西中南部的其他12家火电企业一起，短短三个月内，连续两次向山西省电力协会求援。
如今，大唐运电身处与七年前相似的窘境。当中国（海南）改革发展研究院（下称“中改院”）的专家组来访时，这家负债率超过150%的火电企业，正面临资金链断裂的危局。
2017年，该公司亏损2.42亿元，累计亏损高达25.57亿元。今年以来，亏损还在扩大。
为保障电力供应，该公司两台机组仍在高速运转。但上游高企的煤价，让机组高速运转发出的轰鸣声显得尤为刺耳。
同样高企的还有贷款利息，数以亿计的利息让这家当地的明星企业艰难维系。
大唐运电的境遇仅是中国数百家火电企业当下所处困境的一个缩影。它所在的山西省，几乎所有火电企业都在亏损中煎熬。中改院专家在调研中发现，山西省83%的火电企业亏损。国家统计局的数据显示，当前全国火电企业亏损面仍接近一半。
去年，五大发电集团火电板块亏损132亿。业内人士分析称，预计2018年全年火电板块亏损额将在140亿元左右，亏损面超过50%。
煤电博弈的关键时刻，国家欲出手稳定煤价，缓解下游火电企业经营困境。11月29日，国家发改委发布《关于做好煤炭中长期合同签订履行有关工作的通知》，鼓励煤电双方在2019年合同签约中，由2018年的一年期，提高至签订两年及以上量价齐全的中长期合同。
不过，无论是提高上网电价，还是签订煤炭长协，对煤电企业来说都只是权宜之计。每当危机出现时，电改都会被提及。但在各方较量下，电改依旧在艰难中前行。
困境求援

北京黄寺大街1号，是中煤集团总部所在地。一个月前，这家国内第二大煤炭央企的高层，频繁地会见着来自下游几大发电央企的代表团。
这些身处困境的电力央企，迫切希望能够尽快跟中煤集团签订新一年的煤炭长协合同，以对冲来自煤价可能继续上涨的风险。
在中国，煤电装机在全部电力装机中的占比超过一半。而在火电企业的成本构成中，燃料成本大约占到2/3。
去年，五大发电集团的火电板块亏损超过百亿，如果没有来自煤炭企业的长协合同，这些电力巨头的财报将更加难看。
在长达十余年的较量中，分处产业链上下游两端的煤企和电企轮流“坐庄”，一荣则一损。
当中煤集团代表在最新的长协合同上落笔签下自己名字时城堡风暴，他或许会想起四年前电力企业的傲慢。
彼时，煤炭行业处在低谷。包括第一大煤炭央企神华在内的煤炭企业，在与发电企业的较量中处于下风。
2015年度长协签订过程中，华能、国电、华电等大型发电集团虽口头答应神华签约，却要求长协价与低位的市场煤价持平。
当年，电企只接受“定量不定价”，即按年度确定煤炭采购量长治赶集网，但价格要按季度或者月度另行签约。最终，神华被迫在价格上做出让步，并放宽了对合同兑现率的要求。
角色很快转换。2016年，煤价飙涨50%，两大煤炭央企和五大发电央企，在煤炭工业协会的牵线下，终于坐在一张谈判桌上。它们签订以535元/吨为基准价的2017年度长协，并紧盯着煤价的变动趋势。
不幸的是，对于电力企业来说，煤炭价格持续走高。这迫使它们不得不放下过去的傲慢，求救于煤炭企业闯将令。
待到2018年度长协签订时，中煤集团一改过去优先保证发电央企的长协煤供应方案，让央企与地方国企享受同等待遇。
长协合同量大幅下降，使发电央企叫苦不迭。它们不得不“上书”国家发改委，请求出手调控煤炭供应及铁路运力支持。
时光流转到2018年11月，又到了一年一度签订长协合同的时节。
