全国火电亏损面超半：路在何方

中国电力设备管理协会研究室

中国电力设备管理协会调研显示，五大发电集团火电全部亏损超半，亏损最高的已经接近70%，当下煤电经营困难已经到了“伤筋动骨”的地步，而且亏损面仍呈现持续增长态势，中国火电未来路在何方

中国电力设备管理协会组织的全国燃煤发电企业运营状况调研交流座谈会，于11月21日在北京召开。国家能源局电力司、电力安全监管司、电力可靠性管理中心有关领导认真听取了来自中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、国家能源投资集团公司、国家电力投资集团公司、神华能源国华电力公司、华润电力投资公司、广东省粤电集团公司、中国电力国际有限公司和部分基层燃煤发电企业以及哈尔滨电气集团公司、东方电气股份公司、上海电气集团公司的汇报，并对当前燃煤发电企业生产经营和发电设备管理工作进行了深入交流。

据中国电力设备管理协会统计，截至2018年9月底，全国煤电装机9.9亿千瓦，在火电装机中占比88.4%，在全部电力装机中占比为56.3%。此次调研显示，五大发电集团火电全部亏损超半，亏损最高的已经接近70%，主要是受煤电经营困难所致。当下煤电经营困难已经到了“伤筋动骨”的地步，而且亏损面仍呈现持续增长态势，也由此凸显了当下煤电生存与发展的两难处境。

针对相关问题，与会发电企业提出了相对应的解决思路，其中共识最高的，是呼吁能够获得国家电力生产相关政策，以从政府侧和电网调度侧、发电侧三方发力并举缓解燃煤发电企业生产经营困境。出席会议的国家能源局职能部门与会领导对相关问题逐一做了解答与回应。

困境及成因

根据中国电力设备管理协会调研情况来看，目前燃煤发电企业主要存在的问题：

一、煤炭价格持续高位运行，火电企业经营十分艰难

一是煤炭供需失衡。1～10月全国统调电厂火电发电量同比增长7.44%，而原煤产量仅增长1.6%，国内煤炭供给仍存在硬缺口1亿吨左右，电煤市场整体处于“紧平衡”状态，边际利润持续攀升，火电发电成本上升，全行业亏损600多亿。

二是采购成本上涨过快。1～10月综合标煤单价747元/吨，同比上升49元/吨。11月已突破800元；港口部分价格全年总体偏离绿色价格区间，较长时段保持红色区间高位运行，截至10月底CCI煤炭港口最高平仓价达到770元/吨，超出绿色价格区间200元/吨，中长期合同月度部分价格港口最高平仓价达到643元/吨，超出绿色价格区间73元/吨。近两年由于煤价大幅上涨，发电和供热边际利润倒挂，大唐集团东北、华北区域煤电企业资产负债率普遍超97%以上，个别电厂资产负债率已超过100%。企业连年亏损，运营举步维艰，部分企业已陷入银行停贷、无钱购煤的被动局面。国家电投集团中东部地区部分投产较早的电厂，由于连年亏损，财务费用高，企业信誉下降，贷款困难，面临资金链断裂风险，经营难以为继，且由于设备系统老化，煤耗指标居高不下，技术改造提升空间小、收益小，陷入“越发越亏”的恶性循环。部分煤炭供应紧张区域的电厂，如湖南区域电厂，标煤价格一度飙升至909元/吨。受高煤价因素影响，火电点火价差大幅下行，部分项目某些月份甚至为负，如华润集团沈阳项目，自2018年以来多个月份点火价差在-3～-7分/千瓦时之间，造成大额亏损。

三是去产能力度偏大，原煤产量增长缓慢，进口煤控制力度不断加大。2018年煤价较2015年增长55%，五大集团为此多支出电煤款3000亿元；全国1～9月原煤零增产，而电企自备煤矿产能也受政策所限不得扩充，企业陷于有煤用不上的两难境地。到10月底2018年度全国进口煤指标已提前用完、无法进口，对国内煤炭市场价格预期也产生极大影响，对沿海地区电煤保障供应带来了巨大挑战。

四是东北地区保供形势严峻。东北、贵州等部分区域电煤供应存在一定缺口。煤价高位运行，国家有关部门已连续召开6次会议协调，但东北三省迎峰度冬保供形势不容乐观。受电煤不足影响，东北地区已经连续3年实施应急保供（热）。

