电改加速煤电分化 盈利弱被挤出电力市场

原标题:火电企业接连破产、关闭,电力过剩、新能源挤压是主因

位置选择佳、机组性能好、燃料利用效率高的煤电企业将成为我国能源系统不可缺少的一部分。部分燃煤成本相对较高的机组将通过提供容量备用和辅助服务,依然过得“体面而优雅”,而各方面均无优势的已投产机组,会逐步退出市场竞争。

2019年11月13日,国电电力发布公告,同意国电电力作为债权人向人民法院申请国电宣威发电有限责任公司破产清算。国电电力是中国“五大发电集团”之一的国家能源集团旗下上市公司。

近日,国电电力发布的《关于申请宣威公司破产清算的公告》称,截至2019年9月30日,旗下国电宣威发电有限责任公司资产总额23.88亿元,负债总额53.73亿元,所有者权益-29.85亿元,资产负债率225.02%。
国电电力称,单纯依靠管理提升已无法扭转宣威公司亏损局面,该公司符合破产法规定的破产条件,因此决定对其实施破产清算。

顶级贵宾会app下载,国电电力并非特例。第一财经1℃记者梳理发现,其他四大发电集团也出现了类似情况或困难。这四大发电集团包括华能集团、大唐集团、华电集团和国家电投集团。

对于近两年煤电企业频现破产的现象,业内人士表示,目前云贵川、东北、青海等地煤电企业整体出现亏损,而随着电力市场逐步开放,煤电企业分化也将加速,优胜劣汰成为常态。

早在“2016中国500强企业高峰论坛”上,原中国国电集团总经济师张树民就曾提出警告,“火力发电厂可能在三五年以内……要大批破产。”

资不抵债相继破产

已经公布的官方数据显示:五大发电集团2015年火电利润高达882亿元,但2016年只有367亿元,狂降近60%;2017年火电亏损132亿元,除国家能源集团外,四大发电集团均亏损,亏损面达60%。2018年全国火电企业利润323亿元,亏损面近44%。

上述《公告》显示,宣威公司主营电力生产及销售,拥有6台30万千瓦煤电机组,其前身为云南省宣威发电厂,2000年改制为宣威公司并实施扩建工程。2016—2018年,该公司净资产分别为-14.87亿元、-19.63亿元和-26.63亿元,净亏损分别为5.54亿元、4.76亿元和6.86亿元。

“一年比一年难。”国内某电力央企一位高管在接受第一财经1℃记者采访时说,“不知道什么时候才是个头。”

国电电力表示,作为母公司,须一次性确认长期股权投资损失约11.38亿元,并对国电电力持有的宣威公司债权提取减值。若宣威公司破产清算至2019年底移交管理人,不再纳入国电电力合并报表范围,预计对国电电力2019年合并报表损益影响约-26.87亿元;若截至今年底,国电电力仍能对宣威公司实施控制,计提预计损失对国电电力今年度合并会计报表数据无影响。

亏损、关停、破产以及断臂求生

宣威公司的遭遇并非个例。

根据国电电力上述公告,宣威公司主营电力生产及销售,拥有六台30万千瓦燃煤发电机组。宣威公司位于云南,其前身为云南省宣威发电厂,2000年改制为宣威公司并实施扩建工程。截至目前,宣威公司注册资本约15.15亿元,国电电力持股66%。

今年7月,大唐发电旗下连城电厂以无力支付到期款项为由,向当地法院申请破产清算。此外,大唐发电旗下另一子公司大唐保定华源热电有限责任公司于2018年12月申请破产清算。

截至2019年9月30日,宣威公司资产总额23.88亿元,负债总额53.73亿元,所有者权益-29.85亿元,资产负债率225.02%。

今年10月,国投电力发布公告称,挂牌转让旗下6家火电公司股份。国投电力统计,6家火电公司截至今年上半年,资产总额为90.25亿元,实现营收为24.2亿元,净利润为-0.43亿元。

国电电力称,单纯依靠管理提升已无法扭转宣威公司亏损局面,该公司符合破产法规定的破产条件,因此决定对其实施破产清算。

盈利弱被挤出市场

申请破产的并非只有宣威公司。6月27日,大唐集团旗下上市公司大唐发电发布公告,控股子公司甘肃大唐国际连城发电有限责任公司以其无力支付到期款项约1644.34万元为由,向甘肃省永登县人民法院申请破产清算。

