為進一步了解和掌握寧夏自治區發電企業生產經營現狀，正確研判行業發展趨勢，2018年12月,西北能源監管局寧夏業務辦組織部分燃煤發電企業召開了2018年度生產經營情況座談會。各大發電集團在寧分公司、獨立發電企業、新能源發電企業及國家能源集團寧夏煤業集團等30余家企業代表參加了會議。

　　絕大部分煤電企業出現虧損

　　截至2018年11月30日，寧夏電網統調總裝機容量為42472.076兆瓦。其中：火電24000.4兆瓦，占比56.51%；水電422.3兆瓦，占比0.99%；風電10111.28兆瓦，占比23.81%；光伏7938.096兆瓦（含分布式光伏571.5兆瓦），占比18.69%，新能源總裝機容量18049.38兆瓦，占比42.50%。

　　2018年1—11月，寧夏電網統調機組累計發電量1315.41億千瓦時，同比增加11.88%。其中：火電發電量1044.11億千瓦時，同比增加9.49%；水電發電量18.59億千瓦時，同比增加28.68%；風電發電量169.22億千瓦時，同比增加19.86%；光伏發電量83.49億千瓦時，同比增加25.62%。

　　本次收集數據的14家電廠共計36臺燃煤火電機組，發電總裝機18200兆瓦，總資產443.85億元，總負債335.11億元，平均負債率75.5%。2018年1—11月，14家電廠營業收入總額145.23億元，利潤總額-16.48億元；14家發電企業中，僅有2家略微盈利，其余12家全部虧損。

　　煤價基本沒有下降空間

　　國家能源集團寧夏煤業集團（寧夏最大的煤炭生產企業，以下稱“寧夏煤業集團”）有關負責人介紹，2018年集團煤炭產量約6200萬噸，煤炭銷量約6320萬噸（向外采購140萬噸，2017年底庫存500萬噸）；全年寧夏電煤需求約5600至5800萬噸，寧夏煤業集團供應約2000至2050萬噸,電煤價格比較平穩，約每噸340元（發熱量4500大卡）。

　　預計2019年寧夏煤業集團產煤5750萬噸，煤炭銷量約6200萬噸（向外采購500萬噸）；預計2019年寧夏電煤需求較2018年還會有所上漲，寧夏煤業集團供應電煤2050萬噸，基本與2018年持平，采取保持電煤價格平穩的策略，但價格下降的空間基本沒有。

　　面臨價格倒掛等多重難題

　　電煤價格居高與上網電價偏低的矛盾未及時疏導。在收集數據的14家電廠中，2018年1至11月，入廠標煤單價最高為584.24元/噸，最低為434.25元/噸；單位發電成本最高為281.44元/千千瓦時，最低為205元/千千瓦時。而寧夏的燃煤火電上網標桿電價為259.5元/千千瓦時，部分企業已經出現發電成本與上網標桿電價倒掛的現象。預計2018年寧夏燃煤火電企業將再次出現大面積虧損現象。煤炭價格市場化與火電上網電價管控的矛盾凸顯，現行的上網電價形成機制不能及時反映煤炭價格市場變化，疏導滯后。

　　部分煤電企業成為“僵尸企業”的風險進一步增大。按照現行上網電價和2019年煤炭供需形勢預測，2019年寧夏煤電企業出現大面積虧損的可能性較大。部分寧夏煤電企業將在2019年出現連續三年虧損的局面，成為“僵尸企業”的風險進一步增加。

　　燃煤火電企業融資困難。由于企業虧損，償還債務能力大幅削弱，金融機構對燃煤火電企業信貸實施了嚴格的信貸管控措施。虧損企業續貸需新增可靠擔保人和抵押物。國有企業大部分由上級集團公司或盈利的兄弟企業擔保續貸，且利率也有不同程度上浮。

　　承兌匯票比例偏高。受寧夏工業產業結構影響，電網企業收入的電費承兌匯票比例較高，煤電企業收到的電費收入中承兌匯票比例長期居高不下。企業為維持現金流，采用貼息方式將部分承兌匯票提前兌付。寧夏各煤電企業每年都需支付少則數十萬、多則上千萬的貼現利息，進一步加重了企業負擔。

　　部分超凈排放電費無著落。一是部分寧夏區內自用已完成超凈排放改造的機組超凈電價未疏導；二是部分外送電的超凈排放電價未落實。寧夏外送電規模巨大，預計2019年外送電規模將與區內用電規?；境制?。目前，外送通道配套電廠均已實現超凈排放，但仍有部分外送電超凈排放電價未落實。

　　供熱成本與供熱價格嚴重倒掛。寧夏現行各市縣的供熱價格普遍為2009年左右制定的。至今，10年左右的時間內，雖有個別市縣進行了小幅調整，但總體來說，均不足以彌補燃料成本上漲。以銀川為例，2009年制定的居民采暖價格為每平方米每月3.8元。某熱電企業測算的供熱成本為每平米每月4.69元。供熱成本與供熱價格嚴重倒掛。個別熱電企業已經提出采用來料加工且不收加工費的方式供熱。

　　煤電企業提出多項脫困建議

　　針對以上問題，煤電企業提出了相關意見建議。

　　進一步完善上網電價市場形成機制，真實反映供求關系。當前，我國正處于電力市場的過渡階段。電價管控機制還沒有退出，市場機制還未完全建立。兩種機制相互影響相互作用形成的電價存在一定程度的失真。在市場機制完全建立之前，建議適當調整管控機制，分區域，按實際情況增加電價調整頻次，縮短電價疏導滯后時間。

　　加大優質煤電企業資金支持力度。電力行業是現代工業體系的重要傳導中樞，在國民經濟發展中發揮著不可替代的作用。煤電行業是資金密集型產業，資金短缺會限制煤電行業發揮效益。建議金融機構對各煤電企業進行甄別，對于經營能力強、發展前景好的企業給予相應的支持。

　　降低承兌匯票比例。建議電網企業收到承兌匯票后，在力所能及的情況下消化一部分承兌匯票，而后按比例公平給付煤電企業電費。

　　落實超凈排放電費。按照“誰受益，誰支付”的原則，電力落地地區應向超凈排放的煤電企業支付相應電費。建議價格主管部門按照超凈排放改造“完成一家，疏導一家”的原則，及時疏導超凈排放電價。

　　疏導煤熱價格矛盾。建議市縣政府考慮熱電企業提出的合理熱價調整需求，在充分論證和廣泛征求意見的基礎上，合理上調供熱價格。盡快探索建立熱力供應市場機制。