全國火電虧損面超半：路在何方

中國電力設備管理協會研究室

中國電力設備管理協會調研顯示，五大發電集團火電全部虧損超半，虧損最高的已經接近70%，當下煤電經營困難已經到了“傷筋動骨”的地步，而且虧損面仍呈現持續增長態勢，中國火電未來路在何方

中國電力設備管理協會組織的全國燃煤發電企業運營狀況調研交流座談會，于11月21日在北京召開。國家能源局電力司、電力安全監管司、電力可靠性管理中心有關領導認真聽取了來自中國華能集團公司、中國大唐集團公司、中國華電集團公司、國家能源投資集團公司、國家電力投資集團公司、神華能源國華電力公司、華潤電力投資公司、廣東省粵電集團公司、中國電力國際有限公司和部分基層燃煤發電企業以及哈爾濱電氣集團公司、東方電氣股份公司、上海電氣集團公司的匯報，并對當前燃煤發電企業生產經營和發電設備管理工作進行了深入交流。

據中國電力設備管理協會統計，截至2018年9月底，全國煤電裝機9.9億千瓦，在火電裝機中占比88.4%，在全部電力裝機中占比為56.3%。此次調研顯示，五大發電集團火電全部虧損超半，虧損最高的已經接近70%，主要是受煤電經營困難所致。當下煤電經營困難已經到了“傷筋動骨”的地步，而且虧損面仍呈現持續增長態勢，也由此凸顯了當下煤電生存與發展的兩難處境。

針對相關問題，與會發電企業提出了相對應的解決思路，其中共識最高的，是呼吁能夠獲得國家電力生產相關政策，以從政府側和電網調度側、發電側三方發力并舉緩解燃煤發電企業生產經營困境。出席會議的國家能源局職能部門與會領導對相關問題逐一做了解答與回應。

困境及成因

根據中國電力設備管理協會調研情況來看，目前燃煤發電企業主要存在的問題：

一、煤炭價格持續高位運行，火電企業經營十分艱難

一是煤炭供需失衡。1～10月全國統調電廠火電發電量同比增長7.44%，而原煤產量僅增長1.6%，國內煤炭供給仍存在硬缺口1億噸左右，電煤市場整體處于“緊平衡”狀態，邊際利潤持續攀升，火電發電成本上升，全行業虧損600多億。

二是采購成本上漲過快。1～10月綜合標煤單價747元/噸，同比上升49元/噸。11月已突破800元；港口部分價格全年總體偏離綠色價格區間，較長時段保持紅色區間高位運行，截至10月底CCI煤炭港口最高平倉價達到770元/噸，超出綠色價格區間200元/噸，中長期合同月度部分價格港口最高平倉價達到643元/噸，超出綠色價格區間73元/噸。近兩年由于煤價大幅上漲，發電和供熱邊際利潤倒掛，大唐集團東北、華北區域煤電企業資產負債率普遍超97%以上，個別電廠資產負債率已超過100%。企業連年虧損，運營舉步維艱，部分企業已陷入銀行停貸、無錢購煤的被動局面。國家電投集團中東部地區部分投產較早的電廠，由于連年虧損，財務費用高，企業信譽下降，貸款困難，面臨資金鏈斷裂風險，經營難以為繼，且由于設備系統老化，煤耗指標居高不下，技術改造提升空間小、收益小，陷入“越發越虧”的惡性循環。部分煤炭供應緊張區域的電廠，如湖南區域電廠，標煤價格一度飆升至909元/噸。受高煤價因素影響，火電點火價差大幅下行，部分項目某些月份甚至為負，如華潤集團沈陽項目，自2018年以來多個月份點火價差在-3～-7分/千瓦時之間，造成大額虧損。

三是去產能力度偏大，原煤產量增長緩慢，進口煤控制力度不斷加大。2018年煤價較2015年增長55%，五大集團為此多支出電煤款3000億元；全國1～9月原煤零增產，而電企自備煤礦產能也受政策所限不得擴充，企業陷于有煤用不上的兩難境地。到10月底2018年度全國進口煤指標已提前用完、無法進口，對國內煤炭市場價格預期也產生極大影響，對沿海地區電煤保障供應帶來了巨大挑戰。

四是東北地區保供形勢嚴峻。東北、貴州等部分區域電煤供應存在一定缺口。煤價高位運行，國家有關部門已連續召開6次會議協調，但東北三省迎峰度冬保供形勢不容樂觀。受電煤不足影響，東北地區已經連續3年實施應急保供（熱）。

