煤电企业利润断崖式下跌 今年全面亏损风险加大

（原标题：今年煤电企业 全面亏损风险加大）

3月17日，中电联常务副理事长杨昆在2017年经济形势与电力发展预测会上表示，2016年，煤电企业利润出现断崖式下跌，五大发电集团煤电利润同比下降68.6%；2017年，煤电产能过剩风险显现，燃煤发电企业或面临全面亏损。

多位与会专家认为，电力市场化改革中省间壁垒问题日益突出。对此，国家电网公司副总经理韩君建议，打破跨省交易壁垒，加快制定省间和省内电力中长期交易实施细则。

产能过剩风险显现

中电联发布的数据显示，2016年全社会用电量5.9亿千瓦时，同比增长5%。全国发电装机容量16.5亿千瓦时，同比增长8.2%。

中电联此前发布了《2016-2017年度全国电力供需形势分析预测报告》，预计2017年全社会用电量同比增长3%左右，增速将低于2016年的5%；基建新增发电装机1.1亿千瓦左右，发电装机容量将达到17.5亿千瓦。

杨昆表示，目前我国煤电行业产能过剩风险显现。截至2016年年底，全国煤电装机9.4亿千瓦，“十二五”以来煤电装机累计新增2.91亿千瓦。煤电设备利用小时数降至4165小时，为1964年以来年度最低。

他预测，至2020年煤电装机将达到13亿千瓦，大大突破“十三五”规划制定的11亿千瓦的目标，煤电利用小时数将进一步降至3600小时左右。化解煤电产能过剩风险将是今后几年电力行业的一项重要难题。

煤电项目审批也出现了“急刹车”。今年1月，国家能源局下发的13省《关于衔接“十三五”煤电投产规模的函》中，叫停了超过50GW的在建项目和超过60GW已核准或列入规划的项目。

今年政府工作报告也首次提出要化解煤电产能过剩风险，淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上。其中，淘汰落后机组500万千瓦，停建违规项目3800万千瓦，缓建700万千瓦以上。

此外，新能源消纳问题仍十分严峻，2016年“弃水弃风弃电”电量近1100亿千瓦时。

韩君认为，新能源开发集中在“三北”地区，电源结构单一，加之近几年电力需求增速减慢，多种因素共同作用下，新能源消纳矛盾更加突出。据了解，2016年“三北”地区风电装机1.15亿千瓦，占全国的77%；西部五省区太阳能发电装机3190万千瓦，占全国的41%。

利润出现断崖式下跌

这两年煤电企业的日子不好过，除了产能过剩外，成本上升叠加需求缩减，使煤电企业的利润大幅下滑。

杨昆透露，2016年煤电企业利润出现断崖式下跌，五大发电集团煤电利润同比下降68.6%，且降幅呈不断扩大的趋势。按2017年四大央企煤炭长协基准价格535元/吨计算，2017年燃煤发电企业将面临全面亏损。

“燃料、环保等发电成本不断上升，去年煤电上网标杆电价下调，发电计划进一步放开，导致交易电价大幅降低。再加上发电设备利用小时数大幅下降，煤电企业对电煤价格成本承受能力大幅降低，煤电企业利润出现断崖式下跌。”杨昆分析道。

Wind数据统计，目前发布2016年业绩预告的14家火电上市公司中，11家预减、2家首亏，只有1家业绩增长。而发布了2016年年报的4家火电上市公司中，业绩也有不同程度的下滑。大唐电力2016年亏损26.23亿元，同比下降193.39%。

随着我国新能源发电快速发展，“十二五”后期开工建设的煤电和核电机组的集中投产，煤电利用小时数继续下降。同时，随着电力体制改革和煤炭供给侧结构性改革的持续推进，发电企业同时面对机组利用小时数下降、计划用电量减少、市场交易电量价格降幅大、电煤价格持续高位等多重压力，全面亏损风险加大。

打破跨省交易壁垒成关键

而对于市场关注的电力市场化改革，杨昆介绍，2016年全国市场化交易电量突破1万亿千瓦时，约占全社会用电量的19%。每度电平均降低电价约7.23分，为用户节约电费超过573亿元。

不过，韩君表示，在当前电力供大于求的情况下，省间壁垒的问题日益突出，价格机制的市场调节作用难以得到有效发挥，新能源发电难以充分消纳。

从电力交易中心建成运营，到完全实现电力市场化定价交易，还有不少“硬骨头”要啃。当前电力交易规模和价格总体仍以行政定价为主，能否打破跨省交易壁垒、破除地方利益保护，是下一步深化改革、降低成本的关键。

从北京电力交易中心的情况看，通过市场化方式定价的省间交易电量达到1988亿千瓦时，只占到省间交易总量的1/4。一方面是部分地区不愿意向省外购电；另一方面，即使跨省购电，也并非交易双方自由协商决定价格。

韩君建议，破除省间壁垒，扩大省间市场化交易规模，通过电力直接交易、发电权交易等多种形式，通过市场竞争形成交易电量和交易价格。加快研究制定省间和省内电力中长期交易实施机制细则，建立全国统一市场规则体系。

对此，杨昆也表示，要推动构建科学的市场交易规则和价格形成机制，打破区域壁垒和省级壁垒，进一步深化混合所有制改革。