煤电拼盘甘肃样本
煤电拼盘甘肃样本
国资委出台文件，准备推进五大发电集团在甘、陕、宁、青、新五省份的煤电资产整合，然而这与推进电力市场化之路不无矛盾
2019 年 12 月底的甘肃寒风萧瑟，一如当地煤电企业艰难挣扎生存的境况。
「我们现在完全靠集团来输血，没有的话，我们电厂可能早就关门了。」甘肃省兰州市一家热电厂的部门负责人李伟一度颇为焦虑。
他所在的电厂，2019 年亏损超过 2 亿元，2016 年至 2019 年三年亏损总额接近 10 亿元。「我们现金流已经完全断了。」他说。
甘肃煤电厂的困境不止这一家。
中国大唐集团有限公司 (下称大唐集团) 在甘两家煤电厂近年来先后倒下。2017 年 9 月，大唐甘肃发电有限公司甘谷发电厂 (下称甘谷发电) 停产备用，后于 2019 年 11 月被挂牌转让；2019 年 6 月，甘肃大唐国际连城发电有限责任公司 (下称连城发电) 因无力支付 1644 万到期债务而破产。
不过，李伟近期却显得轻松愉快，一份国务院国有资产管理委员会 (下称国资委) 内部下发的文件让他看到了希望。
国资委于 2019 年 11 月中旬内部下发了一份文件——《中央企业煤电资源区域整合试点方案》(征求意见稿)(下称试点方案)。试点方案主要针对国资委下属五大电力央企煤电连年亏损的问题，要求自 2019 年始，用三年左右时间开展中央企业重点区域煤电资源整合试点工作，五大发电集团在甘肃、陕西、宁夏、青海、新疆五省份各自牵头整合当地煤电产能，将五省份的煤电产能压降四分之一到三分之一，并整体减亏 50%。
具体实施举措为，中国华能集团有限公司 (下称华能集团) 牵头整合甘肃省五大发电集团下属煤电产能，大唐集团牵头陕西，中国华电集团有限公司 (下称华电集团) 牵头新疆， 国家电力投资集团有限公司 (下称国家电投) 牵头青海，国家能源投资集团有限责任公司 (下称国家能源集团) 牵头宁夏。
试点方案提出，整合方式主要以产权无偿划转为主，市场转让为辅，尽量不产生现金交易，人员、负债随资产一并划转，上市公司所属煤电企业将股权上移至母公司后再划转，也可按市场化方式转让或置换，各企业划转资产总体平衡，差异较大的在后续试点批次中适当补偿。
这一试点方案于 2019 年 11 月 29 日开始在网上流传，随即市场一片哗然，有观点认为，这是在用计划的手段干预市场，五大发电集团在上述五省份均作为独立的发电企业， 而且试点方案涉及多家上市公司资产；另外，全国正在进行电力市场化改革，如果一纸文件将五大发电集团在五省份的煤电资产整合，将直接减少当地电力市场参与主体，对电力市场竞价交易产生直接影响。
持不同意见的不仅是市场主体。据接近国家发改委的人士向财新记者透露， 虽然没有公开表示反对意见，但 2020 年 1 月 7 日，国家发改委网站上发布了《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》(下称《意见》) 解读文章，重申「还原能源商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系」。《意见》本于 2019 年 8 月发布， 上述人士称，国家发改委之所以时隔半年重申《意见》精神，就是觉得国资委的试点方案不利于电力现货市场的推进。
在李伟看来， 国资委对五大电力集团旗下亏损的煤电企业出手相救，再好不过，只有先生存下来，再谈「市场」，而电改专家、清华大学电机工程与应用电子技术系教授夏清则认为，试点方案对竞争性的电力市场来说是破坏，靠垄断和保护的方式解决不了煤电困境，而是需要建立并完善市场机制。
当煤电企业站在生死存亡的十字路口，有效市场与有为政府之争再起，最终决策不仅将对行业发展产生影响，也将波及新一轮电力体制改革的推进。
