高煤价低电价“两头挤压”

　　在利用小时数低位徘徊、发电量难以保障的同时，煤电企业的电价也是一降再降。中国电力企业联合会专职副理事长兼秘书长于崇德表示，2015年以来，两次下调全国煤电上网标杆电价，相当于全国煤电行业让利2000亿元。

　　据统计，2013年以来，煤电标杆电价共经历了4次下调、1次上调，每千瓦时净下调6.34分，并取消各地低于标杆电价的优惠电价、特殊电价。

　　随着2015年新一轮电力体制改革的推进和发用电计划的大幅放开，全面竞价时代已经拉开大幕，发电企业首当其冲。为了获取发电指标，煤电企业市场交易电量越来越多，电价也不断降低，幅度一般超过30%。而且，北方地区火电厂很大一部分是热电联产，多年维持不变的热价压减了企业的利润空间。

　　据内部人士介绍，华电新疆公司火电机组平均电价由2015年的0.258元/千瓦时下降至2018年的0.228元/千瓦时，降幅11.63%。市场电量占比从2015年的37.82%提高至2018年的65.52%，而市场化电价的平均电价为0.172元/千瓦时。

　　宁夏区内煤电企业的负荷约为一半，“即便电厂举步维艰，也要积极参与市场竞争给用户让利，否则就可能面临没电可发的局面，势必进入恶性循环。”有企业人士称。

　　此外，煤电企业还面临着环保电价执行不到位的问题。新疆多名煤电企业负责人介绍，火电厂近年来投入了大量环保技改资金，包括完成脱硫、脱硝、除尘改造以及超低排放改造等。但自2016年6月起，脱硝及除尘电价均未兑现，给企业现金流造成了巨大的压力。而从长远看，煤电碳排放成本增加将是未来的新挑战。

　　雪上加霜的是，电价受挤压，占整个发电成本70%的煤价却一路看涨。从2016年开始，煤价大幅反弹，呈现“厂”字形趋势，2018年煤电企业电煤采购成本同比增加500亿元左右。

　　2016年6月1日，作为煤市风向标的环渤海动力煤价格指数为每吨390元，到2017年年底达到577元。从2018年到目前为止，一直在每吨570元-580元震荡。

　　“我们入厂标煤价格从2015年的每吨201.21元上涨至2018年的265.12元，涨幅31.77%。”华电新疆公司内部人士介绍说。

　　《经济参考报》记者了解到，目前，宁夏电厂普遍面临煤炭“质次、价高、量少”的状态。按照目前的电煤价格，宁夏电厂的发电成本与上网电价倒挂每千瓦时0.03-0.04元，由于煤炭紧缺，电厂也会掺烧低热值劣质煤，既增加了煤耗，也磨损机器影响机组安全稳定运行，还增加了灰渣处理量。

　　“煤价是放开的、高度市场化的，但电价不是，煤电价格联动机制作用有限。煤炭产地上网电价普遍较低，很多地方政府还希望打造电价洼地来吸引产业，煤电企业成本倒挂，陷入发电就亏损的局面。”李峰称。

　　不仅如此，对于西部地区来说，火电企业电费结算承兑汇票占比高，承担了较大的贴息资金和金融风险。据多家火电企业反映，电力公司结算的购电费中承兑汇票占比达60%以上，且多为非国有银行的一年期大额承兑汇票，但在支付煤款时，要么拒收、要么贴息加价，变相增加了电煤采购成本，增加了电厂财务费用。

　　由于长期亏损，区内大多数煤电企业资产负债率很高，致使金融机构对其实施了降低信用等级、减贷、断贷等策略，更加剧了煤电企业资金链断裂的风险。