文 | 沈小波

國資委出手整合煤電資源，一石激起千層浪。

近日，國資委下發《中央企業煤電資源區域整合試點方案》，引起坊間熱議。國資委牽頭五大電力央企，分割槽域進行煤電資產整合，首批試點5個省、自治區，每個省級區域由一家電力央企牽頭，整合過剩產能，提升煤電經營效率。

國資委的大動作背後，是煤電企業連續虧損多年。國資委承擔國有資產保值增值的責任，守土有責，不得不出手救助。

國資委檔案顯示，截至2018年12月末，華能、大唐、華電、國家電投和國家能源集團五家涉及煤電的央企，煤電廠共計474戶，裝機規模5.2億千瓦，資產總額1.5萬億元，負債總額1.1萬億元，平均資產負債率73.1%，其中虧損企業257戶，佔到54.2%，累計虧損379.6億元，平均資產負債率88.6%。

央企煤電資產大面積的虧損，不是經營出了問題，是政策性虧損。

煤電廠發電成本最大的一塊是燃料成本。燃料煤的成本佔總成本高達七成。2012年12月，國務院釋出《關於深化電煤市場化改革的指導意見》，電煤價格徹底市場化。但煤電廠上網電價卻由政府管制。

《關於深化電煤市場化改革的指導意見》也提到，要“繼續實施並不斷完善煤電價格聯動機制”，並且設定了明確的聯動條件。但是從2016年以來，煤炭價格持續上漲，直逼2013年的煤炭價格高點，但歷次煤電聯動卻沒有嚴格執行，煤電廠無法將上漲的成本通過電價傳匯出去。

再者，2018年以來，國家為降低工商業能源成本，兩次降低工商業電價，降電價成為為工商業企業減輕成本的政策取向，煤電廠希望通過漲電價來疏導成本更是難上加難。

今年9月26日，國務院常務會議決定，明年1月1日起，取消煤電聯動，上網電價改為“基準價+上下浮動”的市場化機制，但是第一年必須確保工商業電價只降不升。降電價、降低工商業企業用能成本仍然是政策方向。

燃料煤成本和上網電價的倒掛，還只是煤電企業遇到的麻煩中的一個。

近年來，隨著風電、光伏等可新能源的興起，煤電廠一方面需要讓出發電小時，為規模逐漸擴大的新能源提供消納空間，另一方面需要為新能源的波動性，提供系統調峰。

這帶來的後果，就是煤電廠的發電小時數走低。2018年，6000千瓦及以上煤電機組利用小時在4300小時左右，略高於2017年，但離煤電機組設計值5500小時，仍然相差極大。

電價不能覆蓋發電成本，發電小時數又達不到設計值，煤電廠又怎能不虧？

不僅央企煤電資產經營困難，全行業也是如此。中電聯統計，截至2018年10月底，煤電企業平均虧損面達58.94%，根據當前電煤價格、標杆電價和機組年利用小時測算，只有百萬機組存在微利，其餘30萬、60萬級機組均處於虧損狀態。

煤電是中國電力供應的絕對主體能源，承擔保證能源安全的責任。2018年，中國煤電發電44829億千瓦時，佔全社會用電量64.97%；煤電機組100835萬千瓦，佔53.07%。

長期的虧損已經影響到煤電廠的持續穩定運營。多個煤電廠負責人在公開或私下都表示過，煤電廠現在年輕的骨幹流失嚴重，大學畢業生也不願進煤電廠，企業長期虧損，員工心氣不高，精神狀態也不好，他們擔心出現安全事故。

不僅如此，不能健康執行的煤電企業，也無法為系統提供更多的調峰資源。

《電力發展‘十三五’規劃》提出，“十三五”期間“三北”地區完成煤電機組靈活性改造2.15億千瓦，以為更多波動的新能源提供調峰資源。最後的結果是，改造完成了5078億千瓦，僅為目標的24%。

目標達不成，原因很簡單。靈活性改造之後，承擔更多調峰責任，帶來發電小時數進一步下降，卻沒有相應的回報，煤電廠本身經營已經舉步維艱，再去靈活性改造自然沒有動力。

作為中國最大電力供應主體，也是最經濟的發電形式之一，煤電承擔著保證能源供應安全和為系統調峰、保證電力系統穩定執行的雙重責任。但這些價值卻得不到相匹配的回報，煤電廠得不到合理收益，無法健康執行，進而也威脅到了能源供應和電力系統的安全。

煤電行業要扭轉近半數虧損的非正常局面，仍然需要主管部門，正本溯源，重新審視煤電的價值，重建煤電收益機制，這不僅事關央企、國企保值增值，更事關能源供應安全與電力系統的穩定執行。