行政大整合
「现在已经开始前期接触，两家央企的 (甘肃) 省公司开了碰头会，电厂也参与了，华能到我们这儿来作过一些调研，包括收取资料等对接。」李伟说。
甘肃省的煤电企业包括五大发电集团其中的三家——大唐集团、国家能源集团、华能集团下属的十家煤电企业。试点方案要求华能集团整合甘肃省内三大发电集团下属煤电厂。除此之外，甘肃本地其他主要煤电企业包括中国电建甘肃能源投资有限公司、省国资委下属的甘肃电力投资集团有限责任公司 (下称甘肃电投)。
财新记者了解到，甘肃地区原计划定于 2020 年 1 月 1 日前移交管理权，3 月底前完成煤电资产、人员划转，但实际推进中，因为牵涉到节日安全保供、五大发电集团层面的博弈，以及最新暴发的疫情等其他因素，整合动作已经延后。
财新记者到访甘肃多方了解， 甘肃地区煤电整合的涉及十家电厂，包括目前正常运转的八家企业，即华能平凉发电有限责任公司 (下称平凉发电)、兰州西固热电有限责任公司 (下称西固热电)、大唐甘肃发电有限公司八〇三热电厂、大唐甘肃发电有限公司景泰发电厂、国电兰州范坪热电有限公司、国电靖远发电有限公司、国电兰州热电有限责任公司、国电电力酒泉发电有限公司等，及此前已停产的甘谷发电和已破产清算的连城发电两家企业。
对于缘何甘肃地区选择华能集团来牵头整合，李伟对财新记者分析，首先，华能集团在甘肃本地有自己的煤矿，后续可以更好地协调煤、电矛盾；其次，华能集团旗下的平凉发电也是甘肃地区单厂装机规模最大的煤电厂，发电装机 250 万千瓦；第三，平凉发电在甘肃地区经营负债控制得相对合理。 「还能持续运行，负债率还没到 100%，不可能让持续亏损的电厂整合兼并相对盈利的企业。」他说。
被整合的煤电企业对此次整合表现出积极的支持态度。大唐集团当地一家电厂负责人士对财新记者表示，整合可以解决五大发电集团在甘肃省内原本各自为政的状态，不用再「被动挨打」了，同时提高煤电企业的话语权和议价能力，避免以前市场竞争中的恶性杀价，各家也不会再为了竞争规模而继续跑马圈地，造成重复投资。
更为重要的是，当地煤电企业期待通过试点方案的整合改善当地电力供求关系。甘肃地区发电集团省公司一位部门负责人告诉财新记者，通过整合加速落后产能淘汰，「对我们这些央企电厂来说也是壮士断腕，整合后，会有电厂面临关停，但供大于求、产能过剩的局面有望改善」。
2016 年甘肃省煤电企业参与电力市场交易时，曾出现过无序竞争。 一位电力企业的人士回忆，当时五大发电集团下属煤电企业为了在电力市场交易中获得更多的电量，竞相压价，曾经在电力交易大厅，一家企业降 0.03 元/千瓦时，马上就有另一家企业人降 0.05 分/千瓦时，进而有企业降 0.1 元/千瓦时，而甘肃当时的煤电标杆电价不到 0.3 元/千瓦时，相当于降低了三分之一。
在李伟看来，通过国资委这种整合，还可以妥善解决人员安置问题。他告诉财新记者，虽然此前甘谷发电和连城发电两家破产倒闭的企业解决了人员安置，但是员工被分流到了大唐公司位于福建、辽宁大连、新疆等地的煤电企业。这种背井离乡很难被员工接受。如果华能集团可以统一整合，未来富余人员至少可以在甘肃省内安置。然而已破产清算的企业借助重组复活，本身也备受争议。
甘肃省内三大发电央企的煤电厂对此试点方案欢迎的同时，因中央煤电企业整合到一家，话语权增加，地方政府则心生担忧。
一名接近甘肃地方政府的人士对财新记者表示，对于整合，现在地方政府还没有公开表示明确态度，「心里多少会有些担心」，但煤电整合的目的之一就是防止产能过剩情况下各家进行所谓的「恶性竞争」。
「以前地方政府想降电价，我们甘肃三家发电集团，一家说不通，地方政府还可以去找其他家，甚至可以通过单方面给其他优惠条件的方式，倒逼另外两家降电价，如果整合到一家，这些方式就没法使用了。」李伟对财新记者说。
