2017年发电企业电煤采购成本较2016年提高2000亿元；
2015年以来全国两次下调煤电上网标杆电价，影响煤电企业收益2000亿元；
当前可再生能源补贴资金缺口已达1000亿元；
去年电改中核定的输配电价比现行购销价差平均每千瓦时减少近1分钱，预计将影响电网企业收益480亿元；
2017年，全国市场化交易电量合计1.63万亿千瓦时，影响电力企业收益约600亿元；
今年我国提出“降低电网环节收费和输配电价格、一般工商业电价平均降低10%”，将影响电力企业收益约800亿元……
中电联日前在“2018年经济形势与电力发展分析预测会”抛出的这一组数据意味着，电力行业近三年来至少已累计“让利”近7000亿元，随之而来的是电力企业，特别是以火电为主业的电企财务成本陡增、经营形势严峻。同时，受压减煤电投产规模、在建煤电项目“停缓建”等因素影响，电力行业相关设计、建设施工企业同样面临严峻的经营形势。而据记者了解，电力行业面临的挑战远不止于此。
文丨卢彬
中国能源报记者
电源、电网企业经营承压
“2017年，国家持续推动能源生产和利用方式变革，调整优化能源结构，电力工业不断向结构优化、资源节约化方向迈进。”中电联党组书记、常务副理事长杨昆在上述分析预测会上表示，去年我国电力供应能力持续增强，结构调整成效显著。“例如，去年全国新增装机1.3亿千瓦，为历年新增装机之最，其中新增非化石能源发电装机8988万千瓦，也创历年新高；在电网建设方面，电网工程建设完成投资5315亿元，同样继续维持在高位。”
但在亮眼数据的背后，行业面临的问题同样亟需关注。
例如，在经营方面，中电联稍早前发布的《2017-2018年度全国电力供需形势分析预测报告》（下称《报告》）显示，去年全年电力行业效益下滑，其中煤电企业经营形势持续严峻，出现了大面积亏损。
据华润集团董事长傅育宁介绍，2017年全年五大发电集团煤电板块亏损402亿元，亏损面达60%左右，负债率均超过80%。“而从主要发电企业2018年煤炭订货情况看，煤炭供应合同中长协煤锐减，煤电企业经营有持续恶化的趋势。”
“电煤价格持续高位大幅推高了煤电企业发电成本。”杨昆在分析电力行业为何出现经营形势困难时说。据中电联测算，2017年全国煤电企业因电煤价格上涨导致电煤采购成本比2016年提高2000亿元左右。
记者在会议现场还了解到，上网标杆电价下调和市场化交易电量增加等因素也拉低了发电企业收入。其中，2015年以来两次下调全国煤电上网标杆电价，影响煤电企业收益2000亿元；2017年市场化交易电量增至1.63万亿千瓦时，同比增长45%，为实体经济“让利”603亿元。此外，规模超过1000亿元的可再生能源补贴发放明显滞后，以及煤电环保投入不断增加、环保补贴难以弥补环保投入等因素，都加剧了电力企业生产经营困境。
同时，《报告》显示，电网企业经营同样也面临较大挑战。具体来讲，一方面，电网企业收入增长将放缓。其中，去年我国完成了32个省级电网输配电价改革，平均输配电价比现行购销价差减少近1分/千瓦时，进而核减省级电网准许收入约480亿元。另一方面，电网企业履行电力普遍服务，贯彻落实脱贫攻坚、乡村振兴、援疆援藏、区域协调等战略部署，不断加大农网建设投资，重点聚焦深度贫困地区、边疆地区，民族地区和东北老工业基地，部分省级电网企业出现亏损。
而今年的政府工作报告提出了要“降低电网环节收费和输配电价格、一般工商业电价平均降低10%”的目标。据国家电网公司董事长舒印彪介绍，这一要求将进一步降低电力企业收益约800亿元。
电力产业链上下游关系不顺
华能集团董事长曹培玺稍早前在接受本报记者采访时曾指出，现在煤电企业虽然面临设备利用小时数低、市场交易电量占比扩大变相降低电价等问题，但“导致企业经营压力大的最主要问题还是电煤价格高”。杨昆在会上也认为，电煤价格持续高位是煤电行业大面积亏损、电力行业效益下滑的最主要因素。
