关于浙江统调火电企业当前生产经营情况及未来趋势的调研报告-百

关于浙江统调火电企业当前生产经营情况及未来趋势的调研报告杭州电监办当前，一次能源价格的上涨给火电企业经营带来了极大困难。为掌握电力安全工作的主动权，日前，我办就浙江主要火电企业当前生产经营情况及未来可能的趋势，进行了专题调研。一、火电企业经营形势严峻浙江统调火电企业共26家，总装机容量2671.18万千瓦，占浙江统调机组容量的88.83%。其中，浙江省能源集团控股企业14家，装机容量1365.88万千瓦，占51.13；华能集团控股企业2家，装机容量426万千瓦，占15.95；神华集团控股企业2家，装机容量318万千瓦，占11.9；大唐集团控股企业1家，装机容量240万千瓦，占8.98；华电集团控股企业1家，装机容量143.50万千瓦，占5.37；国电集团控股企业1家，装机容量120万千瓦，占4.49；统调其他电力企业5家，装机容量57.80万千瓦，占2.16。在上述统调机组中，燃煤机组2359.5千瓦，占88.33%；燃气机组217.8千瓦，占8.15%；燃油机组93.88千瓦，占3.51%。今年1-4月,浙江统调26家火电企业实现发电收入156.41亿元，同比增长21.41；上网电量424.16亿千瓦时，同比增长19.72；平均上网电价（不含税）368.76元/千千瓦时，同比上升1.41(由于玉环、兰溪电厂新机组转入商业运营，半山、蓝天、德能等3家燃气机组上调电价。发电收入的增长主要是基于上网电量增长,而上网电量的增长主要是由于大容量机组的集中投产和地方小热电机组发电量的下降。图12006年-2008年4月浙江统调火电机组上网电量和平均上网电价在上网电量增长的同时，浙江统调火电机组平均发电利用小时下降。今年1-4月，浙江26家统调火电机组累计平均发电利用小时数1568.67小时，同比下降4.15。其中，燃煤机组平均发电利用小时数1869.59小时，同比下降8.77；燃油机组平均发电利用小时数636.59小时，同比下降15.12；燃气机组平均发电利用小时数837.73小时，同比下降16.10。图2：2006年-2008年4月浙江统调火电各类型机组平均发电利用小时据浙江26家统调火电企业提供的财务资料（未经审计），今年1-5月，主营业务（发电）盈利的有12家，盈利总额9.71亿元，平均每家盈利0.81亿元；亏损的有14家，亏损总额6.29亿元，平均每家亏损0.45亿元。1-5月，浙江能源集团公司主营业务已累计亏损1.68亿元，与去年同比主营业务利润锐减13亿元。图32006年-2008年5月浙江统调火电企业主营业务盈利水平比较2006年至今年5月浙江26家统调火电企业主营业务盈利水平，今年1-5月虽然较前期大幅度下滑，但明显优于中央五大发电集团同期主营业务效益。据中国电力企业联合会提供的信息，今年1-5月，中央五大发电集团主营业务累计亏损达27亿元。但是，进入5月，电煤和燃油价格进一步攀高，且根本没有回落的丝毫迹象。如此高的燃料成本给火电企业经营带来了更为严峻的形势，也给浙江今年电量的总体平衡造成了一定的负面影响。一是，浙江火电企业今年将基本面临全行业亏损的局面。我们与有关发电企业财务人员进行了测算，按5月底浙江电煤到厂的平均标煤价格801.66元/吨（不含税。据有关信息，目前煤价较前期又有较大上涨）及年初有关部门核定的发电小时数，到12月底，浙江26家统调火电企业除浙江国华浙能发电有限公司、嘉兴发电有限责任公司、浙江温州特鲁莱发电有限公司、杭州华电半山发电有限责任公司外都将不同程度亏损，亏损总额达34.90亿元。按目前燃油价格和气源情况，燃油和燃气电厂形势更为严峻。燃机电厂每发一度电就将亏损0.50元以上。省能源集团公司控股的镇海、金华、温州燃机电厂今年预计亏损将达6.4亿元，镇海和萧山燃气电厂今年预计亏损5亿元以上。二是，发电企业多发和替代发电的积极性严重下降。浙能控股的镇海、温州、金华三家燃油电厂，已正式向省经贸委提出了停机的要求。玉环电厂是目前浙江单位供电煤耗最低的电厂，年初该电厂有较强烈的替代发电要求，但在现行煤价和替代发电价格下已不再接受替代发电的任务，因为华能集团要求下属企业必须发有效电量，也就是说，在不亏本下才可多发电量。二、火电企业燃料供应保障工作十分薄弱根据电力安全监管工作的总体要求，今年4月起，国家电监会建立了电煤预警监测制度，每天统计前日全国装机10万千瓦以上燃煤电厂库存电煤信息。从电煤预警监测的统计数据来看，浙江装机10万千瓦以上燃煤机组电煤库存形势不能有丝毫的轻视。