中国电力报

《中国电力报》：如何帮助发电企业尽快走出政策性亏损？

当前，全国煤电企业亏损面在50%左右，亏损面偏高。电网企业2018年利润下降24.3%。为了解决这些问题：

一是保障电煤价格在合理区间。在煤炭价格方面，尽量增加中长期购销价格，总体来说，中长期购销价格要低于现货，目前中长期比重越来越高，会有效降低一定的成本。同时，国家发改委着力调控了煤炭价格，基本稳定了中长期购销价格。2019年，从电煤增量规模看，有可能出现电煤供需总体偏紧情况，但是考虑电量增速小于上年的因素，在平水年、没有大范围极端气温的基本条件下，电煤最高峰的价格应该会低于2018年，这对煤电企业算是利好。此外，应加强煤电运三方中长期合同有效监管，确保合同履约到位；进一步规范煤电定价机制，以电煤价格指数为依据，引导市场合理预期，控制电煤价格在合理区间，缓解煤电企业经营困境。

二是建立科学合理的电价形成机制。2018年11月，国家发改委出台相关文件，提出加快建设电煤市场化机制。电煤价格、电能价格和用电侧之间的价格能否市场化联动起来，形成有序的、真正市场化的价格传导机制，这是关键问题。鼓励电力用户和发电企业自主协商，推行“基准电价+浮动机制”，签订电力市场化交易合同，形成煤价、电价和终端产品价格联动的顺畅传导机制。但就目前来看，还存在很多问题，尤其是各省尚未动行起来，需要加大监管。

三是进一步加大电能替代力度。将电能替代工作纳入地方和行业发展规划，科学合理可持续高质量推进；进一步完善峰谷分时电价机制，以及居民阶梯电价等相关政策，持续扩大电力消费市场，不断提高电力占终端能源消费比重，全力推进再电气化进程。

四是发电企业要积极培育自身能力，增强企业可持续发展能力。统筹考虑电力企业维护社会稳定和支撑经济发展的重要作用，降低政策性亏损风险，科学合理设定电力企业利润等考核指标。

通过电力市场建设，释放企业经营活力、加大企业风险和成本管理，拓展企业增值服务能力也是提高企业效益的通途。2018年，煤电市场交易价格平均下降了4分/千瓦时左右，这对煤电企业来说又减少了一部分利润，预计2019年煤电利用小时与2018年基本持平或略微上涨，但是煤电市场化交易规模还会进一步扩大，平均交易电价下降幅度预计略大于2018年。同时，随着新能源并网比重进一步提升、电力系统峰谷差加大，发电企业承担的煤电灵活机组调峰规模还将进一步增加，调峰补偿不足，调峰市场不规范影响着发电企业的调峰积极性和效益，我们希望通过现货市场、辅助服务市场的建设和运行，能够足额并加倍补偿煤电企业成本，促进煤电在体现电力系统清洁运行的社会效益同时，能够获得应有的经济回报。

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