此时，中国沿海电煤采购价格指数（CECI沿海指数）5500大卡综合价在590元/吨附近波动，仍高于国家规定的570元/吨绿色区间上限。煤盈电亏的形势还将持续。
几个月前，国家能源集团已与华能、大唐等十余家国内大型电企分两批签订长协稀拉克儿，合同期限由过去的一年延长到三年。这家现今中国最大的煤炭供应商，将在未来三年里为签约电企提供总量接近1.5亿吨的煤炭。
但这远不能满足电企们的需求，它们再次转向中煤集团求援。
最终，中煤与华能、大唐、华电、国电投、华润电力、国投电力等六大发电央企签订五年长协。根据协议，中煤集团将在未来五年间，向六家电企供应煤炭超过5亿吨。
谈判中，煤电双方对535元/吨的基准价予以认可。双方约定，2019年至2021年，下水煤长协价格以535元/吨为基础按月调整；2021年至2023年，价格由签约各方根据市场走势协商确定，如无重大政策调整则顺延前期定价机制。
除了煤炭央企，电力央企还求救于地方国有煤炭企业。2016年，位于山西的五家省属煤企陆续与发电央企签订长协。当时，这些刚刚从行业寒冬中复苏的煤企，迫不及待地要在下一轮煤价下跌前握住长期稳定的合同。
然而，煤价并没有下跌。随之而来的是近两年火电企业大面积亏损。如今的火电行业，如同一个危重病人，依赖上下游的输血勉力维持。
大唐运电所在的山西中南部地区，由于亏损严重，部分企业发电意愿不强、电煤库存不足，已严重影响当地电力安全稳定运行。
在山西运城零下1度的黑夜里，大唐运电仍在苦苦支撑。中改院专家组的到来，或许带来了一丝亮光，但很难改变这家煤电企业的亏损困境。
电改之困

困境中，大唐运电的老员工向中改院专家回忆起七年前火电行业危机时的情景。
那是他们第一次切身体会煤与电的矛盾。从2008年至2011年10月，山西火电企业的到厂标煤单价从340多元/吨涨到800多元/吨，涨幅130%以上。然而，上网电价仅上涨37.5%。
由于公司无力偿还年底到期的银行贷款，三家供应商与之走上法律程序。那一年，大唐运电共亏损5.73亿元。
七年轮回，往日情景重现。自2016年煤价由年初不足400元/吨上涨到年底600元/吨左右后，最近两年煤价总体保持在高位运行。
中国电力企业联合会（下称“中电联”）发布的CECI沿海指数显示，今年前三季度，5500大卡综合价波动区间为571-635元/吨，各期价格均超过国家规定的570元/吨绿色区间上限。
截至目前，这一数据仍在590元/吨附近波动，火电企业的成本压力依然沉重。
但原料成本攀升并没有传导到电价上来。自去年6月监管层提高煤电标杆电价合计1.1分/度后，火电上网电价再未上涨。
为打破煤与电的矛盾，国家能源集团成为煤电联营的典范。神华与国电的结合，使新组建的国家能源集团同时拥有规模庞大的上游煤炭资源和下游火电资产。但即便如此，这家全球最大煤炭巨头旗下的火电板块也尴尬地处于亏损当中。
国家能源集团的尴尬折射出中国电改面临的困局木村沙织。这不仅是“市场煤”与“计划电”的矛盾。
当“计划电”受到抨击时，下面这组数据尤为耐人寻味。
2018年1-9月，煤电上网电量平均电价（计划与市场电量加权平均电价）为0.3640元/千瓦时，市场交易（含跨区跨省市场交易）平均电价为0.3368元/千瓦时。在成本高企时，“市场电”却比“计划电”价格更低。
迫于生存的压力，火电企业决定结盟。2016年，山西省电力行业协会曾召集4家央企发电集团山西公司、4家省属发电集团、15家发电厂，在太原市西山酒店召开“大用户直供电座谈会”。
