本文摘要：为更进一步理解和掌控宁夏自治区发电企业生产经营现状，准确研判行业发展趋势，2018年12月,西北能源监管局宁夏业务筹办的组织部分燃煤发电企业开会了2018年度生产经营情况座谈会。

为更进一步理解和掌控宁夏自治区发电企业生产经营现状，准确研判行业发展趋势，2018年12月,西北能源监管局宁夏业务筹办的组织部分燃煤发电企业开会了2018年度生产经营情况座谈会。各大发电集团在宁分公司、独立国家发电企业、新能源发电企业及国家能源集团宁夏煤业集团等30余家企业代表参与了会议。

绝大部分煤电企业经常出现亏损截至2018年11月30日，宁夏电网统调总装机容量为42472.076兆瓦。其中：火电24000.4兆瓦，占到比56.51%；水电422.3兆瓦，占到比0.99%；风电10111.28兆瓦，占到比23.81%；光伏7938.096兆瓦（不含分布式光伏571.5兆瓦），占到比18.69%，新能源总装机容量18049.38兆瓦，占到比42.50%。2018年111月，宁夏电网统调机组总计发电量1315.41亿千瓦时，同比增加11.88%。其中：火电发电量1044.11亿千瓦时，同比增加9.49%；水电发电量18.59亿千瓦时，同比增加28.68%；风电发电量169.22亿千瓦时，同比增加19.86%；光伏发电量83.49亿千瓦时，同比增加25.62%。

本次搜集数据的14家电厂总计36台燃煤火电机组，发电总装机18200兆瓦，总资产443.85亿元，总负债335.11亿元，平均值负债率75.5%。2018年111月，14家电厂营业收入总额145.23亿元，利润总额-16.48亿元；14家发电企业中，仅有2家稍微盈利，其余12家全部亏损。

煤价基本没上升空间国家能源集团宁夏煤业集团（宁夏仅次于的煤炭生产企业，以下称之为宁夏煤业集团）有关负责人讲解，2018年集团煤炭产量大约6200万吨，煤炭销量大约6320万吨（向外订购140万吨，2017年底库存500万吨）；全年宁夏电煤市场需求大约5600至5800万吨，宁夏煤业集团供应大约2000至2050万吨,电煤价格较为稳定，大约每吨340元（发热量4500大卡）。预计2019年宁夏煤业集团产煤5750万吨，煤炭销量大约6200万吨（向外订购500万吨）；预计2019年宁夏电煤市场需求较2018年还不会有所下跌，宁夏煤业集团供应电煤2050万吨，基本与2018年持平，采行维持电煤价格稳定的策略，但价格下降的空间基本没。面对价格凌空等多重难题电煤价格居高与网际网路电价偏高的对立并未及时纾缓。

在搜集数据的14家电厂中，2018年1至11月，入厂标煤单价最低为584.24元/吨，低于为434.25元/吨；单位发电成本最低为281.44元/千千瓦时，低于为205元/千千瓦时。而宁夏的燃煤火电网际网路标杆电价为259.5元/千千瓦时，部分企业早已经常出现发电成本与网际网路标杆电价凌空的现象。预计2018年宁夏燃煤火电企业将现身大面积亏损现象。煤炭价格市场化与火电网际网路电价管控的对立突显，现行的网际网路电价构成机制无法及时体现煤炭价格市场变化，纾缓迟缓。

部分煤电企业沦为僵尸企业的风险更进一步减小。按照现行网际网路电价和2019年煤炭供需形势预测，2019年宁夏煤电企业经常出现大面积亏损的可能性较小。

部分宁夏煤电企业将在2019年经常出现倒数三年亏损的局面，沦为僵尸企业的风险更进一步减少。燃煤火电企业融资艰难。由于企业亏损，偿还债务能力大幅度巩固，金融机构对燃煤火电企业信贷实行了严苛的信贷管控措施。亏损企业续贷须要追加可信担保人和抵押物。

国有企业大部分由上级集团公司或盈利的兄弟企业借贷续贷，且利率也有有所不同程度下潜。承兑汇票比例偏高。不受宁夏工业产业结构影响，电网企业收益的电费承兑汇票比例较高，煤电企业接到的电费收益中承兑汇票比例长年居高不下。企业为保持现金流，使用贴息方式将部分承兑汇票提早兑付。

宁夏各煤电企业每年都须要缴纳较少则数十万、多则上千万的票据利息，更进一步减轻了企业开销。部分超净废气电费无着落。

一是部分宁夏区内出租已完成超净废气改建的机组超净电价并未纾缓；二是部分外验收的超净废气电价并未实施。宁夏外验收规模极大，预计2019年外验收规模将与区内用电规模基本持平。目前，外送来地下通道设施电厂皆已构建超净废气，但仍有部分外验收超净废气电价并未实施。供热成本与供热价格相当严重凌空。

宁夏现行各市县的供热价格广泛为2009年左右制订的。至今，10年左右的时间内，虽有个别市县展开了小幅调整，但总体来说，皆足以填补燃料成本下跌。以银川为事例，2009年制订的居民采暖价格为每平方米每月3.8元。

某热电企业测算的供热成本为每平米每月4.69元。供热成本与供热价格相当严重凌空。个别热电企业早已明确提出使用来料加工且收加工费的方式供热。

煤电企业明确提出多项逃脱建议针对以上问题，煤电企业明确提出了涉及意见建议。更进一步完备网际网路电价市场构成机制，现实体现供求关系。当前，我国正处于电力市场的过渡阶段。电价管控机制还没解散，市场机制还并未几乎创建。

两种机制相互影响相互作用构成的电价不存在一定程度的杂讯。在市场机制几乎创建之前，建议必要调整管控机制，分区域，按实际情况减少电价调整成倍，延长电价纾缓迟缓时间。

增大优质煤电企业资金反对力度。电力行业是现代工业体系的最重要传导中枢，在国民经济发展中充分发挥着不能替代的起到。

煤电行业是资金密集型产业，资金短缺不会容许煤电行业充分发挥效益。建议金融机构对各煤电企业展开筛选，对于经营能力强劲、发展前景好的企业给与适当的反对。

减少承兑汇票比例。建议电网企业接到承兑汇票后，在力所能及的情况下消化一部分承兑汇票，而后按比例公平保险费煤电企业电费。实施超净废气电费。按照谁获益，谁缴纳的原则，电力落地地区不应向超净废气的煤电企业缴纳适当电费。

建议价格主管部门按照超净废气改建已完成一家，纾缓一家的原则，及时纾缓超净废气电价。纾缓煤热价格对立。建议市县政府考虑到热电企业明确提出的合理热价调整市场需求，在充份论证和普遍印发的基础上，合理下调供热价格。

尽早探寻创建热力供应市场机制。

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