此次调研也证明了这一点。1、浙江电煤库存总体呈下降趋势。从建立电煤预警监测的今年4月16日起统计，浙江装机10万千瓦以上燃煤电厂煤库存，4月下旬平均可用13.4天，5月上旬平均可用12.8天，5月中旬平均可用12.1天，5月下旬平均可用11.4天，6月上旬平均可用10天。目前平均可用到了9天。浙能集团所属发电企业日耗电煤12-13万吨，5月份以来平均日到电煤9万吨。图4 浙江省10万千瓦以上燃煤电厂电煤库存和全国同期电煤库存比较2、浙江近40%燃煤机组电煤库存低于警戒线。从平均数来看，浙江10万千瓦以上燃煤电厂电煤库存可用天数虽然高于电煤警戒线7天的标准（低于国务院规定的迎峰度夏期间全国10万千瓦以上电厂库存电煤应为15天的要求），但各电厂电煤库存数量极不均衡。6月19日，浙江23家装机10万千瓦以上燃煤电厂中，有12家高于电监会规定的电煤库存警戒线，其中大唐乌沙山发电有限公司电煤库存22天、国华浙能发电有限公司电煤库存16天、舟山朗熹发电有限公司电煤库存15天、华能长兴电厂电煤库存14天、国电浙江北仑第一发电有限公司电煤库存13天；但11家电煤库存低于警戒线的燃煤电厂中，有2家电厂电煤库存低于3天，有7家电厂电煤库存低于5天。低于电煤库存警戒线的发电企业装机容量达987.5万千瓦,占浙江装机10万千瓦以上燃煤电厂总容量的40%。图5今年6月浙江10万千瓦以上燃煤电厂电煤库存情况3、兰溪、长兴等电厂电煤运输受铁路运力因素制约较大。除采购环节，当前影响浙江电煤库存的最大因素是铁路运力的制约。浙能兰溪发电有限公司地处浙江内陆，其电煤中淮南煤约50%为铁路直达、优混煤50%通过铁-海-铁联运方式从上海、镇海、温州等地二港中转。兰溪电厂按正常负荷发电，每天需消耗电煤2万多吨，平均每天需8列列车的运力，近2个月由于铁路运力不足，电煤从2月底库存30.88万吨,下降到5月底的6.42万吨，仅够2.5天的发电用量。目前，也未见根本好转。浙江长兴发电有限公司原设计铁路和水路混合运输，其中铁路为70%、水路为30%。今年以来正好调了个头。铁路电煤运力的不足，已严重威胁浙江燃煤机组的运行安全。在电煤库存不足的同时，高煤价不但没有带来高质量的煤，反而，高煤价下的电煤质量严重下降。据浙江燃煤电厂反映，今年到厂的电煤热值几乎都在5000大卡/公斤以下，最低的只有3200大卡/公斤。浙能兰溪发电有限公司锅炉设计要求电煤为5261大卡/公斤，今年以来到厂电煤的平均低位发热量仅为4880.91大卡/公斤，这给电厂锅炉的燃烧控制和系统稳定运行，以及锅炉和磨煤机正常使用带来了极大的影响。由于煤质问题，今年1-5月浙能兰溪发电有限公司减负荷次数高达47次，损失电量1486.8万千瓦时。华能玉环电厂由于煤炭灰份高达20%，发电产生的灰渣量远大于系统设计处理能力，不得不为此减负荷，维持非经济工况下的运行。其他发电企业也都存在类似问题。劣质煤给浙江燃煤机组运行安全带来的直接影响不容忽视。同时，浙江（发）电油、气供给形势同样严峻。温州燃机发电有限公司燃油库存仅为应急发电用量，根本无法满足正常发电需要；燃气发电机组容量增加了，但天然气供应缺口同时加大。天然气发电厂不可避免出现了投产即闲置的现象。三、火电企业财务风险剧增此次调研中我们强烈感觉到火电企业财务风险剧增，这是在当前电力供不应求情况下本不应该出现的问题。火电企业当前的财务风险在于企业的现金流紧张，而现金流紧张直接影响企业资金链安全。当前，影响浙江火电企业现金流的主要是以下两个原因：1、燃料成本大幅增加。以浙能兰溪发电有限公司为例，随着国内煤价的不断上涨，燃煤费用占发电成本的比例从2007年1-5月的69.92%,上升到今年同期的80.46%，同比增加了15个百分点。由此，浙能兰溪发电有限公司同期现金净流出将增加8.89亿元。因电煤价格上涨，浙江省能源集团公司今年燃料成本将增加50亿元。图62005年-2008年4月浙江平均发电标煤单价和用煤热值走势 图72005年-2008年4月浙江发电燃油和燃气单价走势（不含税）图8秦皇岛含税电煤平仓价和国际市场煤炭价格比较（）2、金融机构信贷流入减少。这主要有几大因素。一是金融机构存款准备金率不断提高，信贷规模不断压缩，金融机构信贷能力下降；二是今年以来火电企业盈利能力逆转，各金融机构信贷的积极性随之下降；三是央行已把30万千瓦火电机组列入了限贷名单。浙江火电企业普遍反映，现在找金融机构贷款难，就是贷到了，利率都基本上浮10-20%。今年前，浙江火电企业信贷各家银行都是十分积极找上门的，且利率较基准利率都基本下浮10-20%。