五是运输成本增加，铁路调运难度增大。国内煤炭产能向“三西”地区集中，全国煤炭平均运距增加，运输成本上涨较多，部分地区铁路运力瓶颈更加明显，尤其是跨局运输的协调难度加大。

二、中长期合同煤订货困难且兑现率低

当前影响煤炭市场的因素纷繁复杂，唯有在产、运、需三方中长期合同签订、优质产能替换和可调节库存管理等方面给予宏观管控和指导，才能实现电煤市场的全年总体平稳运行，避免因产运需衔接不畅，影响电煤供应保障。

大唐集团近期与部分中长期合同单位进行了年度订货的前期沟通和衔接，部分煤炭企业从自身利益最大化出发，以各种理由提出了消减中长期合同比例、增加捆绑销售现货比例和上调市场（现货）价格的要求，中长期合同保供控价的压舱石作用面临被削弱的风险，这种情况在其他集团也普遍存在。

三、电力市场交易竞争不断加剧

目前影响火电最大因素是上网电价、煤价与利用小时数，三重因素叠加，导致火电行业亏损加剧。随着电改的推进，市场化交易电量占比大幅增加，交易电价不断下滑，交易价差呈逐年扩大趋势。同时市场交易方式日趋复杂，市场交易对发电效益冲击日益扩大。一方面市场化交易规模进一步放大，但电力市场化改革在各地区的进程不统一，市场规则制定不够规范，部分省区开始出现无序竞价，地方干预交易的情况突出；另一方面供需失衡形势下发电竞争持续加剧，导致发电企业大幅降价让利，发电行业经营和发展面临愈加沉重的市场压力。

2018年大唐集团参与市场交易电量规模将超2100亿千瓦时，占销售电量的比例将超过40%，在维持2017年价格降幅的情况下总体让利超过80亿元；截至10月底国家电投2018年煤电市场交易电量797亿千瓦时，煤电市场交易电价较标杆电价下降19.38元/千千瓦时（不含税），让利15.45亿元；华润电力市场化交易电量占比为54.9%，同比提高11.8个百分点，市场电占比持续扩大。

2019年广东省将率先启动电力现货交易，电力市场极有可能全面放开。1～10月广东市场交易电量1301.1亿千瓦时，发电企业让利85.6亿元。市场交易规模放开偏快，竞争强度过大，发电侧单方面降价导致煤电企业经营更趋严峻。各类市场主体积极参与电力交易，市场竞争异常激烈，甚至存在恶性竞争现象，市场交易价格不断下行，与标杆上网电价价差进一步扩大，如广东区域价差一度扩大至8.9分/千瓦时，河南区域价差也高达6.5分/千瓦时，部分煤电企业微利甚至亏损售电。

四、其他政策影响

（一）电源结构持续优化调整，非化石能源加速发展

为贯彻落实国家《能源发展“十三五”规划》和《电力发展“十三五”规划》相关要求，水电、风电、太阳能、核电、垃圾等清洁能源发电装机发展迅速，装机容量占比大幅增加，西南水电大省、三北新能源大省、控煤区域省份火电企业经营困难，火电企业生存空间急剧减小。

受制于区内电力供需矛盾，水电大发及严峻的弃水压力形势，西南部分省区火电企业经营较为困难。大唐集团在渝的石柱电厂、在桂的合山电厂及在滇的红河电厂等企业，设备利用小时近年来一直处于较低水平，市场电量占比较高导致执行电价较标杆电价大幅下降，加上燃料价格高企，火电企业持续亏损，维持企业正常经营十分困难。国家能源投资集团四川、云南所有火电厂资不抵债，资金链已实质性断裂，广西、甘肃火电电量全部由市场获得。目前陕西、山东、浙江等省份收紧控煤政策，导致部分高参数、低能耗机组长期处于停备状态。

（二）煤电标杆电价不断下调，可再生能源补贴欠费规模持续增大

煤电标杆电价不断下调，政策性减利金额巨大。如据国家发改委相关文件，广东省2013～2016年煤电标杆上网电价共下调四次，累计下调8.25分/千瓦时（含税），四年来累计影响粤电集团煤电企业利润总额36.9亿元，2017、2018年基本维持2016年水平。

另外，虽然2017年下半年国家上调了煤电标杆上网电价，但上调幅度有限，且受降低企业用电成本的总体要求影响，在当前高煤价的情况下，2018年下半年部分省份仍计划陆续下调煤电标杆上网电价，市场电量增量减价、个别省份标杆上网电价预期下调，致使火电平均上网电价总体水平呈下行趋势。而可再生能源补贴欠费规模持续增大，也进一步加大了企业经营困难。