五是運輸成本增加，鐵路調運難度增大。國內煤炭產能向“三西”地區集中，全國煤炭平均運距增加，運輸成本上漲較多，部分地區鐵路運力瓶頸更加明顯，尤其是跨局運輸的協調難度加大。

二、中長期合同煤訂貨困難且兌現率低

當前影響煤炭市場的因素紛繁復雜，唯有在產、運、需三方中長期合同簽訂、優質產能替換和可調節庫存管理等方面給予宏觀管控和指導，才能實現電煤市場的全年總體平穩運行，避免因產運需銜接不暢，影響電煤供應保障。

大唐集團近期與部分中長期合同單位進行了年度訂貨的前期溝通和銜接，部分煤炭企業從自身利益最大化出發，以各種理由提出了消減中長期合同比例、增加捆綁銷售現貨比例和上調市場（現貨）價格的要求，中長期合同保供控價的壓艙石作用面臨被削弱的風險，這種情況在其他集團也普遍存在。

三、電力市場交易競爭不斷加劇

目前影響火電最大因素是上網電價、煤價與利用小時數，三重因素疊加，導致火電行業虧損加劇。隨著電改的推進，市場化交易電量占比大幅增加，交易電價不斷下滑，交易價差呈逐年擴大趨勢。同時市場交易方式日趨復雜，市場交易對發電效益沖擊日益擴大。一方面市場化交易規模進一步放大，但電力市場化改革在各地區的進程不統一，市場規則制定不夠規范，部分省區開始出現無序競價，地方干預交易的情況突出；另一方面供需失衡形勢下發電競爭持續加劇，導致發電企業大幅降價讓利，發電行業經營和發展面臨愈加沉重的市場壓力。

2018年大唐集團參與市場交易電量規模將超2100億千瓦時，占銷售電量的比例將超過40%，在維持2017年價格降幅的情況下總體讓利超過80億元；截至10月底國家電投2018年煤電市場交易電量797億千瓦時，煤電市場交易電價較標桿電價下降19.38元/千千瓦時（不含稅），讓利15.45億元；華潤電力市場化交易電量占比為54.9%，同比提高11.8個百分點，市場電占比持續擴大。

2019年廣東省將率先啟動電力現貨交易，電力市場極有可能全面放開。1～10月廣東市場交易電量1301.1億千瓦時，發電企業讓利85.6億元。市場交易規模放開偏快，競爭強度過大，發電側單方面降價導致煤電企業經營更趨嚴峻。各類市場主體積極參與電力交易，市場競爭異常激烈，甚至存在惡性競爭現象，市場交易價格不斷下行，與標桿上網電價價差進一步擴大，如廣東區域價差一度擴大至8.9分/千瓦時，河南區域價差也高達6.5分/千瓦時，部分煤電企業微利甚至虧損售電。

四、其他政策影響

（一）電源結構持續優化調整，非化石能源加速發展

為貫徹落實國家《能源發展“十三五”規劃》和《電力發展“十三五”規劃》相關要求，水電、風電、太陽能、核電、垃圾等清潔能源發電裝機發展迅速，裝機容量占比大幅增加，西南水電大省、三北新能源大省、控煤區域省份火電企業經營困難，火電企業生存空間急劇減小。

受制于區內電力供需矛盾，水電大發及嚴峻的棄水壓力形勢，西南部分省區火電企業經營較為困難。大唐集團在渝的石柱電廠、在桂的合山電廠及在滇的紅河電廠等企業，設備利用小時近年來一直處于較低水平，市場電量占比較高導致執行電價較標桿電價大幅下降，加上燃料價格高企，火電企業持續虧損，維持企業正常經營十分困難。國家能源投資集團四川、云南所有火電廠資不抵債，資金鏈已實質性斷裂，廣西、甘肅火電電量全部由市場獲得。目前陜西、山東、浙江等省份收緊控煤政策，導致部分高參數、低能耗機組長期處于停備狀態。

（二）煤電標桿電價不斷下調，可再生能源補貼欠費規模持續增大

煤電標桿電價不斷下調，政策性減利金額巨大。如據國家發改委相關文件，廣東省2013～2016年煤電標桿上網電價共下調四次，累計下調8.25分/千瓦時（含稅），四年來累計影響粵電集團煤電企業利潤總額36.9億元，2017、2018年基本維持2016年水平。

另外，雖然2017年下半年國家上調了煤電標桿上網電價，但上調幅度有限，且受降低企業用電成本的總體要求影響，在當前高煤價的情況下，2018年下半年部分省份仍計劃陸續下調煤電標桿上網電價，市場電量增量減價、個別省份標桿上網電價預期下調，致使火電平均上網電價總體水平呈下行趨勢。而可再生能源補貼欠費規模持續增大，也進一步加大了企業經營困難。