在此背景下，多位业内人士在接受记者采访时表达了国家应控制煤价的诉求。
“据中电联测算，按照现在的电价、电力交易、利用小时数等情况，5500大卡动力煤价格在480元/吨左右比较合适。”曹培玺说。
值得注意的是，此前，国家发改委发布《国家发展改革委关于全面深化价格机制改革的意见》《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》，表示将进一步推进价格市场化，综合考虑成本变化，健全煤电价格联动机制。按照煤电联动规则测算，2018年煤电上网电价应上调3.4分/千瓦时。但受当前经济形势影响，启动煤电联动，提高煤电上网电价面临很大困难。
对此，傅育宁建议国家发改委尽快采取煤价调控措施。“一方面要加快先进产能释放，另一方面要降低中长协合回基价，调整煤价回归绿色区间。建议将北方港口5500卡动力煤460元/吨的价格作为煤、电双方2018年下水煤长协基准价格，调整下水煤中长协合同基价为460—480元/吨，以缓解发电企业的经营困境。”
而在大唐集团董事长陈进行看来，“煤电与煤炭顶牛的矛盾较突出，煤电联动机制不完善、启动不及时，煤电企业大部分时间生存在煤价上涨与电价固定的夹缝中，不少企业入不敷出、负债率高企”等困境之所以连年反复出现，根源在于“电力产业链不协同”。
“多年来，电力行业作为关系国计民生的基础性行业，肩负了重大的政治和社会责任，受国家计划管理与宏观调控的影响较大，产业链上的一些突出问题由于种种原因尚未得到有效解决。”陈进行指出，类似的问题还有“煤电与可再生能源的互补机制不健全，煤电为可再生能源托底和调峰做出了最主要的贡献，但缺乏合理的辅助服务补偿机制支撑”等。
不协调、不充分问题突出
另据杨昆介绍，我国电力行业发展还面临发展不平衡、不充分等一系列挑战。
“一方面，电源与电网、交流与直流、煤电与清洁能源发展不协调的问题依然存在。”杨昆表示，“我国能源生产和消费逆向分布，‘有电送不出、有网无电送’的问题同时存在；电网‘强直弱交’问题突出，特高压交流发展相对滞后。风电、太阳能发电装机快速增长，系统调峰能力难以满足新能源发展的需要。 ”
另一方面，电源结构调整、电力市场建设、资源利用效率不充分问题不同程度存在。例如，新能源开发与市场不匹配，建设周期与电网不同步，“三北”地区供热机组比重高，东北、西北地区灵活调峰电源比例低；电力市场交易机制还不完善，市场不规范行为缺乏有效监管，失信惩戒机制需要完善；“弃水、弃风、弃光”问题依然严峻，“弃核”时有发生。
“另外，电力安全生产压力增大。其中，特高压工程集中投产，新能源发电装机快速增长，电力系统形态及运行特性发生重大变化，对系统支撑能力、转移能力、调节能力提出了更高要求；各类自然灾害频发，保障电力系统安全更为艰巨，发生大面积停电风险始终存在。”杨昆说。
为应对电力行业上述一系列问题，陈进行分析认为，当前电力行业发展的主要矛盾是建设清洁低碳、安全高效的新一代电力系统的需要与市场发展不充分、结构调整不到位、产业链不协同之间的矛盾。“这是新形势下生产关系与生产力不相适应的具体表现。要破解这一主要矛盾，必须通过改革和创新解决滋生矛盾的深层次问题，实现电力发展方式的根本转变。”具体而言，就是要通过质量、效率、动力的大变革，实现电力发展方式的根本转变。例如，在效率变革方面，要加快还原电力的商品属性，建立有效的现代电力市场，使电力企业真正成为自主经营、自负盈亏、自我约束、自我发展的市场主体。
杨昆在会上也表达了相同观点，即要加快推动电力发展质量、效率、动力的变革。“电力发展呼唤新的变革。”
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责编 | 卢奇秀
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