甘肃省工信厅电力处一位工作人员则回应财新记者，目前还没有收到上级明确文件，中央政府政策地方政府肯定贯彻执行，但实施过程中有问题，也会根据本省实际情况进行调整。整合到一家，对甘肃来说有利有弊，利在于帮助煤电脱困，弊在于可能阻碍电力市场建设。
他提到，甘肃火电对电网稳定起到关键的支撑作用，这方面水电、风电、光电等其他电源无法替代火电，但甘肃火电目前面临的生存问题突出。关键在于如何既能推动电力市场化发展，又能避免煤电亏损倒闭，同时保障电网安全。
作为电厂方，李伟更关心，接下来地方政府是否会因煤电区域整合带来的市场力问题，进而出台相应刺激电力市场竞争的条款，比如在大用户直供电，通过一些条款设置，使相应电厂拿不到电量。「但眼下各方正忙于抗击新冠疫情，还没有听闻会有类似政策出台。」
更为重要的是， 试点方案的整合计划涉及多家上市公司资产。以甘肃地区为例，当地正常运转的煤电厂中，平凉发电为华能国际电力股份有限公司 (600011.SH) 控股子公司，酒泉发电为国电电力发展股份有限公司 (600795.SH) 100% 持股子公司。这些上市公司资产如果发生变更，对二级市场投资者而言也有直接的影响。
除了上述直接反对声音，在五大发电集团内部也因具体利益纠葛，存在着对试点方案的反对声音。
在甘肃，反对声音来自大唐集团。主要因连城发电此前已破产清算，大唐集团旗下大唐国际发电股份有限公司 (601991.SH ，下称大唐发电) 对连城发电计提减值，这将使大唐发电 2019 年利润总额减少 10.19 亿元，同时还要承担 5.36 亿元担保责任，另外针对破产电厂，大唐集团已努力作了人员安置。除此之外，大唐集团负责牵头整合陕西省内的煤电厂，但国家能源集团在陕西所属电厂因煤电一体化项目被排除在整合范围外。综合多重利益看，大唐集团觉得自己「亏了」。
2020 年 1 月 4 日，大唐集团位于甘肃的一家电厂负责人告诉财新记者，下面电厂曾收到过集团层面指示，「不接触、不提供、按兵不动，但华能 (集团) 还没有来接触过我们。」
一名甘肃当地电力资深专家告诉财新记者，因大唐集团不配合、抗拒整合，「大唐集团还被国资部门训了」。
煤电艰难时世
「整合是没有办法的办法。」前述甘肃当地电力专家有些无奈，他认为，试点方案主要希望通过整合，扭转五大发电集团煤电板块长期亏损的局面。
五大发电集团一直是中国电力行业主力军，其煤电装机量约占全国煤电合并装机量的 48%。从 2016 年开始，煤电行业陷入经营困境。一方面，受电力市场竞争、新能源挤压，煤电发电量和发电价格齐跌；另一方面，占发电成本近七成的煤价高企，严重挤压了煤电企业利润。
2016 年，煤炭行业开始实施供给侧改革，限产、去产能等多重因素导致煤价大幅反弹。当年秦皇岛 5500 大卡动力煤平仓价 639 元/吨，较年初回升 269 元/吨，增长 72.7%，而同年，全国火电行业利润「腰斩」降至 367 亿元，2017 年的业绩更是堪称「跌地板」，全行业亏损 132 亿元，2018 年亏损面仍维持在一半左右，2019 年前九个月，五大发电集团火电板块亏损面仍为 46%。
国资委在试点方案中指出，截至 2018 年底，五大发电集团所属燃煤电厂中亏损企业 257 户，占比 54.2%，累计亏损额 379.6 亿元，平均资产负债率 88.6%。
试点方案涉及的五个省份中，2018 年，除了陕西，其他四省份五大发电集团旗下煤电业务均出现整体亏损，甘肃省亏损 13.7 亿元；宁夏亏损 15.9 亿元；青海亏损 7.3 亿元；新疆亏损 16.2 亿元。
李伟告诉财新记者，不仅他所在的电厂，甘肃中部区域如兰州市、白银市等中央企业所属的其他几家煤电厂因远离煤矿富集区，燃料运输成本过高，2019 年几乎也是亏损状态。