（三）煤電企業環保壓力持續增加，十三五期間全國發電企業需投入環保改造資金2000億元

近年來國家推行更為嚴格的能效環保標準，火電企業需在節能降耗、“三廢”治理等方面加大投入，加快機組升級改造，導致生產成本顯著上升。華能集團每年投入技改資金50多億中有30億是投入環保改造，無法產生經濟效益。個別地區在特殊時期要求更嚴格，要求控制在原超低排放標準的一半以下。如部分地區要求實現煙氣消白羽，進一步增加了煤電企業環保排放投入。以江蘇地區煙氣“控白”為例，華潤電力僅徐州區域的8臺機組即須增加資本性開支約1.4億元。

部分地區具備投產條件煤電機組受政策影響被限投。國家發改委、能源局在《關于印發2018年分省煤電投產項目的通知》（發改能源〔2018〕821號）中明確，河南、貴州、遼寧省今年的投產規模為零。

（四）跨省跨區送電及清潔能源蓬勃發展，火電利用小時承壓

跨省跨區送電能力大幅提升，“三棄”現象逐年改善。受此影響，2017全國火電利用小時4165小時，同比下降44小時。另外部分省份陸續出臺的控煤政策也進一步降低了火電利用小時，以江蘇推行的“263”政策為例，華潤電力江蘇區域電廠2018年1～10月份利用小時同比下降298小時。2018年粵電集團煤電機組利用小時數3397小時，同比減少40.3小時，2016～2018近三年利用小時平均在4000小時以下，設備利用率不到一半。

2018年全國用電增速略高于上年，用電量持續增加。但從長遠來看，煤電發電量、利用小時數呈持續下降趨勢，特別是云南、四川水電新能源大省，煤電機組利用小時數已降至2000小時以下，燃煤機組的生存空間受到極大挑戰。

（五）電網調峰需求大，煤電機組參與深度調峰

部分地區要求電廠參與深度調峰，機組長時間低負荷運行，負荷低至40%以下，甚至30%及更低，嚴重影響燃煤電廠安全穩定運行和發電效率。此外，電價調整面臨宏觀經濟形勢、實體經濟降成本等多方面因素影響，雖然已經達到煤電聯動的要求，但銷售側沒有煤電聯動空間，實質提高電價存在較大難度，啟動煤電聯動存在較大不確定性，煤電企業經營改善難度進一步加大。

四、除環保外的技改投入減少，火電機組深度調峰帶來的問題逐漸顯現

燃煤企業受經營困難影響，為完成降負債率的要求，持續大幅壓縮生產費用投入和環保以外的技術改造投入，如2017年國家電投火電企業技改和檢修維護費用總投資51億元，2018年計劃投資47億元，技改維護費用持續壓降，對機組設備可靠性、穩定性、經濟性均造成一定影響，設備安全運行風險增加。此外劣質煤摻燒造成的負面影響正逐漸凸顯，火電機組深度調峰帶來的設備問題也逐漸顯現。

（一）對發電設備的影響

當前火電機組靈活性改造工作正在持續深入開展，但機組深度調峰期間引起的煤耗大幅升高，汽輪機末級葉片水蝕、振動等設備問題需引起關注。此外燃煤電廠為降低燃料成本，均大量采購摻燒低價劣質燃煤，從目前來看，已造成諸多不良影響。

對鍋爐設備的磨損較為嚴重，四管泄漏問題突出。1～10月華電集團系統燃煤機組發生四管泄漏30臺次，同比增加70.6%；累計影響運行時間4360小時，同比上升53%。

鍋爐大面積結焦、排渣困難、燃燒不穩滅火等事件數量大幅度增加。據不完全統計，華電集團燃煤機組因煤質原因發生鍋爐限負荷及滅火事件34臺次，對機組運行穩定性造成較大影響，并且發生鍋爐爆燃、尾部煙道再燃燒等損壞設備安全事故的概率不斷增大。

機組運行經濟性降低，對節能減排工作開展造成不利影響。負荷率較低、調峰增加、摻燒劣質煤等不利因素，造成燃煤機組嚴重偏離設計工況運行，機組運行經濟性大幅度降低，供電煤耗、廠用電率等主要生產指標同比均增加。