（三）煤电企业环保压力持续增加，十三五期间全国发电企业需投入环保改造资金2000亿元

近年来国家推行更为严格的能效环保标准，火电企业需在节能降耗、“三废”治理等方面加大投入，加快机组升级改造，导致生产成本显著上升。华能集团每年投入技改资金50多亿中有30亿是投入环保改造，无法产生经济效益。个别地区在特殊时期要求更严格，要求控制在原超低排放标准的一半以下。如部分地区要求实现烟气消白羽，进一步增加了煤电企业环保排放投入。以江苏地区烟气“控白”为例，华润电力仅徐州区域的8台机组即须增加资本性开支约1.4亿元。

部分地区具备投产条件煤电机组受政策影响被限投。国家发改委、能源局在《关于印发2018年分省煤电投产项目的通知》（发改能源〔2018〕821号）中明确，河南、贵州、辽宁省今年的投产规模为零。

（四）跨省跨区送电及清洁能源蓬勃发展，火电利用小时承压

跨省跨区送电能力大幅提升，“三弃”现象逐年改善。受此影响，2017全国火电利用小时4165小时，同比下降44小时。另外部分省份陆续出台的控煤政策也进一步降低了火电利用小时，以江苏推行的“263”政策为例，华润电力江苏区域电厂2018年1～10月份利用小时同比下降298小时。2018年粤电集团煤电机组利用小时数3397小时，同比减少40.3小时，2016～2018近三年利用小时平均在4000小时以下，设备利用率不到一半。

2018年全国用电增速略高于上年，用电量持续增加。但从长远来看，煤电发电量、利用小时数呈持续下降趋势，特别是云南、四川水电新能源大省，煤电机组利用小时数已降至2000小时以下，燃煤机组的生存空间受到极大挑战。

（五）电网调峰需求大，煤电机组参与深度调峰

部分地区要求电厂参与深度调峰，机组长时间低负荷运行，负荷低至40%以下，甚至30%及更低，严重影响燃煤电厂安全稳定运行和发电效率。此外，电价调整面临宏观经济形势、实体经济降成本等多方面因素影响，虽然已经达到煤电联动的要求，但销售侧没有煤电联动空间，实质提高电价存在较大难度，启动煤电联动存在较大不确定性，煤电企业经营改善难度进一步加大。

四、除环保外的技改投入减少，火电机组深度调峰带来的问题逐渐显现

燃煤企业受经营困难影响，为完成降负债率的要求，持续大幅压缩生产费用投入和环保以外的技术改造投入，如2017年国家电投火电企业技改和检修维护费用总投资51亿元，2018年计划投资47亿元，技改维护费用持续压降，对机组设备可靠性、稳定性、经济性均造成一定影响，设备安全运行风险增加。此外劣质煤掺烧造成的负面影响正逐渐凸显，火电机组深度调峰带来的设备问题也逐渐显现。

（一）对发电设备的影响

当前火电机组灵活性改造工作正在持续深入开展，但机组深度调峰期间引起的煤耗大幅升高，汽轮机末级叶片水蚀、振动等设备问题需引起关注。此外燃煤电厂为降低燃料成本，均大量采购掺烧低价劣质燃煤，从目前来看，已造成诸多不良影响。

对锅炉设备的磨损较为严重，四管泄漏问题突出。1～10月华电集团系统燃煤机组发生四管泄漏30台次，同比增加70.6%；累计影响运行时间4360小时，同比上升53%。

锅炉大面积结焦、排渣困难、燃烧不稳灭火等事件数量大幅度增加。据不完全统计，华电集团燃煤机组因煤质原因发生锅炉限负荷及灭火事件34台次，对机组运行稳定性造成较大影响，并且发生锅炉爆燃、尾部烟道再燃烧等损坏设备安全事故的概率不断增大。

机组运行经济性降低，对节能减排工作开展造成不利影响。负荷率较低、调峰增加、掺烧劣质煤等不利因素，造成燃煤机组严重偏离设计工况运行，机组运行经济性大幅度降低，供电煤耗、厂用电率等主要生产指标同比均增加。

