(来源：中国电力企业管理 ID：zgdlqygl 作者：井然)
《中国电力企业管理》：请您介绍一下贵公司煤电板块经营情况。
田文胜：大唐甘肃发电公司所属煤电装机全部是响应国家“上大压小”政策建设的。目前，公司总装机容量535.95万千瓦，其中煤电装机441.5万千瓦，水电装机74.9万千瓦，风电装机19.5万千瓦，光伏发电0.05万千瓦。公司煤电装机占全省公用煤电装机的29.45%。受煤电机组发电小时持续走低、区域煤电价格联动不到位、市场化电量恶性竞争等多重因素影响，公司煤电板块一直处于亏损状态。2016年，公司煤电板块发电量112亿千瓦时，煤电机组利用小时完成2944小时，平均上网电价274.83元/兆瓦时，煤电板块亏损5.54亿元。2017年一季度，公司煤电机组利用小时同比增加15小时，平均上网电价同比降低10元/兆瓦时，公司煤电板块亏损高达2.68亿元，电煤价格同比大幅上涨是造成公司2017年一季度煤电板块亏损加剧的主要原因。
据甘肃省发电企业联合会调研和掌握的情况，2016年，受煤价大幅上涨、用电增速放缓、发电产能过剩、市场化交易价格降幅较大等因素影响，甘肃区域煤电企业普遍亏损，经营业绩不断恶化。甘肃五家发电集团(华能、大唐、国电、国投、中电建五家在甘发电企业)全年亏损34亿元，累计亏损117亿元，当年和累计无一家盈利。甘肃煤电行业整体面临重大经营风险，部分煤电企业资金链已然断裂，只能依靠母公司“输血”维持经营。
《中国电力企业管理》：煤电板块正面临哪些具体困难?
田文胜：电量、电价、电煤是影响煤电企业经营的三个主要因素。
一是从供应侧看，当前及今后一段时期，甘肃电力市场供大于需形势严峻。近年来，甘肃电力装机特别是新能源装机增长迅速，加之省内用电负荷增速下滑，省外电力市场需求不足，以及电力外送通道建设相对滞后等因素影响，甘肃省发电能力富余较多。截至2016年底，甘肃总装机容量4825万千瓦，煤电、新能源、水电装机比为4∶4∶2，最大用电负荷1339万千瓦，最大发电出力1672万千瓦。总装机容量与最大用电负荷比高达3.6∶1，新能源渗透率达146.6%。弃风、弃光问题严重与煤电机组面临无电可发的现象并存。
二是从需求侧看，受宏观经济形势、地方经济发展状况及产业结构等因素影响，甘肃省用电量增速持续低迷。2013～2016年，甘肃省全社会用电量增长率分别为7.91%、2.07%、0.3%、-3.09%。其中，2016年全社会用电量1065亿千瓦时、同比减少10.45亿千瓦时，出现负增长。甘肃以原材料工业为主的工业结构明显偏重，工业用电占全社会用电量的近80%，工业用电量中高载能行业用电量又占近80%。工业用电量特别是高载能行业用电量完全左右着全省用电量的起伏和走势，在“去产能”的大背景以及相关省份同行业竞争激烈的情况下，保持和恢复用电量面临严峻考验，搞不好用电量将面临“坍塌式”下滑风险。
三是受煤炭减量化生产制度影响，2016年起煤炭价格急速大幅上涨。甘肃煤炭年产能约4400万吨，煤炭年消费约5800万吨。省内电煤供应主要来源为华亭煤业、靖远煤业和窑街煤电。截至2016年底，华亭煤业出矿车板价为409元/吨，较2016年初上涨238元/吨，涨幅139%;靖远煤业出矿车板价为410元/吨，较2016年初上涨210元/吨，涨幅105%;窑街煤电出矿车板价为420元/吨，较2016年初上涨220元/吨，涨幅110%。截至2017年3月底，华亭煤业出矿车板价为430元/吨，靖远煤业出矿车板价为410元/吨，窑街煤电出矿车板价为430元/吨。煤炭价格继续高位运行，煤电企业入炉综合标煤单价平均在600元/吨左右。
四是市场恶性竞争导致煤电机组上网电价大幅下降。2015年起，甘肃便推行煤电机组无基数电量直接交易以及外送电量全部市场化。甘肃省煤电机组标杆电价297.8元/兆瓦时，2015年煤电直接交易电量平均电价降幅41元/兆瓦时，2016年煤电直接交易电量平均电价降幅101元/兆瓦时，2017年煤电直接交易电量平均电价降幅61.7元/兆瓦时，煤电机组直接交易上网电价已非常接近其燃单成本，直接交易结果令人堪忧，甘肃煤电企业“量价”齐跌现状“惨烈”。
五是装机严重过剩使得煤电机组发电小时逐年走低。2013～2016年，甘肃公用煤电机组发电小时分别为4237小时、3870小时、3252小时、3170小时。根据省内电力电量平衡预测和有关公告，2017年甘肃公用煤电机组省内平衡发电量总计为384.6亿千瓦时，其中包括“以热定电”电量181.41亿千瓦时、安全约束电量80.27亿千瓦时、调峰调频电量122.9亿千瓦时，除此之外煤电机组再无省内发电空间。2017年甘肃将新投4台35万千瓦热电机组，年底甘肃公用煤电机组装机容量将达到1629万千瓦，据此计算2017年公用煤电机组省内发电小时仅2500小时左右。
《中国电力企业管理》：面对燃煤发电企业全面亏损状况，您认为煤电企业该如何解困?有哪些建议?