2015 年开始，中国步入新一轮电力体制改革，按照「管住中间，放开两头」的改革思路，发电侧推行「竞价上网」。
2015 年甘肃煤电直接交易电量平均电价降幅 0.04 元/千瓦时，2016 年平均降幅则高达 0.1 元/千瓦时，2017 年情况有所好转，降幅缩小至 0.06 元/千瓦时，2018 年降幅继续缩小至 0.03 元/千瓦时，2019 年降幅为 0.026 元/千瓦时，略有缩小。
甘肃煤电企业参与电力市场交易的价格不仅大幅下降，参与交易的电量还在大幅增长。甘肃 2017 年电力市场化交易电量 293.5 亿千瓦时，较 2016 年同比增加 66%，2018 年市场化交易电量 406 亿千瓦时，同比增加 44%。
中电联数据显示，2016 年至 2018 年，中国电力市场化交易电量，2016 年突破 1 万亿千瓦时后，2017 年全年交易电量累计超过 1.6 万亿千瓦时，同比增长 45%，2018 年这一数字攀升至 2.1 万亿千瓦时，同年，大型发电集团煤电机组市场交易平均电价为 0.3383 元/千瓦时，近三年累计降低电价超过 1800 亿元。
电力市场竞争之外，甘肃整体电力供需形势也不容乐观。一名电力领域资深人士对财新记者分析，甘肃经济发展速度上不去，进而导致用电量上不去，需求低迷，是甘肃煤电陷入困境的原因之一。
2019 年甘肃省全社会用电量累计为 1288 亿千瓦时，同比下降 0.11%，当年全省 GDP 8718.3 亿元，按可比价格计算，同比增长 6.2%，增速与 2018 年基本持平，而 2018 年甘肃全省 GDP 8246 亿元，在全国 31 个省份中排在倒数第五位。
另一方面，甘肃新能源与煤电的结构性失衡问题，也让当地煤电陷入糟糕的窘境。截至 2019 年 11 月底，甘肃电力装机 5225 万千瓦，其中新能源装机 2178 万千瓦，占比 41.6%，火电装机 2104 万千瓦，水电装机 943 万千瓦。新能源装机规模已超过火电。
由于风电、光伏等新能源电力受到天气影响较大，存在较大波动特性，电力系统中，火电必须承担调峰任务以保障电网安全。
这又给本就经营不善的火电带来了更严峻的负面效应。李伟提到，甘肃在新能源大发的时候，为了给新能源深度调峰，火电常常需要将机组负荷出力压到 40% 甚至是 30%，使得发电收益大幅减少。
目前甘肃已开始通过市场化方式探索电力辅助服务市场。中国现行的辅助服务，主要指发电厂为整个电力系统提供调峰、备用等服务时可获得的收入补偿，这为火电企业开拓了单一电能量收入外的其他收益来源。2018 年 4 月，甘肃电力辅助服务市场启动，截至 2019 年 5 月，甘肃省内参与调峰的火电厂获益 1.63 亿元，但辅助补偿的额度仍十分有限。
李伟提到，2019 年其所在的电厂拿到的辅助服务补偿约为 2000 万元，在近 9 亿元的发电收入中占比仅有 2% 左右。
除此之外，甘肃煤炭资源地理分布很不均衡，绝大部分煤炭资源分布于东部，其中庆阳、平凉两市占 83.6%，与此同时，甘肃煤炭资源埋藏普遍较深，华亭矿区煤层埋藏深度大约在 200 米到 700 米之间，庆阳煤炭煤层埋藏深度 700 米到 1000 米，开采成本偏高。
「甘肃实际上是个贫煤省份。」李伟这样评价道，「甘肃火电厂一年的煤炭需求量大约在 5000 万到 6000 万吨，而甘肃本省每年只有约不到 4000 万吨产量，其余大都靠新疆、宁夏等地输送煤炭，运费在煤价中占比能到 75% 到 80% 左右。」
逆市场而为？
「一旦甘肃地区煤电整合，省级电力市场就没法做了」，中国电力企业联合会行业发展与环境资源部副主任叶春告诉财新记者。
