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北极星火力发电网讯:国家能源局西北监管局近日发布2019年宁夏部分燃煤发电企业生产经营状况调研报告。
为进一步准确了解和掌握宁夏自治区发电企业生产经营状况，正确判断行业发展趋势，根据西北能源监管局工作安排，在前期调研的基础上，2019年12月6日，宁夏商务厅组织宁夏电网部分发电企业召开2019年生产经营座谈会。宁夏分公司各大发电集团、独立发电企业、新能源发电企业、国家能源集团宁夏煤业有限公司等30余家企业代表参加会议。研究和会议反馈的详情总结如下:
一、宁夏发电行业的基本情况
截至2019年11月30日，宁夏电网总装机容量4583万千瓦。其中:火电2666万千瓦，占比58.2%；水电42.2万千瓦，占比0.9%；风电1036.1万千瓦，占比22.6%；光伏发电838.7万千瓦，占比18.3%，新能源总装机容量1874.8万千瓦，占比40.9%。
2019年1-11月，宁夏电网累计完成全年发电量1425.6亿千瓦时，同比增长7.5%。其中:火力发电量1137.9亿千瓦时，同比增长7.8%；水电发电量20.4亿千瓦时，同比增长9.9%；风力发电163.2亿千瓦时，同比下降3.5%；光伏发电量104.1亿千瓦时，同比增长24.7%。
收集数据的10个电厂共有32台燃煤火电机组，总装机容量1626万千瓦，占宁夏全部燃煤火电机组的60.99%。其中20万级2台，30万级16台，60万级10台，100万级4台。10家电厂总资产452.61亿元，总负债360.98亿元，平均负债率79.75%。2019年1-11月，10家电厂营业总收入145.51亿元，利润总额-4.98亿元。10家发电企业中，大部分电厂减亏，部分电厂扭亏为盈。
二。宁夏煤炭的供需状况
据国家能源集团宁夏煤业有限责任公司相关负责同志介绍，2019年，该公司煤炭产量约5900万吨，宁夏煤炭年需求量约5600万吨，宁夏煤业公司供应约2000万吨。煤炭价格相对稳定，约为每吨340元。预计2020年宁夏煤业集团产煤6000万吨，宁夏动力煤需求较2019年略有增长。宁夏煤业公司动力煤供应与2019年基本持平，约2000万吨。宁夏煤业公司将采取动力煤价格保持稳定的策略，但基本没有价格下跌空。
三。存在的问题
1.燃煤成本滞后，连续三年大面积亏损将成为定局。
燃煤发电企业普遍反映，2019年，虽然通过配煤、机组效率提升、生产运营管理等管控措施进一步降低成本，并抓住辅助服务市场建设运营等外部有利时机增加利润，但由于煤炭价格持续高位运行和燃煤成本引导不力，多数企业亏损局面难以扭转。2016年下半年以来，宁夏4500大卡动力煤从每吨200元涨到340元，涨幅达70%。同时，宁夏燃煤发电标杆上网电价自2016年1月1日起不再跟随煤价上涨，仍为0.2595元/千瓦时。2019年1-11月，采集数据的10家燃煤发电企业中，仍有7家亏损。预计2019年将是宁夏燃煤发电企业连续大面积亏损的第三年。
2.融资难度进一步加大，资金链断裂风险上升。
由于企业持续亏损，缺乏金融机构认可的盈利预期，偿债能力大大削弱。金融机构对燃煤火电企业实行严格的信贷控制措施。亏损企业需要增加可靠的担保人和抵押物续贷。国企大多由上级集团公司或盈利的兄弟企业担保续贷，利率会上浮到顶。在一些企业中，甚至金融机构不再发放新的贷款，依靠股东增加注资来维持企业的运转。宁夏燃煤发电企业资金链断裂风险加大。
3.粉煤灰综合利用严重不足，处置费用增加负担。