（二）設備安全運行風險增加

由于煤電機組利用小時數下降，機組調峰頻繁、深度加大，啟停次數多，增加設備安全運行風險，尤其對高溫高壓金屬部件的影響較大，金屬部件失效事件有所增加。5月30日粵電集團珠海電廠出現中壓主汽門飛脫的不安全事件；沙角C電廠#2汽包主焊縫發現超標缺陷并進行在線處理；多臺機組的主蒸汽和再熱蒸汽管道上的化學取樣、溫度測點等管座異種鋼焊縫先后失效，運行中出現飛脫泄漏。

近年來國家電投所屬煤電企業發生因設備引起的非停事件30起，機組設備可靠性不容樂觀。近幾年在技改、設備檢修維護投入資金大多集中在深度調峰、環保超低排放改造、機組等級檢修等，在安全、節能改造投資占比減少。特別是一些煤電企業為多發電量和缺乏資金進行技術改造，能耗居高不下，安全風險累積。

（三）機組負荷率持續降低

火電機組調峰壓力日益顯現，燃煤機組負荷率持續較低，深度調峰機組越來越多，調峰幅度越來越大，調峰時間越來越長。大唐集團吉林、遼寧、黑龍江、河南、浙江等省份開展的深度調峰、啟停調峰，深調負荷由50%最低降至13%，華電集團1～10月份燃煤機組運行負荷率70.1%，600MW機組運行負荷率68.9%，其中貴州、黑龍江、遼寧區域600MW機組運行負荷率低于60%。

運行負荷率持續較低，調峰幅度、時間增加已經逐漸成為影響發電機組運行經濟性和穩定性不可忽略的重要因素。為滿足超低負荷運行工況，主要輔機設備啟停頻繁，大大縮減設備壽命和機組運行安全性；低負荷穩燃及啟動點火燃油量明顯增加，啟停過程中耗費大量能源，嚴重增加火電企業運營成本。

大量機組旋轉備用，造成機組負荷率系數無法提升。部分火電廠長期低負荷甚至單機運行，長時間單機運行增加全廠對外停電的風險，一些電廠的機組連續停運幾個月，增加設備防腐保養的難度。其主要原因有社會用電需求增長放緩、新增電源快速增長、輸入性產能過剩嚴重等（西電超計劃增送情況常態化）。

河南、吉林、重慶、新疆等省份區域平均負荷率長期低于60%。遼寧、黑龍江、山西、寧夏區域累計負荷率同比降低超過5%。截至10月，大唐集團所屬86家火電企業中12家累計負荷率低于60%，30臺機組負荷率低于60%。負荷率過低，汽輪機通流效率大幅下降，嚴重制約機組運行經濟性和安全性。鑒于火電機組經濟性最佳的負荷值為90%，對于資源、能源的浪費都非常驚人。

火電運營路在何方

調研顯示，雖然各大發電集團的生產經營狀況各有不同，但全部認為煤價過高是此輪煤電大面積虧損的“罪魁禍首”。一方面是高漲的煤價，另一面卻是滯塞的電價。

作為對火電影響最大的煤價，簽訂中長期合同成為控制燃料成本的重要手段。但是目前煤電雙方雖達成共識，但簽訂的合同量無法達到國家發改委的要求，且與電企實際需求量相比仍是“杯水車薪”。

除了煤價的原因，火電盈利的關鍵還在于供需基本面的轉變，隨著電力市場化交易電量的不斷增加，在過剩的環境下，煤電還不得不面對來自市場的壓力。如果供需平衡關系沒有理順，接下來火電虧損或仍將持續。就此，與會企業也提出了自己的建議。

一、進一步增加供應，完善電煤中長期合同機制

一是要繼續深化供給側結構性改革，優化煤炭資源配置，在充分預估經濟發展對煤炭需求的影響基礎上，提前做足產能釋放規劃，增加煤炭有效供給，加快釋放合理先進產能；綜合考慮統調公用燃煤電廠裝機容量和利用小時等指標，對煤炭減量任務進行單獨核算，合理調配。

二是繼續堅定不移、多措并舉督促、協調地方政府及大型煤炭企業做好煤炭先進產能的釋放工作。國家層面要大力協調煤炭主產地政府，盡可能減少或者消除對煤炭正常生產的影響，提升供應保障能力。加快規劃建設“三西”地區其它電煤外送通道，解決運輸瓶頸問題。

三是要減少對進口煤政策的限制，對燃煤電廠自用進口煤給予支持，保障冬季電煤安全穩定供應；綜合考慮電廠裝機容量和利用小時等情況，將進口煤炭指標分配政策進行合理優化。合理調整進口煤全年總量控制目標，發揮進口煤“調節器”的關鍵作用和低硫的環保優勢。

