央企煤电资源大整合启幕 五大发电在西北五省“一省一企”

旨在为煤电纾困的大型央企煤电资源整合大幕徐徐拉开，五大发电集团将在甘肃、陕西、新疆、青海、宁夏5省区形成“一家央企一个省区”的格局。

据中国能源报5月23日报道，一份名为国务院国资委《关于印发中央企业煤电资源区域整合第一批试点首批划转企业名单的通知》的文件显示，中国华能、中国大唐、中国华电、国家电投、国家能源集团根据《中央企业煤电资源区域整合试点方案》，将在甘肃、陕西、新疆、青海、宁夏5个试点区域开展第一批试点。第一批试点共涉及48户煤电企业（或项目），其中，40家划转（38户将于2020年6月30日前划转、2户于发电项目竣工后一年内划转）、8户暂不划转（5户煤电一体化项目、2户自备电厂、1户已签订股权转让协议）。

据澎湃新闻了解，该文件要求五大发电集团抓紧开展上述已达成一致意见的煤电企业（项目）划转工作。这意味着此前因疫情等原因推进不顺的煤电资源区域整合，首批试点的38家企业距离最后划转日期仅剩下不到40天。

这一煤电资源区域整合计划去年一经发布，便在业内引发哗然。持支持态度者认为，这是最高效的煤电纾困方式。但更多的业内人士担心，煤电资源整合将形成寡头市场，直接导致电改9号文发布以来的省级电力市场建设折戟。也有业内人士曾对澎湃新闻感慨，煤电企业以国有企业为主，连续亏损面临国有资产流失、影响就业稳定等风险，在这一系列紧迫问题面前，究竟该用计划手段还是市场机制解决亏损，已经成为次要的考量。

去年12月，国务院国资委下发《中央企业煤电资源区域整合试点方案》（下称《方案》），在多次征求各企业意见的基础上，将甘肃、陕西（不含国家能源集团）、新疆、青海、宁夏5个煤电产能过剩、煤电企业连续亏损的区域纳入第一批试点。按照区域牵头单位划分，由中国华能牵头甘肃、中国大唐牵头陕西、中国华电牵头新疆、国家电投牵头青海、国家能源集团牵头宁夏，开展煤电资源整合。

根据《方案》，原则上根据5家集团所在省级区域煤电装机规模、经营效益确定牵头单位，同时综合考虑了地区电价、过剩产能消纳、煤电联营、各企业区域战略发展规划等因素。本轮资源整合试点从2019年开始启动，试点时间3年左右。试点整合目标为：力争到2021年末，试点区域产能结构明显优化，煤电协同持续增强，运营效率稳步提高，煤电产能压降四分之一至三分之一，平均设备利用小时明显上升，整体减亏超过50%，资产负债率明显下降。

两年多之前，发电行业曾发生过另一场重组——2017年8月，国电集团与全球最大煤企神华集团合并重组为国家能源投资集团有限责任公司。国资委在重组大会上称，两家企业重组，有利于理顺煤电关系、实现煤电一体化发展，提升企业整体盈利能力和经营效益。

近年来，由于电力市场过剩、煤价高位震荡无法通过上网电价上涨来疏导、新能源快速发展挤压煤电生存空间等原因，煤电行业再次步入困难时期。发电集团人士曾撰文称，除亏损外，发电集团的资产负债率长期高位运行，尽管比2008年85%最高时有所下降，2018年仍接近78%，巨额财务费用侵蚀当期利润。云贵川、东北、青海、河南等区域的煤电企业整体亏损，一些煤电企业资不抵债，依靠集团担保、委贷维持生存，有的甚至被关停、破产，少数电力上市公司业绩难以好转，面临被ST、退市的风险。

2018年以来，火电行业频频出现破产清算案例。分区域看，中央发电企业煤电资产主要分布在全国30个省份，其中15个省份2018年央企煤电业务整体亏损，主要集中在东北、西南、西北等地区；另15个省份2018年煤电业务整体盈利，主要集中在华东、华北、华南等地区。

央企煤电资源区域整合的范围或将继续扩大：根据中国能源报前述报道，东北地区及西南地区部分省份也将视第一批试点情况开展相关试点。

从“计划电”、“市场煤”到“计划电”、“长协煤”，再到去年煤电价格联动机制与标杆电价机制正式退出历史舞台，“基准价+上下浮动”的市场化电价机制登场，近十年来煤电行业业绩起起落落，经历了两轮大面积亏损，屡屡遭遇“计划与市场”的尴尬。尽管仍未走出困难期，但2018年以来，煤电上马再次浮现松动迹象。

有业内学者呼吁，未来无论新能源如何发展，火电将为整个能源转型起到保驾护航的作用。建立容量市场，是解决当前煤电问题的迫切需要。该人士认为，能源转型进程加快，煤电成为调节资源，利用小时数降低，支撑新能源运行，其作用在于容量，已非发电量。煤电转为调节资源，其提供的容量资源是有价值的，但目前还缺乏肯定火电在整个电力电量平衡中发挥作用的市场机制、交易品种，煤电以容量方式保障新能源消纳产生的外部效益没有予以回报。“市场机制应承认每一个市场成员对稀缺资源的贡献率，这才是真正的市场。解决煤电问题必须建立容量市场，承认其价值，给予其容量补偿。”(本文来自澎湃新闻，更多原创资讯请下载“澎湃新闻”APP)

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