对于宣威公司破产的原因,国电电力称,受云南省电力产能过剩及煤炭行业去产能影响,宣威公司近年来电力负荷持续下降,入炉标煤单价逐年升高,加之2016年云南省下调燃煤发电上网电价,宣威公司生产经营环境持续恶化。

甘肃大唐成立于2001年8月,截至2019年5月31日,甘肃大唐资产总额约5.94亿元,负债总额约17.73亿元,资产负债率约298.5%,2019年累计净利润约-0.92亿元。

据云南省电力行业统计,截至今年上半年,云南省以水电为主的清洁能源装机占比
84.02%,火电装机占比15.98%。业内专家表示,作为水电大省,云南水电消纳优先度在火电之前,因此火电利用小时数是水电供需格局和消纳情况的直观体现。

同为大唐发电控股子公司的大唐保定华源热电有限责任公司,也在2018年12月遭遇了破产清算。截至2018年11月30日,该公司资产负债率约191.12%,净利润约-0.88亿元。

截至今年前三季度,主要火电上市公司财报均显示,水电、风电、核电发电量增长较多,挤占火电发电空间,某些地区受需求下滑和外来电增长等因素叠加影响,导致火电发电量出现较大负增长。

其他几大发电集团也面临着同样的情况。比如,2015年以来,华电新疆公司2015年以来,陆续关停了5台累计37.5万千瓦的火电机组。该公司是华电集团旗下公司。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强表示:“因发电效率低、煤价高或电价低等因素影响,盈利能力差的火电企业被率先挤出市场。而且在竞争环境下,对电价上涨的预期很弱,只好选择破产。类似的境遇并非只在云南一省,风、光、水资源丰富省区的火电面临同样的生存困境。”

华电集团副总法律顾问陈宗法最近撰文指出,目前云贵川、东北、青海、河南等区域的煤电企业整体亏损,一些煤电企业资不抵债,依靠集团担保、委贷维持生存,有的甚至被关停、破产,少数电力上市公司业绩难以好转,面临被ST、退市的风险。

信息显示,同为水电大省,四川自2016年起,一半火电厂的负债率达到100%;近年来,甘肃火电已从起初仅汛期轮停演变为无电可发;西北能监局的监管报告显示,青海火电企业资产负债率接近90%,且连年亏损……

以青海为例,陈宗法在文中说,目前青海全省共有10台累计装机为316万千瓦的火电机组,分属5家企业,但在运的仅有一台。青海火电企业资产负债率接近90%,且处于连年亏损困境。大通电厂资产负债率98.7%,唐湖、宁北两座电厂负债率超过100%。

华电集团副总法律顾问陈宗法曾撰文指出,目前云贵川、东北、青海、河南等区域的煤电企业整体亏损,一些煤电企业资不抵债,依靠集团担保、委贷维持生存,有的甚至被关停、破产,少数上市公司业绩难好转,面临被ST、退市的风险。

同样,自2017年至今,宁夏煤电企业也是连续3年亏损。数据显示,2017年宁夏统调火电企业亏损近24亿元,2018年亏损18.5亿元,截至今年上半年,亏损2.4亿元。

电改加速煤电分化

青海煤电企业的日子同样难过。来自西北能监局的监管报告显示,青海火电企业资产负债率接近90%,且处于连年亏损困境。

在电力市场化改革快速推进的背景下,煤电该何去何从?

自2017年至今,宁夏煤电企业也是连续3年亏损。数据显示,2017年宁夏统调火电企业亏损近24亿元,2018年亏损18.5亿元,截至今年上半年,亏损2.4亿元。

6月27日,国家发改委发布《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》,要求进一步全面放开经营性电力用户发用电计划,重点考虑核电、水电、风电、太阳能发电等清洁能源的保障性收购。10月21日,国家发改委印发《关于深化燃煤机组上网电价形成机制改革的指导意见》,燃煤发电上网电价将由政府定价变成买卖双方自主定价。

面对亏损,一些发电企业甚至断臂求生。比如,8月30日,国投电力发布《关于预挂牌转让部分子公司股权的公告》称,为推进实施公司整体战略布局,调整资产结构,拟转让6家火电公司股权。

“《通知》意味着可再生能源发电依然受到政策性保护,真正推向市场上参与竞争的,只有火电。《意见》则将煤电从保量保价到保价不保量,进而全面放手于市场。”上述业内人士表示。