参会的23家火电企业共同签署了《山西省火电企业防止恶意竞争保障行业健康可持续发展公约》，并对山西省2016年第二批直供电交易中的让利幅度进行约定。
但此举很快遭到举报。经过近一年的调查取证和案件审理，国家发改委给出《行政处罚事先告知书》。
接到告知后国企风流，案件出现波折。山西省电力行业协会和华电山西、大唐山西等18家企业对拟作出的行政处罚存在异议，并提出听证申请。
它们认为，市场竞争中不低于成本的竞争应当认为是合法竞争，在经济不景气的情况下应当允许行业联盟。这些长期身处垄断行业的公司和协会甚至提出，《反垄断法》不适用于电力市场。
在经历568天的博弈后，这起全国首例直供电价格垄断协议案终于“靴子”落地。国家发改委公布了对协会和23家企业的处罚决定，并开出一张7338万元的罚单。
案件背后关于“市场电”的顾虑却未曾散去。半个月前，由于电力现货市场试点工作进展不顺，国家能源局不得不将试点试运行期限放宽半年。
在去年9月确定的第一批8个试点中，仅有广东如期实现2018年底前的试运行。其他地区大多还停留在方案制定阶段。
过去十年来，电改进展缓慢。这项被称为中国最难推进的改革依然处在深水区，各方在利益较量下暗流涌动通天仙道。
这一次，轮到火电行业在困境中夹缝求生。◆
电企亏损呼唤煤、电协同发展
今年以来，煤炭价格基本维持高位震荡态势，煤炭行业经济效益稳步回升。数据显示，今年1~10月份，我国原煤产量29.0亿吨，同比增长5.4%，全国煤炭平均价格保持在572元/吨。受益于煤价上涨，煤炭企业经营大幅改善。
据国家统计局数据显示，今年上半年，煤炭采选业实现利润约1279亿元，同比增长14.8%，石油、煤炭及其他燃料加工业实现利润约1100多亿元，同比增长27.9%。电力、热力生产和供应业实现利润约1800多亿元，同比增长26.1%，但火电企业因煤价上涨、发电成本上升，经营形势仍然比较严峻，亏损面接近一半。
事实上，从去年起我国煤电企业亏损情况已经颇为严重，国家发展改革委不断对建设风险进行提示。根据中电联统计，2017年全国规模以上火电企业仅实现利润207亿元，比上年同期下降83.3%；受此影响，发电企业利润同比下降32.4%，重点发电企业煤电板块已出现全面亏损。
为此，我国大力化解煤电过剩产能，平衡煤电发展矛盾。今年以来，我国煤电行业去产能工作取得积极进展，逐步淘汰30万千瓦以下煤电机组。根据中电联发布的《2018年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，2018年全国新增发电装机容量将达1.2亿千瓦，煤电新增装机略低于4000万千瓦。年底发电装机容量约达到19亿千瓦，其中煤电装机容量10.2亿千瓦，比重占60%以上。
在去年能源工作会上，对于煤电行业去产能工作还仅是“防范化解”，而在今年全国能源工作会上却首次提出要“大力化解煤电过剩产能”。《电力发展“十三五”规划》中明确提出大浦乡村世界，“十三五”期间，我国将取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上，淘汰煤电落后产能2000万千瓦青田天气预报。到2020年，全国煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内，装机占比降至约55%。