（二）设备安全运行风险增加

由于煤电机组利用小时数下降，机组调峰频繁、深度加大，启停次数多，增加设备安全运行风险，尤其对高温高压金属部件的影响较大，金属部件失效事件有所增加。5月30日粤电集团珠海电厂出现中压主汽门飞脱的不安全事件；沙角C电厂#2汽包主焊缝发现超标缺陷并进行在线处理；多台机组的主蒸汽和再热蒸汽管道上的化学取样、温度测点等管座异种钢焊缝先后失效，运行中出现飞脱泄漏。

近年来国家电投所属煤电企业发生因设备引起的非停事件30起，机组设备可靠性不容乐观。近几年在技改、设备检修维护投入资金大多集中在深度调峰、环保超低排放改造、机组等级检修等，在安全、节能改造投资占比减少。特别是一些煤电企业为多发电量和缺乏资金进行技术改造，能耗居高不下，安全风险累积。

（三）机组负荷率持续降低

火电机组调峰压力日益显现，燃煤机组负荷率持续较低，深度调峰机组越来越多，调峰幅度越来越大，调峰时间越来越长。大唐集团吉林、辽宁、黑龙江、河南、浙江等省份开展的深度调峰、启停调峰，深调负荷由50%最低降至13%，华电集团1～10月份燃煤机组运行负荷率70.1%，600MW机组运行负荷率68.9%，其中贵州、黑龙江、辽宁区域600MW机组运行负荷率低于60%。

运行负荷率持续较低，调峰幅度、时间增加已经逐渐成为影响发电机组运行经济性和稳定性不可忽略的重要因素。为满足超低负荷运行工况，主要辅机设备启停频繁，大大缩减设备寿命和机组运行安全性；低负荷稳燃及启动点火燃油量明显增加，启停过程中耗费大量能源，严重增加火电企业运营成本。

大量机组旋转备用，造成机组负荷率系数无法提升。部分火电厂长期低负荷甚至单机运行，长时间单机运行增加全厂对外停电的风险，一些电厂的机组连续停运几个月，增加设备防腐保养的难度。其主要原因有社会用电需求增长放缓、新增电源快速增长、输入性产能过剩严重等（西电超计划增送情况常态化）。

河南、吉林、重庆、新疆等省份区域平均负荷率长期低于60%。辽宁、黑龙江、山西、宁夏区域累计负荷率同比降低超过5%。截至10月，大唐集团所属86家火电企业中12家累计负荷率低于60%，30台机组负荷率低于60%。负荷率过低，汽轮机通流效率大幅下降，严重制约机组运行经济性和安全性。鉴于火电机组经济性最佳的负荷值为90%，对于资源、能源的浪费都非常惊人。

火电运营路在何方

调研显示，虽然各大发电集团的生产经营状况各有不同，但全部认为煤价过高是此轮煤电大面积亏损的“罪魁祸首”。一方面是高涨的煤价，另一面却是滞塞的电价。

作为对火电影响最大的煤价，签订中长期合同成为控制燃料成本的重要手段。但是目前煤电双方虽达成共识，但签订的合同量无法达到国家发改委的要求，且与电企实际需求量相比仍是“杯水车薪”。

除了煤价的原因，火电盈利的关键还在于供需基本面的转变，随着电力市场化交易电量的不断增加，在过剩的环境下，煤电还不得不面对来自市场的压力。如果供需平衡关系没有理顺，接下来火电亏损或仍将持续。就此，与会企业也提出了自己的建议。

一、进一步增加供应，完善电煤中长期合同机制

一是要继续深化供给侧结构性改革，优化煤炭资源配置，在充分预估经济发展对煤炭需求的影响基础上，提前做足产能释放规划，增加煤炭有效供给，加快释放合理先进产能；综合考虑统调公用燃煤电厂装机容量和利用小时等指标，对煤炭减量任务进行单独核算，合理调配。

二是继续坚定不移、多措并举督促、协调地方政府及大型煤炭企业做好煤炭先进产能的释放工作。国家层面要大力协调煤炭主产地政府，尽可能减少或者消除对煤炭正常生产的影响，提升供应保障能力。加快规划建设“三西”地区其它电煤外送通道，解决运输瓶颈问题。

三是要减少对进口煤政策的限制，对燃煤电厂自用进口煤给予支持，保障冬季电煤安全稳定供应；综合考虑电厂装机容量和利用小时等情况，将进口煤炭指标分配政策进行合理优化。合理调整进口煤全年总量控制目标，发挥进口煤“调节器”的关键作用和低硫的环保优势。

