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煤價等多方面誘因致河南發電企業虧損嚴重 
自2003年深化電價改革以來，電力定價更加靈活、科學、有效。不過，與此同時，煤炭定價機制正在日益深層次地影響電力價格的形成，對電價改革產生較大影響。
當前，區域性煤價差異較大、煤電聯動機制“失靈”、綜合結算電價下降、企業融資難等因素，導致燃煤發電這一國民經濟的基礎行業，正在面臨前所未有的資金、經營和生存壓力，部分發電企業發展舉步維艱。
2018年全省發電企業虧損增至68.96億元
記者調研發現，近年來，河南省發電行業虧損形勢嚴峻，且虧損額度逐年遞增。
全行業虧損日益擴大。在2017年虧損42.94億元的情形下，2018年河南省發電企業出現巨額虧損。數據顯示，截至2018年底，全省八大發電集團及獨立電廠共完成發電量2116.43億千瓦時，主營業務收入674.11億元，主營業務成本692.42億元，財務費用48.18億元，合計虧損68.96億元，較上年同期增虧26.02億元。
火電企業全面虧損。河南省發電企業效益持續大幅下滑，火電企業首當其沖。截至2018年底，大唐河南公司虧損9.9億元，國家電投河南公司虧損12.18億元，國電河南公司虧損5.63億元，華能河南公司虧損4.5億元，華電河南公司虧損4.53億元，河南華晨公司虧損4.11億元，河南省投公司虧損11.19億元，獨立電廠虧損8.13億元。
多重誘因導致重重困境，省內發電企業亟待破局
記者實地調研后發現，河南省發電企業重重困難的背后，有煤價、市場交易電量、市場規則等多方面的誘因。
煤價高位運行。記者了解到，自2016年第4季度以來，河南省電煤價格持續高位運行，發電成本大幅攀升，直接導致發電企業經營虧損。所調研的發電企業平均入廠標煤單價為819元/噸，較去年增長58元/噸。特別是豫南區域電廠，由于遠離煤源點，運費成本更高，較豫西、豫北區域煤價平均高出66元/噸，影響電價0.02元/千瓦時以上，煤價差異最大的電廠之間，價格差異在100元/噸以上。
河南省內長協煤價偏高也不容忽視。省內長協煤入廠標煤單價較相同煤質市場煤高35~50元/噸，較省外市場煤價格則高100元/噸左右。這進一步推高了企業發電成本。
市場交易非理性競爭、降價讓利幅度大。近年來，受新增裝機和新能源發電份額增加等因素的影響，河南省統調公用火電機組發電利用小時數持續下降，多數企業年度平均利用小時數僅4055小時，年度盈虧平衡電量在4000小時以上，即使全部為基礎電，也僅部分發電企業能保持不虧損。隨著電力市場化改革推進，發電企業基礎電量計劃逐年減少，市場化電量規模大幅上升，降價讓利幅度大幅增加。這不僅侵蝕了發電企業的經營利潤，還將發電企業推向全面虧損的溝壑。
電力市場規則不夠完善。豫南區域機組因市場競爭力弱拿不到市場電量，豫西北機組發電指標過剩。一方面，豫南機組因電網需求超發電量，又要按照市場最低價結算，這就加重了豫南區域電廠的經營虧損。另一方面，這也給電力、電量平衡和電網有序調度帶來困難。
發電企業單邊讓利，加之對社會售電公司管理缺失、誠信監管不足等，都加重了河南省發電企業的虧損程度。
健全機制 綜合施策
面對當前區域內發電企業遭遇的發展困境，一些業內人士向記者提出了如下建議。
引導河南省發電企業良性發展。步入良性發展軌道，需要發電企業自身不斷加快結構調整，產業升級，加強生產經營管理，提高經濟技術指標水平，也需要各級政府主管部門在有序推進電力市場化和煤價等方面綜合施策，給予支持。
進一步完善交易規則。建議有關部門引導建立規范有序的電力市場化運行機制。對市場交易規則進一步細化和完善，對交易規模的確定、黑名單制度、電力用戶最大負荷監管、偏差電量的計量結算等關鍵內容，制訂更加詳細的可操作的細則，提高執行規則的剛性，規范各發電主體的交易行為。同時，疏導消化輸配電價價差資金，有效保障各市場主體的合法權益。
積極推動誠信體系建設。建議主管部門加強對各電力市場主體特別是社會售電公司的信用監管，對失信行為明確處罰措施，對不規范的行為執行聯合懲戒措施，提高違約成本。協調解決融資難題。建議幫助維持火電企業正常生產經營所需現金。在防控債務風險的前提下，協調金融機構適度放寬對燃煤發電企業的融資限制，滿足企業正常生產經營所需的現金流，幫助企業早日走出困境。