田文胜：煤电行业全面亏损及煤电企业解困，既是热点问题，也是难点所在。目前甘肃省煤电行业整体已经面临生死存亡的关口，形势异常严峻。然而，无论过去、现在、还是将来，煤电机组是不可或缺的。就甘肃而言，枯水期需要煤电当基荷，新能源消纳需要煤电来调峰，供暖供热离不开煤电作为热源，新能源外送也需要煤电来“打捆”。因此，不能将煤电企业“一棒子打死”，必须确保煤电行业的可持续发展。谈及煤电解困，结合甘肃实际情况，建议从停建各类新增电源项目建设、取消煤炭减量化生产制度、着力完善电力市场机制、加快区域电力市场建设等方面着手。
一是停建、缓建各类新增电源项目建设。对于煤电去产能，今年的政府工作报告中明确提出“淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上，以防范化解煤电产能过剩风险。”为防范化解煤电产能过剩风险，2016年就先后出台了《关于促进我国煤电有序发展的通知》(发改能源〔2016〕565号)、《关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布2019年煤电规划建设风险预警的通知》(国能电力〔2016〕42号)、《关于进一步调控煤电规划建设的通知》(国能电力〔2016〕275号);另外，为促进风电产业健康发展，2015年出台了《关于进一步完善风电年度开发方案管理工作的通知》(国能新能〔2015〕163号);对于自备电厂，《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》(发改经体〔2015〕2752号)也明确规定“在装机明显冗余、火电利用小时数偏低地区，除以热定电的热电联产项目外，原则上不再新(扩)建自备电厂项目。”按照“煤电规划建设风险预警结果为红色的地区不允许新建煤电项目”以及“弃风限电比例超过20%的地区不得安排新的建设项目”,鉴于甘肃装机严重过剩的实际情况，建议甘肃停建、缓建各类新增电源项目，防止发电产能过剩进一步恶化。需要补充强调的是，要落实好这些政策，在加大政府监管力度的同时，行业需要加强自律，企业更需慎重决策项目开工。
二是取消煤炭减量化生产制度。2012年以来，受经济增速放缓、能源结构调整等因素影响，煤炭需求大幅下降，供给能力持续过剩，供求关系严重失衡，导致煤炭企业效益普遍下滑。为有效化解过剩产能，推动煤炭企业实现脱困发展，2016年国家出台了《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》(国发〔2016〕7号)，提出了严格控制新增产能、加快淘汰落后产能和其他不符合产业政策的产能、有序退出过剩产能、严格控制超能力生产等系列组合措施。从2016年全国范围内煤炭价格快速飙升的结果来看，一方面煤炭企业经营业绩大幅改善，短期内即实现了扭亏为盈，今年一季度的净利润颇为乐观;另一方面煤电矛盾却被激化并不断加剧。看来煤炭去产能的个别措施需要重新评估，特别是“从2016年开始，全国所有煤矿按照276个工作日重新确定生产能力，即直接将现有合规产能乘以0.84(276除以330)的系数后取整，作为新的合规生产能力”的措施规定，被业界普遍认为是导致煤炭价格急速上涨和加剧煤电矛盾的主要原因，行政强势干预市场有“矫枉过正”之嫌，也不利于煤炭去产能其他措施的落实。像甘肃煤炭消费本就大于煤炭产能的区域，“一刀切”的执行煤炭减量化生产制度更有待商榷。毕竟去产能不等于限产量，因此，建议将276个工作日恢复到330天。
三是着力完善电力市场机制。供大于需的情况下推进电力市场化改革，电价下降是一种必然的预期结果。然而，当前的中长期交易市场普遍存在“准入用户漫天要价，发电企业恶性竞争”的现状，这种情况急需改变。就甘肃电量市场化交易竞争情况来看，由于供需比很大，在没有限价情况下，新能源企业普遍采取“0”电价中标策略;而煤电企业为了争得电量防止无电可发的窘境，基本采取接近“燃单成本”电价中标策略，这些都从侧面反映出当前电力中长期直接交易市场的“缺陷”。建议在市场机制不完善的情况下，为避免恶性竞争，对参与直接交易机组发电能力明显大于用电需求的地区进行价格限制。同时，抓紧完善市场机制。就煤电机组而言，为了体现公平、公正原则并保障煤电机组正当权利，必须建立煤电机组容量市场以体现煤电机组的备用价格，同时完善调峰等辅助服务市场以体现煤电机组调峰等辅助服务价值进而挖掘当地电力系统调峰潜力，不能仅仅通过行政手段，一味地要求煤电机组开展煤电机组灵活性改造并承担深度调峰职责。
四是加快区域电力市场建设。通过区域市场建设，破除各省为政、画地为牢、地方保护，着力打破省间壁垒，促进甘肃新能源与火电打捆外送市场消纳，实现电力资源在更大范围优化配置。在建设区域市场的同时，按照市场化原则从技术经济两个方面统筹谋划电力富集地区外送通道建设，解决输电阻塞问题。
(本文刊载于《中国电力企业管理》2017年4期，作者系本刊记者)