煤电能效环保水平提升有利控煤
随着“2+26”城市散煤治理工作的进行，无论是政府还是社会各界，日益关注散煤治理工作。中国煤控项目提出，到2020将散煤控制目标力争减少2亿吨。
据了解，目前工业领域散煤主要来自工业小锅炉和小窑炉的散烧煤。其中工业小锅炉中用于工业领域的散烧煤约为1.55亿吨，建材行业小窑炉散烧煤约2.36亿吨，由此估算霸世剑尊，工业领域散烧煤总计约3.91亿吨，约占散烧煤总量的52%。所以，加快煤改电、提升电能替代是治理散煤的有效途径之一。
今年以来，电煤占煤炭消费比重约为53.9%，比去年同期提高约2.3个百分点。煤电作为能源环境治理最为主要的领域，其节能减排的任务显得更加艰巨。按照规划，“十三五”期间，要力争淘汰火电落后产能2000万千瓦以上。新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克标煤/千瓦时，现役燃煤发电机组经改造平均供电煤耗低于310克标煤/千瓦时。火电机组二氧化硫和氮氧化物年排放总量均力争下降50%以上。30万千瓦级以上具备条件的燃煤机组全部实现超低排放，煤电机组二氧化碳排放强度下降到865克/千瓦时左右。
加快煤电改造有多方面原因，一方面，目前我国每年消费的煤炭仅约一半用于发电，远低于世界65%左右的平均水平，需要加快推进煤电升级改造步伐，提高电能替代比重。此外，随着全国碳市场的启动，电力行业节能减排已成为发展的必然趋势。同时，节能改造也符合企业降低自身成本的需求哲也二号。目前煤价持续高位运行，煤电企业经营压力较大，降低生产成本的需求愈加迫切。
煤炭、煤电仍是未来主要能源
按照我国十三五规划，未来能源发展的趋势一定是朝着清洁能源的方向发展。据《能源发展“十三五”规划》提出，到2020年，能源消费总量控制在50亿吨标准煤以内，煤炭消费总量控制在41亿吨以内，非化石能源消费比重提高到15%以上，煤炭消费比重降低到58%以下。
但目前，清洁能源面临较严重的消纳瓶颈尼心似水，其主要来自于新能源装机、电网间不匹配以及火电机组调峰能力不足等问题。据了解，通过灵活性改造，煤电机组可以增加20%以上额定容量的调峰能力。根据《电力发展“十三五”规划》确定的全国煤电灵活性改造规模目标为2.2亿千瓦，预计将提升电力系统调峰能力约4600万千瓦。由此可见，提升机组灵活性，将是“十三五”期间增加电力系统调节能力、促进新能源消纳的主要措施。
目前，从发电构成来看，煤电占60%以上澄合网，是我国电力工业的主要电源支撑，煤电的灵活性改造与我国新能源发展息息相关。
与新能源等电源相比，煤电具有较好的调峰性能。当煤电的规模被控制在一定范围内时，煤电和新能源之间可形成协作关系，但当煤电规模超过一定数值时，两者之间就会发展成为竞争关系。当新能源在电网中的比例逐渐扩大时，对调峰电源的需求也逐渐升高，而对于以煤炭为主要一次能源的国家而言，高调节性的煤电厂就成为了最为现实的可行选择。
我国以煤炭为主的资源禀赋决定了煤炭在能源构成中的地位，一段时间内，煤炭仍将是我国能源消费的主体。煤电作为煤炭的二次能源应该在能源转型升级中快速转变，找准定位，发挥优势，弥补不足，实现能源领域的多元互补，推进传统能源、新能源和谐发展，互利共赢。
来源：国家能源报道
面对“煤盈电亏”难题，国家发改委这样破局......