「新电改」以来，全国共成立了北京、广州两个区域性电力交易中心和 32 个省级电力交易中心，当前正以省为单位开展电力现货市场建设试点工作。2019 年 6 月，首批八个电力现货试点启动试运行，其中甘肃也是八个现货试点之一。
叶春表示，一个电力市场内同一发电集团所属市场份额最好不要超过 20%，一旦超过 20%，极易带来寡头垄断，进而操纵市场，影响报价。
财新记者注意到，目前甘肃省尚未针对发电集团市场势力提出监管办法，不过山东省在 2019 年 4 月发布的《山东省电力监管办法试行修订版》中提出，对市场主体的市场份额和市场力情况实施监督，要求同一发电集团公司所属发电企业参与市场的装机容量不得超过全部市场装机容量的 20%。
目前甘肃地区正常运转华能集团、大唐集团、国电集团煤电装机合并接近 700 万千瓦，未来整合后，在甘肃现有火电装机中占比将超过 30%。
甘肃煤电企业也有人认为合并不会带来垄断。前述甘肃地区发电集团省公司人士对财新记者表示，整合后煤电总装机 700 万千瓦，而甘肃省属企业甘肃电投 2020 年会新投产 200 千瓦调峰火电机组，这样一来甘肃电投总装机将达到 500 万千瓦。「这与整合起来的 700 万不相上下。其他省份也存在这种情况，比如浙江省能源集团在当地占比近 50%。」他认为对甘肃煤电企业来说，当务之急是通过整合淘汰落后产能，改变同质化竞争，改善供求关系，控制亏损，「再不整合就都倒闭了」。
夏清则对财新记者表示，市场经济讲求的是均衡，如果甘肃地区几大发电集团全整合到华能集团一家，不仅电力中长期市场无法实现竞争，电力现货市场也将无法进展下去。
「这是对电改 9 号文精神的否定。」夏清直言，「我们不能用垄断的方法保护国有企业，现行的电力体制改革实际上也是在用市场机制倒逼国有企业改革。」
由于新能源的不断发展，中国以煤电为主的电力装机结构正在发生巨大变化。2019 年全国新增发电装机容量 1.02 亿千瓦，其中新增非化石能源发电装机 6389 万千瓦，占新增发电装机总容量的 62.8%。中电联预计，到 2020 年底全国发电装机容量将达到 21.3 亿千瓦，其中非化石能源装机合计 9.3 亿千瓦，占总装机比重将上升至 43.6%。
伴随着风电、光伏等非化石装机规模迅速攀升，煤电在电力系统中将逐渐由主体能源向调峰电源的角色转换，而此时继续采用单一制的电能量价格，仅靠发电利用小时数已不足以保障煤电合理收益，因此部分煤电企业的亏损或成为一种趋势。
夏清认为，煤电困境还是要用市场化方式解决，梳理清楚当前电价体系问题，建立并完善容量市场，而不是因为市场化改革推进中出现阵痛就要退回到计划式重组。
所谓「容量市场」，是一种为容量定价的市场机制，指在单一电能量市场之外设置的新市场，「容量补偿」指的是，采取一定的市场规则，给予调峰电源相对固定回报。
2019 年 10 月，国家发改委出台《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，提出完善辅助服务电价形成机制，以补偿燃煤发电合理成本。对于燃煤机组利用小时数严重偏低的省份，建议可探索建立容量补偿机制。
上述省公司人士则对财新记者表达了担忧。「到现在也只是说探索容量补偿，短期之内难以建立起来，等建立起来可能电厂就都倒闭了。」
对于甘肃等五省份即将进行的煤电大整合，李伟告诉财新记者，整合方向已经确定，但要真正完成，或需要一段较长的时间。因为国企之间管理方式不同，比如物资采购、机构设置、财务管理、人员薪酬制度等都存在偏差，另外还涉及到牵头单位重新核算财务往来、收益、债权、债务等情况，整个资产重组将较为复杂。
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