四是要完善电煤中长期合同机制，确定满足煤电双方健康发展的中长期合同基准价格及调价机制。加强对燃煤年度中长期合同签订、履约监管，采取月度、季度监管，发挥好中长期合同稳定供应和控制价格的双重作用。陆路直达煤建立并完善价格机制，限制陆路直达煤价无序上涨状况。继续推进煤价管控，特殊时段采取特殊政策，逐步实现煤炭整体价格回归绿色区间，引导煤炭价格回归至合理区间。同时呼吁国家层面建立企业诚信监督考评机制，规范煤炭市场秩序。

二、稳妥推进市场化改革，强化市场诚信意识

稳步推进市场化改革，完善交易规则，解决当前市场存在的问题。从政策、财税方面给予煤电企业一定支持，给予亏损煤电企业“喘息”和“回暖”的机会，保证煤电行业的健康运营。加强省级市场监管，提高市场透明度，避免过度无序竞争，确保电力市场健康有序发展。

因地制宜、科学合理设计电力现货市场模式。加强对广东等8个试点省份电力现货市场建设的指导，组织各市场主体参与电力现货市场建设工作，广泛听取各方意见建议，并结合试点区域社会环境、法制环境、金融环境和监管环境，科学合理设计市场模式和交易规则。

认真对电力市场建设和市场交易进行总结，修改完善交易规则，解决当前电力市场存在的问题，稳妥推进现货交易、售电侧改革，暂缓启动全国统一电力市场建设。推进信用体系建设，整合完善指标体系，避免出现多个指标体系并存的局面，尽快出台与市场交易接轨的奖惩机制。加强市场监管，杜绝非市场因素的强制干预，让市场决定价格，真正发挥资源配置的作用。

三、进一步优化电力运行调度方式

提出更加合理的电量调度政策，努力提高高效节能燃煤发电机组负荷率和利用小时数，以最大程度地降低灵活性改造对于机组的损害，而且有些损害是以减少机组使用寿命为代价的，是不可逆的。

尽快启动煤电联动工作，合理调整上网电价，缓解煤电企业的经营困境。为缓和“煤电顶牛”的矛盾，保障电煤供应，引导煤价回归合理区间，建议设定一个调整周期、价格波动超过5%进行电价联动调整，合理疏导煤电企业发电成本，促进行业健康发展。

四、提高电力企业设备健康关注程度

目前很多设备故障具有共性问题，但这些设备故障和缺陷仅局限于各自发电企业内部通报，其他企业不能及时获得信息，防范于未然，极容易导致反复出现类似的设备事故，甚至造成人身伤害。各方应加强电力企业设备安全可靠运行的关注程度。中国电力设备管理协会应加强全行业设备管理平台建设，以促进各发电企业间的沟通联系，取长补短，吸取先进企业管理工作经验和先进技术。

建议建立定期发布火电行业设备运行信息简报机制，按月或季度，由各个发电企业将本单位的设备运行信息汇总到中国电力设备管理协会，统一向所有发电企业发送信息简报。一方面可以在全国营造“闻过则喜”的安全生产氛围，另一方面可以做到“一厂出事故、万厂受教育，一地有隐患，全国受警示”，对保证全国电力行业安全生产有重要意义。

与会国家能源局有关业务部门表示：

——高度关注煤电企业的生产、经营情况，环保作为一项国家政策仍将会继续坚定不移地实施下去，但也会适时作出相应地调整；煤炭去产能政策已经开始在调整，包括国家发改委对新煤矿的批复也在加速；电力现货市场不会一直单方面的降价，但在未来一两年内电价下降仍将是主流趋势。

——未来煤电仍将作为清洁取暖的主力发挥作用，将进一步推行、优化机组节能调度，加大对燃煤机组灵活性改造政策引导力度，提升深度调峰燃煤机组发电效益，以期降低发电企业运营费用。

——火电灵活性改造一定要让相关参与的各方都能够受益，对由中国电力设备管理协会与三大主机制造厂联合主导推出火电机组灵活性改造导则的行为推出给予了高度肯定与评价。

——切实加强火电设备安全管理，要针对当前火电企业生产运营遇到的困境，搞好队伍的稳定，严格设备运维管理规范，做好长停设备的维护保养，强化发电设备安全风险管控，杜绝设备带病运行，确保发电设备安全健康运行。

——火电企业要转型发展，创新商业模式、不断开拓利润增长点，因地制宜开发供电、供热、供冷、供气等综合能源供应服务，加快向综合能源服务商转型，拓展新的利润增长点，降低燃料成本，以拓宽企业生存空间，走一条可持续发展的道路。