随着新一轮电力改革进入深水区，国家发改委对改革核心——电价，进行了重点攻坚，已达到降低社会用电成本的目的。在电价下调过程中，发电企业的亏损成为了一大难题。
目前，我国发电的主力和降电价的主角都是火电。数据显示，火电企业目前的生存状况并不理想：2017年，华能、华电、大唐等五大发电央企在火电板块的累计亏损额高达132亿元；2018年，五大央企的火电亏损状况依然没有改善流浪兄弟。而导致这一局面的原因，在于煤炭价格不断向高位波动。
国家统计局于11月27日发布的数据显示：今年1-10月，煤炭开采和洗选业实现利润总额2561.7亿元，同比增长10.7%。另据煤炭工业协会的数据显示：2017年全国规模以上煤炭企业主营收入2.54万亿元，同比增长25.9%；利润总额2959.3亿元，同比增长290.5%。
面对一方面要降电价，一方面“煤盈电亏”的实际情况，国家发改委于日前出台了关于做好2019年煤炭中长期合同签订履行有关工作的通知（以下简称：《通知》），完善煤、电联动的长效机制，林杰妮避免煤炭价格波动过大带来的发电企业发电成本压力，减轻电改阻力。
《通知》中表示，鼓励支持更多签订2年及以上量价齐全的中长期合同。中央和各省区市及其他规模以上煤炭、发电企业集团签订的中长期合同数量，应达到自有资源量或采购量的75%以上，且不能低于上年水平。
《通知》中强调，国家发展改革委将会同有关方面加强指导，重点对20万吨及以上的中长期合同进行监管，对合同履行情况实行分月统计、按季评价，同时委托第三方信用机构开展中长期合同签订履行信用数据采集，建立动态信用记录，适时公布有关履行信用状况。
“煤盈电亏”是电改和能源转型去煤炭化的共同拦路虎。目前，煤炭依然是能源主力军，注定去煤炭化不能操之过急。如何降低煤炭发电成本、以带动整体电价的下降，是当前的重任。发改委已经对煤炭供应及价格机制做出调整，相信接下来会有更多措施出台。
华夏能源网（微信号：hxny100）现将《通知》原文发出，以供参考：
国家发展改革委办公厅关于做好2019年煤炭
中长期合同签订履行有关工作的通知
发改办运行〔2018〕1550号
各省、自治区、直辖市发展改革委、经信委（经信厅、工信厅、工信局）、能源局、物价局、煤炭局，北京市城市管理委，煤炭、电力、冶金、建材、化肥行业协会，有关企业：
今年以来，各地区、有关部门和企业以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的十九大和十九届二中、三中全会精神，按照党中央、国务院决策部署，扎实推进煤炭供给侧结构性改革，统筹做好去产能、保供应和稳价格工作，供给体系质量明显提高。同时也应看到，当前我国煤炭行业仍处于结构调整和新旧动能转换的“阵痛期”，新的供给体系尚未完全建立，对煤炭产运需衔接与合同签订履行提出了更高要求。为指导各方做好2019年中长期合同签订履行工作，促进煤炭供需动态平衡和相关行业健康发展，现就有关事项通知如下。
一、高度重视煤炭中长期合同签订履行工作
中长期合同是煤炭产运需各方建立长期、稳定、诚信、高效合作关系的重要基础，也是充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用的具体体现，对于促进相关行业健康发展和经济平稳运行都具有十分重要的现实意义。特别是在今年电煤需求大幅增加，市场煤价出现波动的形势下，中长期合同对稳定供需关系和煤炭价格发挥了重要的“压舱石”作用，并得到了产运需企业和社会各方的高度认可。进一步推进2019年中长期合同的签订履行，对巩固提升近年来取得的成果至关重要。各有关方面要进一步提高认识，精心组织，结合新形势新情况新要求，切实抓好中长期合同签订履行工作。
二、早签、多签、签实中长期合同
各有关方面要早部署、早安排、早行动，抓住当前有利时机，及早签订数量相对固定、价格机制明确的中长期合同，猫女电影鼓励支持更多签订2年及以上量价齐全的中长期合同。中央和各省区市及其他规模以上煤炭、发电企业集团签订的中长期合同数量同安生活网，应达到自有资源量或采购量的75%以上，且不能低于上年水平。鼓励产运需三方不断创新衔接方式，多签直购直销合同和有运力保障的三方合同。通过煤炭产能置换指标等支持措施，鼓励引导有关方面签订更高比例的中长期合同。