當前，區域性煤價差異較大、煤電聯動機制“失靈”、綜合結算電價下降、企業融資難等因素，導致燃煤發電這一國民經濟的基礎行業，正在面臨前所未有的資金、經營和生存壓力，部分發電企業發展舉步維艱。
2018年全省發電企業虧損增至68.96億元
記者調研發現，近年來，河南省發電行業虧損形勢嚴峻，且虧損額度逐年遞增。
全行業虧損日益擴大。在2017年虧損42.94億元的情形下，2018年河南省發電企業出現巨額虧損。數據顯示，截至2018年底，全省八大發電集團及獨立電廠共完成發電量2116.43億千瓦時，主營業務收入674.11億元，主營業務成本692.42億元，財務費用48.18億元，合計虧損68.96億元，較上年同期增虧26.02億元。
火電企業全面虧損。河南省發電企業效益持續大幅下滑，火電企業首當其沖。截至2018年底，大唐河南公司虧損9.9億元，國家電投河南公司虧損12.18億元，國電河南公司虧損5.63億元，華能河南公司虧損4.5億元，華電河南公司虧損4.53億元，河南華晨公司虧損4.11億元，河南省投公司虧損11.19億元，獨立電廠虧損8.13億元。
多重誘因導致重重困境，省內發電企業亟待破局
記者實地調研后發現，河南省發電企業重重困難的背后，有煤價、市場交易電量、市場規則等多方面的誘因。
煤價高位運行。記者了解到，自2016年第4季度以來，河南省電煤價格持續高位運行，發電成本大幅攀升，直接導致發電企業經營虧損。所調研的發電企業平均入廠標煤單價為819元/噸，較去年增長58元/噸。特別是豫南區域電廠，由于遠離煤源點，運費成本更高，較豫西、豫北區域煤價平均高出66元/噸，影響電價0.02元/千瓦時以上，煤價差異最大的電廠之間，價格差異在100元/噸以上。
河南省內長協煤價偏高也不容忽視。省內長協煤入廠標煤單價較相同煤質市場煤高35~50元/噸，較省外市場煤價格則高100元/噸左右。這進一步推高了企業發電成本。
市場交易非理性競爭、降價讓利幅度大。近年來，受新增裝機和新能源發電份額增加等因素的影響，河南省統調公用火電機組發電利用小時數持續下降，多數企業年度平均利用小時數僅4055小時，年度盈虧平衡電量在4000小時以上，即使全部為基礎電，也僅部分發電企業能保持不虧損。隨著電力市場化改革推進，發電企業基礎電量計劃逐年減少，市場化電量規模大幅上升，降價讓利幅度大幅增加。這不僅侵蝕了發電企業的經營利潤，還將發電企業推向全面虧損的溝壑。
電力市場規則不夠完善。豫南區域機組因市場競爭力弱拿不到市場電量，豫西北機組發電指標過剩。一方面，豫南機組因電網需求超發電量，又要按照市場最低價結算，這就加重了豫南區域電廠的經營虧損。另一方面，這也給電力、電量平衡和電網有序調度帶來困難。
發電企業單邊讓利，加之對社會售電公司管理缺失、誠信監管不足等，都加重了河南省發電企業的虧損程度。
健全機制 綜合施策
面對當前區域內發電企業遭遇的發展困境，一些業內人士向記者提出了如下建議。
引導河南省發電企業良性發展。步入良性發展軌道，需要發電企業自身不斷加快結構調整，產業升級，加強生產經營管理，提高經濟技術指標水平，也需要各級政府主管部門在有序推進電力市場化和煤價等方面綜合施策，給予支持。
進一步完善交易規則。建議有關部門引導建立規范有序的電力市場化運行機制。對市場交易規則進一步細化和完善，對交易規模的確定、黑名單制度、電力用戶最大負荷監管、偏差電量的計量結算等關鍵內容，制訂更加詳細的可操作的細則，提高執行規則的剛性，規范各發電主體的交易行為。同時，疏導消化輸配電價價差資金，有效保障各市場主體的合法權益。
積極推動誠信體系建設。建議主管部門加強對各電力市場主體特別是社會售電公司的信用監管，對失信行為明確處罰措施，對不規范的行為執行聯合懲戒措施，提高違約成本。協調解決融資難題。建議幫助維持火電企業正常生產經營所需現金。在防控債務風險的前提下，協調金融機構適度放寬對燃煤發電企業的融資限制，滿足企業正常生產經營所需的現金流，幫助企業早日走出困境。
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責任編輯：安愛
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