煤电行业长期亏损影响正常运营，国资委出手整合

文章来自公众号：能源杂志（ID：energymagazine），作者：沈小波，题图来自：视觉中国。

国资委出手整合煤电资源，一石激起千层浪。

近日，国资委下发《中央企业煤电资源区域整合试点方案》，引起坊间热议。国资委牵头五大电力央企，分区域进行煤电资产整合，首批试点5个省、自治区，每个省级区域由一家电力央企牵头，整合过剩产能，提升煤电经营效率。

国资委的大动作背后，是煤电企业连续亏损多年。国资委承担国有资产保值增值的责任，守土有责，不得不出手救助。

国资委文件显示，截至2018年12月末，华能、大唐、华电、国家电投和国家能源集团五家涉及煤电的央企，煤电厂共计474户，装机规模5.2亿千瓦，资产总额1.5万亿元，负债总额1.1万亿元，平均资产负债率73.1%，其中亏损企业257户，占到54.2%，累计亏损379.6亿元，平均资产负债率88.6%。

央企煤电资产大面积的亏损，不是经营出了问题，是政策性亏损。

煤电厂发电成本最大的一块是燃料成本。燃料煤的成本占总成本高达七成。2012年12月，国务院发布《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，电煤价格彻底市场化。但煤电厂上网电价却由政府管制。

《关于深化电煤市场化改革的指导意见》也提到，要“继续实施并不断完善煤电价格联动机制”，并且设置了明确的联动条件。但是从2016年以来，煤炭价格持续上涨，直逼2013年的煤炭价格高点，但历次煤电联动却没有严格执行，煤电厂无法将上涨的成本通过电价传导出去。

再者，2018年以来，国家为降低工商业能源成本，两次降低工商业电价，降电价成为为工商业企业减轻成本的政策取向，煤电厂希望通过涨电价来疏导成本更是难上加难。

今年9月26日，国务院常务会议决定，明年1月1日起，取消煤电联动，上网电价改为“基准价+上下浮动”的市场化机制，但是第一年必须确保工商业电价只降不升。降电价、降低工商业企业用能成本仍然是政策方向。

燃料煤成本和上网电价的倒挂，还只是煤电企业遇到的麻烦中的一个。

近年来，随着风电、光伏等可再生能源的兴起，煤电厂一方面需要让出发电小时，为规模逐渐扩大的新能源提供消纳空间，另一方面需要为新能源的波动性，提供系统调峰。

这带来的后果，就是煤电厂的发电小时数走低。2018年，6000千瓦及以上煤电机组利用小时在4300小时左右，略高于2017年，但离煤电机组设计值5500小时，仍然相差极大。

电价不能覆盖发电成本，发电小时数又达不到设计值，煤电厂又怎能不亏？

不仅央企煤电资产经营困难，全行业也是如此。中电联统计，截至2018年10月底，煤电企业平均亏损面达58.94%，根据当前电煤价格、标杆电价和机组年利用小时测算，只有百万机组存在微利，其余30万、60万级机组均处于亏损状态。

煤电是中国电力供应的绝对主体能源，承担保证能源安全的责任。2018年，中国煤电发电44829亿千瓦时，占全社会用电量64.97%；煤电机组100835万千瓦，占53.07%。

长期的亏损已经影响到煤电厂的持续稳定运营。多个煤电厂负责人在公开或私下都表示过，煤电厂现在年轻的骨干流失严重，大学毕业生也不愿进煤电厂，企业长期亏损，员工心气不高，精神状态也不好，他们担心出现安全事故。

不仅如此，不能健康运行的煤电企业，也无法为系统提供更多的调峰资源。

《电力发展‘十三五’规划》提出，“十三五”期间“三北”地区完成煤电机组灵活性改造2.15亿千瓦，以为更多波动的新能源提供调峰资源。最后的结果是，改造完成了5078万千瓦，仅为目标的24%。

目标达不成，原因很简单。灵活性改造之后，承担更多调峰责任，带来发电小时数进一步下降，却没有相应的回报，煤电厂本身经营已经举步维艰，再去灵活性改造自然没有动力。

作为中国最大电力供应主体，也是最经济的发电形式之一，煤电承担着保证能源供应安全和为系统调峰、保证电力系统稳定运行的双重责任。但这些价值却得不到相匹配的回报，煤电厂得不到合理收益，无法健康运行，进而也威胁到了能源供应和电力系统的安全。

煤电行业要扭转近半数亏损的非正常局面，仍然需要主管部门，正本溯源，重新审视煤电的价值，重建煤电收益机制，这不仅事关央企、国企保值增值，更事关能源供应安全与电力系统的稳定运行。

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