三、规范中长期合同签订履行行为
（一）规范合同签订行为。鼓励供需企业参照标准化的《煤炭购销合同》进行签订西乌旗贴吧，合同的数量、质量、违约责任等内容应规范完整、真实有效，不得脱离生产经营实际和现有铁路港口运输能力，不得违法采取捆绑签订的方式增加电力等用户企业采购成本。
（二）提高合同的履约率和执行的均衡性。煤炭产运需企业要切实增强诚信意识，合同一经签订必须严格履行，全年中长期合同履约率应不低于90%。鼓励按照均衡原则将年度中长期合同分解到月，并报铁路部门备案优先安排运力。为促进产运需平稳运行，旺季煤炭企业每月合同执行量、淡季电力等重点用煤企业每月合同接收量原则上应不低于全年平均水平为妻不贤。
　
四、认真做好运力衔接和数据采集汇总工作
（一）运力衔接方面。对煤炭供需双方签订盖章认可且年度单笔合同量在20万吨及以上的煤炭中长期合同，交通运输部、中国铁路总公司依据运输能力，组织指导有关铁路运输企业和港航企业做好运力衔接。没有新增运量的既有线路，运力配置不得低于去年水平；2019年新增的铁路运力，原则上应优先配置和保障中长期合同的需求。
（二）数据采集汇总方面卡卓藏刀。委托中国煤炭工业协会对供需双方合同的签订等情况进行汇总。供需双方签订的2019年煤炭中长期合同，应及时登录中国煤炭市场网（www.cctd.com.cn）录入。
五、进一步完善合同价格机制
（一）下水煤与铁路直达煤合同定价机制。煤电双方应继续参照“基准价+浮动价”定价机制，协商确定中长期合同价格。对双方协商能够达成一致意见的，按双方商定的意见执行，如双方不能达成一致意见，应按以下原则执行：下水煤合同基准价由双方根据市场供需情况协商确定，对协商不一致的，仍按不高于2018年度水平执行；铁路直达煤合同基准价由下水煤基准价格扣除运杂费后的坑口平均价格和供需双方2018年月度平均成交价格综合确定，两类价格权重各占50%。下水煤合同与铁路直达煤合同的浮动价，均可结合环渤海煤炭价格指数、CCTD秦皇岛港煤炭价格指数、中国沿海电煤采购价格指数综合确定。
区域内合同定价机制也应参照上年度机制协商确定，对供需双方意见不一影响签订的，各地经济运行部门要本着市场化、法治化原则积极协调。
（二）季度、月度长协以及外购煤长协定价机制。各种中长期合同形式，包括季度长协、月度长协以及外购煤长协等均应按照本通知明确的年度长协价格机制执行，价格原则上应稳定在《关于印发平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》（发改运行〔2016〕2808号）规定的绿色区间以内。对外购煤长协确因采购成本较高的，价格应不超过黄色区间上限。
六、扎实做好衔接相关工作
（一）各地、各有关部门和牵头单位要相互支持，密切配合，优化服务，形成合力柯哲娴，及时发现和协调解决衔接工作中出现的各类问题，确保中长期合同签订履行工作顺利进行。
（二）产运需三方要加快衔接，抓紧完成合同签订。中国煤炭工业协会应在12月上旬前完成2019年合同汇总工作，铁路部门应在12月中旬前完成对跨省区煤炭运力的配置。对在规定时间内未完成购销合同签订和录入网络系统的，原则上不再保留运力。
（三）各地有关部门和产运需企业要强化落实保供主体责任，不得因衔接工作影响正常发电供热和居民生活用煤需求，切实保证煤炭市场供应平稳有序。
七、加强合同履行事中事后监管
（一）国家发展改革委将会同有关方面加强指导，重点对20万吨及以上的中长期合同进行监管，对合同履行情况实行分月统计、按季评价，同时委托第三方信用机构开展中长期合同签订履行信用数据采集，建立动态信用记录，适时公布有关履行信用状况。
（二）各地区、有关部门要建立健全合同履行评价措施，实施守信联合激励和失信联合惩戒。对有效履行合同的守信企业，在有关优惠政策上给予倾斜；对履行合同不到位的企业，进行通报约谈，情节严重的纳入失信企业黑名单。
（三）建立和完善社会监督网络，鼓励公众积极参与中长期合同签订履约情况的监督。加强宣传引导，树立一批守信践约、自觉接受社会监督的典型。
国家发展改革委办公厅
2018年11月27日


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