宁夏电力监管部门摸底燃煤发电企业2018年度生产经营情况 绝大部分煤电企业出现亏损

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公司、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公司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。