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。
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。”
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%。
“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。”
亏损、关停、破产以及断臂求生
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%。
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%。
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。
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(601991.SH)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(下称“甘肃大唐”)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。
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。
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。
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。
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。
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%。
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。
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(600886.sh)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。
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。
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。
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(下称“中电联”)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(火电)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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