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市场化交易推进滞缓 五大电力央企去年亏损面持续扩大

北京商报 | 2017-04-21 15:54 | 【来源:北京商报】1185

新一轮电力体制改革推行已有3年,五大电力央企在改革浪潮中的经营状况如何备受业内关注。4月14日起,国务院国资委开始转发并解读电力央企2016年度年报,记者借此梳理我国5大电力央企整体情况发现,由于市场化改革滞缓,电力央企长期受制于煤炭价格波动与电力过剩的影响,电力央企亏损面不断加大。业界分析称,在我国继续推行电改的过程中,电价将在3-5年内持续走低,但这只是改革必经的“阵痛期”,只有加速推行电改,才能从根本上解决上述难题,并倒逼电企直面竞争,走向市场。

电力持续2年过剩

记者梳理5大电力央企年报发现,在2014年时,仅中国大唐集团一家央企净利润同比下降49.02%。到了2015年,中国国电集团、中国电力投资集团等2家央企净利润分别同比下跌28.2%、3%。去年,中国电力投资集团、中国华能集团公司、中国华电集团公司、中国大唐集团公司等4家央企净利润均同比下跌,最小跌幅27.9%,最大跌幅193.4%。

多家电企在年报中坦言,电力过剩是企业净利润降低的最为直接的原因之一。国投集团在2015年年报中指出,中国经济步入新常态,用电需求将持续放缓甚至降低,而供给端依旧维持较高增长速度,产能过剩导致市场竞争压力不断增大。国电集团则在2015年指出,受电力供求关系的影响,公司未来的发电设备平均利用小时存在波动风险,进而对公司盈利能力产生一定影响。但电力过剩的问题到去年仍未得到缓解。华能集团在2016年年报中提出,随着经济增速放缓,全社会用电量增速下降,发电机装机过剩导致利用率下滑。

中国能源网首席信息官韩晓平告诉北京商报记者,目前我国电力存在较为严重的产能过剩,从需求方来说,在我国经济下行压力不断增大的背景下,中国电力企业联合会预测今年用电量增速将只有3%,增长缓慢,从供给方来说,由于目前市场化改革尚不到位,火电、核电、风电等项目由发改、能源等部门审批,生产出来的电力均由电网公司按照定价收购,因此部分电厂不顾实际情况,只要能拿到批复和贷款,就不断建设,进一步加重了电力过剩的情况。

“这种做法导致的最直接的影响,就是大量发电设备闲置,在生产的发电设备利用率下降,但电力仍然富裕,拉低了市场实际价格”,韩晓平表示。业内指出,一般某地区全年电力设备利用小时数低于4500小时(日均发电12.3小时),就表明该地区电力平衡,但中国电力企业联合会统计数据显示,去年,我国发电设备平均利用小时数下降至3785小时(日均发电10.4小时),已是1964年以来最低水平。

业内指出,电力过剩、发电机组利用率不断下降最为直接的后果就是电价下跌,电企营收减少。而在营收减少的同时,多家电企指出,发电成本也在不断上升。国电集团在2015年表示,燃煤成本在公司营业成本中的比重较高,燃煤价格的波动对于公司的经营业绩影响较大。但到了2016年,大唐集团仍指出,要最大限度地降低煤炭价格波动带来的风险。记者查阅发现,在去年11月时,秦皇岛5500大卡动力煤价格达到610元/吨,但在去年1月时,该地区煤炭价格仅370元/吨相比,相比之下,涨幅高达64.9%。

改革滞缓成电价走低根本原因

不过,尽管5大电力央企纷纷表态,称电力过剩、煤价上涨是上年度企业亏损面加大的主要原因之一,但有专家直言,电力市场化改革进程滞缓才是电企利润呈下跌趋势的根本原因,如果改革无法尽快推进,未来电企还将继续受制于上述因素,经营模式和经营状况难以得到根本性的改善。

据了解,新一轮电改的目的在于还原电的商品属性,此前,我国每家电厂的发电量、每度电的售价区间都是由能源部门、经信部门等制定,电改就是要建立交易市场,让供需双方在市场上直接交易,自由定价。

韩晓平指出,如果电改进行到位,电厂可以在交易平台上与购电企业直接对接,通过提前签约等方式了解购电企业的实际需求,根据需求量自行安排下一年度的发电量,通过精准发电的方式减少电力的浪费,改善电力过剩的状况,电价才能有所回升。

而在煤炭价格方面,韩晓平表示,我国电价长期由政府制定,在一般情况下,煤炭价格出现大幅上涨,发电成本增加,电价也应该动态调整,但是由于我国煤电联动机制不畅,在3年前煤炭价格低位运行时,电价未能及时下调,当年电企营收普遍较好,在去年煤炭价格一路走高时,电价没有随之上涨,电企营收减少,甚至净利润同比下跌。

他分析称,在市场化交易机制未能制定的今天,国家只能不断助推煤企与电企签订中长期合同,尽可能保持煤电价格的联动性与稳定性,但签约后仍有一定的违约率,煤价上涨时煤企为获利可能违约,煤价下跌时电企则有可能解约。但在市场化交易推广后,电企可以自行调节价格,虽然煤价仍会出现波动,但电价也会随之调整,电企受到的影响就会减少。

然而,目前我国电力市场化改革远未进行到这一步。记者查阅发现,截至去年9月,我国已有33家电力交易中心进行工商注册登记,其中,2家国家级交易中心分布在北京和广州,还有27家隶属于国家电网和4家隶属于南方电网的省级交易中心。但厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强,目前我国只有15%-20%左右的电力在上述33家交易中心进行交易,其余80%-85%的电力仍由政府制定计划并收购,电力过剩无法扭转,电价难以上升。

仍需经历3-5年阵痛期

电力市场化改革将助力电企发展已是不争的事实,但不少业内人士提醒,想要拔除电力过剩、煤电联动机制不畅等顽疾,发电厂、电网公司都需经历一段改革的“阵痛期”。韩晓平就预测称,“阵痛期”短则3-5年,长则覆盖整个“十四五”、“十五五”期间,虽然调整周期相较于其他行业稍长,但就电厂普遍长达30年的投资回报周期而言,仍在可以接受的区间内。

“现在电企不愿意把电力拿到市场上交易,就是因为现在电价过低,如果没有政府兜底,电企会亏损得更加严重”,林伯强表示,目前执行政府定价的电价尚维持稳定水平,但在市场上交易的电价普遍下跌20%左右,让原本就盈利困难的电企营收进一步降低,也成为了电改的阻力之一。

但韩晓平指出,电力过剩、煤炭价格联动机制不畅的隐忧早在多年前就已经埋下,只是在我国经济下行压力增大之后才逐渐显现,如果因为不愿直面改革的“阵痛”就放弃改革,上述问题均无法从根本上得到扭转,电企的管理水平与服务水平也无法在倒逼中完成升级,“现在电力过剩,如果推进改革,电价会出现小幅下跌,虽然电企营收受损,但地方购电企业不会出现反弹,一旦电改停滞不前,假如未来电力出现短缺,改革将致使电价猛增,阻力更大”。

此外,还有专家指出,在政府计划发电与定价的情况下,电厂的营收在很大程度上受到了限制,积极性与能动性都有所制约,但在市场化改革的进程中,电企将得到更大的自主权,也面临更大的竞争压力,无论从哪个角度来说,都有利于电企主动进行降本增效的改革。韩晓平表示,现在仍有部分火电厂因地方政府保底购买而不追求企业效益,原本只需要50个工人,企业可能聘请数百个,“只有将电改推行至全国各地,这些顽疾才能从根本上得到解决”。

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