由于利用能力和运输成本的限制，粉煤灰的综合利用仅限于城市建筑和道路工程等地方基础设施的建设。受房地产市场不景气、基础设施建设投资缓慢等因素影响，宁夏粉煤灰综合利用市场严重供过于求。公开资料显示，2017年，全区产生一般工业固体废物3799.21万吨，固体废物综合利用量1724.39万吨，综合利用率45.39%。未利用的粉煤灰需要发电企业承担运输、储存等处置费用。2019年1-11月，某燃煤发电企业飞灰处置费用达9000多万元，平均每吨处置费用超过50元。
4.承兑汇票占比长期居高不下，现金流岌岌可危。
受宁夏产业结构影响，煤电企业收到的电力收入中承兑汇票占比长期居高不下，约占60%。企业为了维持现金流，以贴现的方式提前支付部分承兑汇票。宁夏每家煤电企业每年都要支付几十万到上千万的贴息，进一步加重了企业负担。2019年缴纳的电费中，商业承兑汇票和个别低信用城市商业银行承兑汇票已无法缴纳。比如破产的锦州银行承兑汇票不能兑付。
5.部分电厂超净排放价格未落实到位，不利于煤电行业环保政策的落实。
宁夏部分完成超净排放改造的单位自用超净电价未被挪用；二是部分外送电超净排放价格未落实。宁夏外送电规模巨大，预计2019年外送电规模将达到650亿千瓦时。目前外送通道配套电源全部实现了超净发射，但部分外送超净发射电价未执行。
6.交易组织和市场发展不平衡，影响交易行为。
交易机构要适应市场建设的进程。目前，交易系统的软硬件配置、参与者的人员配备等条件有待进一步完善。
四。相关意见和建议
针对上述问题，煤电企业提出了相关意见和建议。
1.进一步完善电价市场形成机制，真实反映供求关系。目前，中国正处于电力市场的转型阶段。政府定价机制没有退出，市场机制没有完全建立。两种机制相互作用形成的电价存在一定程度的扭曲。建议进一步完善上网电价市场形成机制。用长期合作机制稳定存量市场，用中短期交易开拓增量市场。一方面，长期交易合同由双方协商签订，约定技术经济参数，锁定量价范围，避免缺电时无电可用，电量过剩时找不到电的现象。另一方面，增量市场的中短期交易试点可以发现价格信号，真实反映资源的稀缺性，引导长期协议的签订。在市场机制未完全建立之前，建议适当调整调控机制，根据实际情况增加电价调整频率，缩短煤炭成本分流滞后时间。
2.加大金融支持力度，缓解煤电行业资金短缺现状。电力工业是现代工业体系的重要传输中心，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行业，资金短缺会限制煤电行业的效率。建议金融机构对所有煤电企业进行甄别，对经营能力强、长期发展前景好的企业给予有效支持。
3.加快粉煤灰资源化产业发展，提高固体废物处理能力。建议当地政府引进先进技术，发展粉煤灰深加工产业，增加综合利用途径，提高利用能力，变废为宝。同时，对灰场建设给予合理支持，降低宁夏电厂飞灰处理的难度和成本。
4.各行各业共担承兑汇票风险，共渡难关。一是电力企业尽量减少承兑汇票收入，在自身部分贴现的基础上，分散支付，避免大量承兑汇票流入电力行业；二是电力企业重点压减收入大、期限长、信用等级低的银行票据和商业票据；三是电网企业收到承兑汇票后，在能力范围内消化一部分承兑汇票，然后按比例公平支付煤电企业电费。形成承兑汇票风险和各行业良性互动发展的局面。
5.及时落实超净排放电价，助力生态文明社会建设。建议价格主管部门按照谁受益谁付费、一家完成引导的原则，及时引导超净排放电价，提高企业参与超净排放改造建设和运营的积极性。
6.及时改进交易组织方式，体现公平原则。一是进一步完善交易机制，改进交易品种和结算方式；二是完善交易支持系统建设；第三，参与者要高度重视和提高自己参与交易的能力和水平。
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