四是要完善電煤中長期合同機制，確定滿足煤電雙方健康發展的中長期合同基準價格及調價機制。加強對燃煤年度中長期合同簽訂、履約監管，采取月度、季度監管，發揮好中長期合同穩定供應和控制價格的雙重作用。陸路直達煤建立并完善價格機制，限制陸路直達煤價無序上漲狀況。繼續推進煤價管控，特殊時段采取特殊政策，逐步實現煤炭整體價格回歸綠色區間，引導煤炭價格回歸至合理區間。同時呼吁國家層面建立企業誠信監督考評機制，規范煤炭市場秩序。

二、穩妥推進市場化改革，強化市場誠信意識

穩步推進市場化改革，完善交易規則，解決當前市場存在的問題。從政策、財稅方面給予煤電企業一定支持，給予虧損煤電企業“喘息”和“回暖”的機會，保證煤電行業的健康運營。加強省級市場監管，提高市場透明度，避免過度無序競爭，確保電力市場健康有序發展。

因地制宜、科學合理設計電力現貨市場模式。加強對廣東等8個試點省份電力現貨市場建設的指導，組織各市場主體參與電力現貨市場建設工作，廣泛聽取各方意見建議，并結合試點區域社會環境、法制環境、金融環境和監管環境，科學合理設計市場模式和交易規則。

認真對電力市場建設和市場交易進行總結，修改完善交易規則，解決當前電力市場存在的問題，穩妥推進現貨交易、售電側改革，暫緩啟動全國統一電力市場建設。推進信用體系建設，整合完善指標體系，避免出現多個指標體系并存的局面，盡快出臺與市場交易接軌的獎懲機制。加強市場監管，杜絕非市場因素的強制干預，讓市場決定價格，真正發揮資源配置的作用。

三、進一步優化電力運行調度方式

提出更加合理的電量調度政策，努力提高高效節能燃煤發電機組負荷率和利用小時數，以最大程度地降低靈活性改造對于機組的損害，而且有些損害是以減少機組使用壽命為代價的，是不可逆的。

盡快啟動煤電聯動工作，合理調整上網電價，緩解煤電企業的經營困境。為緩和“煤電頂牛”的矛盾，保障電煤供應，引導煤價回歸合理區間，建議設定一個調整周期、價格波動超過5%進行電價聯動調整，合理疏導煤電企業發電成本，促進行業健康發展。

四、提高電力企業設備健康關注程度

目前很多設備故障具有共性問題，但這些設備故障和缺陷僅局限于各自發電企業內部通報，其他企業不能及時獲得信息，防范于未然，極容易導致反復出現類似的設備事故，甚至造成人身傷害。各方應加強電力企業設備安全可靠運行的關注程度。中國電力設備管理協會應加強全行業設備管理平臺建設，以促進各發電企業間的溝通聯系，取長補短，吸取先進企業管理工作經驗和先進技術。

建議建立定期發布火電行業設備運行信息簡報機制，按月或季度，由各個發電企業將本單位的設備運行信息匯總到中國電力設備管理協會，統一向所有發電企業發送信息簡報。一方面可以在全國營造“聞過則喜”的安全生產氛圍，另一方面可以做到“一廠出事故、萬廠受教育，一地有隱患，全國受警示”，對保證全國電力行業安全生產有重要意義。

與會國家能源局有關業務部門表示：

——高度關注煤電企業的生產、經營情況，環保作為一項國家政策仍將會繼續堅定不移地實施下去，但也會適時作出相應地調整；煤炭去產能政策已經開始在調整，包括國家發改委對新煤礦的批復也在加速；電力現貨市場不會一直單方面的降價，但在未來一兩年內電價下降仍將是主流趨勢。

——未來煤電仍將作為清潔取暖的主力發揮作用，將進一步推行、優化機組節能調度，加大對燃煤機組靈活性改造政策引導力度，提升深度調峰燃煤機組發電效益，以期降低發電企業運營費用。

——火電靈活性改造一定要讓相關參與的各方都能夠受益，對由中國電力設備管理協會與三大主機制造廠聯合主導推出火電機組靈活性改造導則的行為推出給予了高度肯定與評價。

——切實加強火電設備安全管理，要針對當前火電企業生產運營遇到的困境，搞好隊伍的穩定，嚴格設備運維管理規范，做好長停設備的維護保養，強化發電設備安全風險管控，杜絕設備帶病運行，確保發電設備安全健康運行。

——火電企業要轉型發展，創新商業模式、不斷開拓利潤增長點，因地制宜開發供電、供熱、供冷、供氣等綜合能源供應服務，加快向綜合能源服務商轉型，拓展新的利潤增長點，降低燃料成本，以拓寬企業生存空間，走一條可持續發展的道路。