根据浙江26家统调火电企业提供的2006年至今年5月的财务报表（2006、2007已经审计，今年1-5月未经审计），我们对其今年的现金流进行了测算。全省26家统调火电企业今年主营业务累计现金净流入465.02亿元，净流出513.72亿元（包括成本和管理费用、短期负债还款）。为此，要保持浙江26家统调火电企业今年资金平衡，需从银行借贷48.70亿元。浙江26家统调火电企业今年后7个月主营业务累计现金净流入287.93亿元，净流出311.34亿元（不包括还贷和借贷利率提高引起的财务成本增加）。现金流为负。这表明，在目前燃料价格下，浙江26家统调火电企业中的一些企业，今年的后7个月真会到“无钱买煤”的境地！四、企业自救情况与有关政策建议面对严峻的形势，今年以来，浙江发电企业艰苦努力，加强管理，压缩开支，千方百计克服困难，认真履行企业的政治和社会责任。浙能嘉兴电厂切实加强内部管理，开展了运行竞赛、节能竞赛等活动，全厂掀起了节能降耗的热潮；浙能长兴发电公司坚持培育安全文化，抓安全责任体系、安全质量体系和安全保障体系的建设，加大对设备缺陷的跟踪分析和滚动消缺力度，按照状态检修的要求，加强设备检修管理，实现由修理向护理的转变，让机组始终处于最佳状态，确保安全高效；大唐乌沙山发电有限责任公司以实现零事故为目标，机组安全运行已达791天；华电半山发电有限公司开展“隐患治理年”活动，按照排查认真、整治坚决、巩固成果、杜绝新隐患的总体要求，加强隐患排查、治理力度，巩固安全生产基础；国华宁海电厂发挥煤电一体化经营优势，增加经济收益。浙能集团在努力协调电煤企业，认真做好集团内电煤采购供应的同时，以十分积极的思路，投资参股一次能源，在秦皇岛、山西设自有煤炭堆场、收购和控股海运公司，这不仅保证了当前电煤供应，而且大大降低了采购的电煤价格。据我们了解，浙能采购的电煤是浙江发电企业当前最低的价格之一，仅次于神华集团下的国华宁海电厂。6月19日，省能源集团公司又召开了确保2008年迎峰度夏安全满发动员大会，要求公司系统广大干部职工齐心协力战胜当前生产经营面临的严重困难，以高度的政治使命感和社会责任感，确保迎峰度夏期间的安全稳发、满发。同时，浙江省能源集团公司决定，今年压缩非生产性支出5%，力争10%；除特殊工作需要，不安排公务出境活动。但是，当前火电企业面临的困难和问题更多的是政策原因造成的，这些困难和问题仅靠企业本身肯定无法解决。鉴于电力安全运行的重要性，又鉴于在电力价格上地方政府的被动性，我们建议浙江在以下方面采取措施：1、高度认识和足够重视当前火电企业面临的困难和问题。今年以来，浙江火电企业面临的困难和问题是前所未有过的。这些困难反映在火电企业，问题却涉及社会的方方面面。这些困难和问题中的任何环节一旦出现差错，就会可能导致火电企业的安全运行。对此，我们必须要有足够的认识，千万不可存在任何麻痹侥幸思想。要密切关注各发电企业尤其是统调电厂营运情况。包括机组运行、资金营运、燃料采购和库存等。在我办前期建立的10万千瓦以上电厂电煤库存预警监测系统的基础上，对浙江主要火电企业机组运行、资金营运，以及浙江电网负荷等，尽快建立预警监测体系，及时了解浙江电力运行实况，充分掌握工作的主动权。2、加强社会舆论监督，进一步倡导电力企业和相关行业的社会责任感，协同保证浙江电力安全稳定运行。浙江省能源集团公司等发电企业（包括中央在浙发电企业），面对当前的严峻形势，努力克服困难，为浙江电力安全稳定运行作出了贡献，为此，应予肯定。要引导金融等相关行业和单位共同承担起应有的社会责任。对在此次困难中一味讲求自身经济效益、不履行一定社会责任的单位，应通过有效的舆论监督手段和必要的其他手段予以教育，促其加以改正。对已签订贷款合同和贷款协议的，要督促金融机构按时予以兑现。3、及时调整和完善对火电企业今年经营考核指标和体系。当前，火电企业经营出现严峻形势主要是电煤价格上涨引起的。更准确地说，是由于政策因素带来的。面对这样的困难，火电企业的广大干部职工作出了很大努力，比平时付出了更多的心血和汗水，此时，有关部门和单位在肯定他们工作的同时，也要考虑和解决他们心中的另一种压力，以使他们以更饱满的热情和干劲投身于工作。4、加强电力市场化改革的探索，力求从根本上解决火电企业今后可能还会遇到的困难和问题。对解决火电企业当前的困难和问题，社会各界已提出了一系列的思路和方案，如煤电联动、财政补贴、电煤价格干扰、提高上网电价等。6月20日起，国家发改委对电煤实行了临时限价政策，并上调了销售电价。这些都应该说是临时的