值得关注的是,根据国投电力未经审计的官方数据,这6家火电公司截至2019年6月30日,资产总额为90.25亿元;2019年上半年实现营业收入为24.2亿元,净利润为-0.43亿元。

在煤价高企和部分区域发电企业让利持续加码的情况下,火电盈利空间再受挤压,企业经营压力明显加大,不过市场也为煤电行业带来了新的改变。

申万宏源研究报告指出,国投电力预挂牌转让的是亏损、盈利能力差的参控股火电子公司股权。留存的控股火电项目大部分为大容量、高参数优质机组,盈利能力强且有望持续受益电力市场化推进。

“未来煤电行业不会全行业走向没落,而是出现分化。位置选择佳、机组性能好、燃料利用效率高的煤电企业将成为我国能源系统不可缺少的一部分。部分燃煤成本相对较高的机组将通过提供容量备用和辅助服务,依然过得‘体面而优雅’,而各方面均无优势的已投产机组,会逐步退出市场竞争。有进有出是市场机制设计成功的标志之一。”电力专家谷峰告诉记者。

电力过剩和新能源的挤压

根据国电电力上述公告,宣威公司生产经营环境持续恶化的主要原因是,受云南省电力产能过剩及煤炭行业去产能影响,该公司近年来电力负荷持续下降,入炉标煤单价逐年升高,加上2016年云南省下调燃煤发电上网电价等。

在电力需求方面,中国用电量增长不断下台阶。数据显示:“十五”期间增长13%;“十一五”期间增长11.1%;“十二五”期间增长5.7%;“十三五”期间规划预计增长3.6-4.8%。

在发电成本方面,煤炭是火电发电的主要燃料,但2016年以来,煤炭行业逐步落实国家“去产能”、“控产量”政策,从而抬高了煤炭价格。受此影响,煤炭价格中枢持续上移。其中,动力煤2018年均价647元/吨,中枢价格连续第三年上移。

中国电力企业联合指出,燃料成本上升和市场电量增加形成的双向挤压,使煤电企业经营压力陡增,五大发电集团首当其冲。

“随着电改不断深入,市场化交易电量不断增多,但在煤价高企和部分区域发电企业让利继续加大的情况下,火电盈利空间再受挤压,企业经营压力明显加大。”广东某电企一位高管在年初接受1℃记者采访时说。

自2015年中国启动第二轮电力改革以来,部分区域火电企业让利逐年增多。以广东为例,按节能低碳电力调度原则和优先发电制,A类机组全额消纳,不参与市场化交易。然而,随着广东电改的进一步深入,B类火电机组独自承担了市场交易让利的重任。

2017年,广东电力市场总成交量1156.6亿千瓦时,让利76亿元;2018年,总成交量1572.1亿千瓦时,让利103亿元。2019年,广东电力市场交易规模约为2000亿千瓦时,B类火电机组让利幅度将进一步增大。

值得关注的是,在能源清洁转型的大背景下,中国能源结构不断优化,水、核、风、光、气、氢能、生物质等并举的“清洁大家族”正在崛起,这意味着火电生存空间将持续缩减。

一个明显的例子是,根据中电联发布的《2019年前三季度全国电力供需形势分析预测报告》,今年前三季度全国发电设备平均利用小时数仅为2857小时,同比下降48小时。其中,煤电为3260小时,同比下降了106个小时,其降幅在各发电行业中位居前列。

不过,中国“煤为基础、煤电为主、油气进口”的能源格局,煤炭、煤电仍属主体能源。中电联相关负责人此前介绍,煤电发电量占全国发电量的65%,长期以来在电力系统中承担着电力安全稳定供应、应急调峰、集中供热等重要的基础性作用。他认为,“煤电经营困难不但影响煤电自身环保、节能指标,也会对其他非化石能源的利用造成影响。”

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强向1℃记者分析称,解决煤电亏损需要从“市场煤计划电”和煤电矛盾的体制、机制性问题入手,统筹提出解决办法。

陈宗法认为,煤电企业要继续内强管理,外拓市场,通过科技进步、资本运作以等待转机外,还需要国家有关部门及地方政府根据煤电新的战略定位,针对市场化改革过渡期、能源转型期,调整、完善旧的政策,出台新的有效政策。

中电联合会呼吁高度关注近期火电厂破产清算问题,建议尽快研究出台容量电价,建立容量市场和辅助服务市场,进一步理顺煤电价格形成机制,调动火电灵活性改造运行积极性,提高电网顶峰发电能力。

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