全國火電虧損面近半 誰(shuí)的鍋？

國家統計局數據顯示，今年上半年，全國火電企業(yè)虧損面仍接近一半。

火電含煤電、氣電和油電，但煤電是絕對主導。中電聯(lián)數據顯示，至2018年9月底，煤電裝機9.9億千瓦，在火電中占比88.4%，在全部電力裝機中占比為56.3%?；痣娊胩潛p，實(shí)際是指現狀下煤電經(jīng)營(yíng)困難。

煤價(jià)高是罪魁禍首

今年火電利用小時(shí)數相比去年有所提高，中電聯(lián)數據顯示，前三季度全國火電設備利用小時(shí)數3276小時(shí)，同比提高158小時(shí)，預計全年利用小時(shí)數4330小時(shí)左右，雖然相比火電設備設計的年平均利用5500小時(shí)還有很大差距，但對火電企業(yè)業(yè)績(jì)提升是利好因素。

火力發(fā)電盈利模式示意圖(資料來(lái)源：華泰證券研究所)

但這點(diǎn)利好因素很快被上漲的煤價(jià)吞噬。燃料成本是火電企業(yè)主要成本構成，火電企業(yè)的燃料成本占比60%-70%。根據中電聯(lián)的數據測算，2017年全國煤電企業(yè)因電煤價(jià)格上漲導致電煤采購成本比2016年提高2000億元左右。而2018年，這一情況仍在延續。

今年以來(lái)，電煤市場(chǎng)持續偏緊，煤價(jià)總體高位運行，部分時(shí)段起伏較大，北方港口煤價(jià)波動(dòng)幅度最高達205元/噸。1-8月，全國市場(chǎng)采購電煤到廠(chǎng)價(jià)524.97元/噸，同比上漲41.47元/噸;廣東、福建等區域天然煤綜合到廠(chǎng)價(jià)漲幅較大，分別達到79.27元/噸和51.60元/噸。

以北方港5500大卡/公斤質(zhì)量標準電煤價(jià)格為例。截至10月底，CCI煤炭港口最高平倉價(jià)達770元/噸，超出綠色價(jià)格區間(500-570元/噸)200元/噸，中長(cháng)期合同月度定價(jià)部分最高平倉價(jià)達643元/噸，超出綠色區間73元/噸。

分析人士認為：煤價(jià)上漲部分原因是，今年電煤產(chǎn)能繼續向山西、陜西和內蒙古三省集中，1-9月份全國煤炭產(chǎn)量25.95億噸，上述三省完成17.79億噸，占比68.56%。煤炭產(chǎn)能的高度集中也進(jìn)一步增強了大型煤企的產(chǎn)能控制權和定價(jià)議價(jià)能力，電力企業(yè)話(huà)語(yǔ)權相應削弱。

另一方面，受前三季度經(jīng)濟向好影響，煤炭消費持續回暖。1-9月，全社會(huì )用電量同比增長(cháng)8.9%，增速同比提高2%，全國電煤消費量完成10.21億噸，同比增長(cháng)7.37%;全國統調電廠(chǎng)日均耗煤量同比增加57萬(wàn)噸，增幅達到11.9%。

中電聯(lián)發(fā)布的《2018年前三季度全國電力供需形勢分析預測報告》顯示：前三季度，電煤價(jià)格總體處于高位波動(dòng)態(tài)勢，根據中國沿海電煤采購價(jià)格指數——CECI沿海指數顯示，反映電煤采購綜合成本的CECI5500大卡綜合價(jià)前三季度波動(dòng)區間為571-635元/噸，各期價(jià)格都超過(guò)了《關(guān)于平抑煤炭市場(chǎng)價(jià)格異常波動(dòng)的備忘錄》中規定的綠色區間上限，國內煤價(jià)持續高位也導致對標國內煤價(jià)的進(jìn)口煤價(jià)格快速上漲，明顯提高了國內企業(yè)采購成本。

中國沿海電煤采購價(jià)格指數——CECI沿海指數

煤價(jià)居高不下，降低耗煤量似乎是煤電機組唯一能夠降低成本的舉措。2017年全國6000千瓦及以上火電機組供電煤耗309克/千瓦時(shí)，不斷下降的煤耗只能略微降低燃料成本上的壓力。

具體來(lái)說(shuō)，新的燃煤電廠(chǎng)由于耗煤量低，技術(shù)先進(jìn)，人工成本低，效益相對較好，但是煤耗較高的老電廠(chǎng)，在高煤價(jià)下則難免虧損。

電價(jià)滯塞難以傳導成本

一方面是高漲的煤價(jià)，另一面卻是滯塞的電價(jià)。自2017年6月國家下發(fā)《關(guān)于取消、降低部分政府性基金及附加合理調整電價(jià)結構的通知》，取消、降低部分基金及附加，預計變相提高煤電標桿電價(jià)合計1.1分/度。在這之后，火電上網(wǎng)電價(jià)再未變過(guò)。

關(guān)于煤價(jià)和火電上網(wǎng)電價(jià)，一直以來(lái)都有煤電聯(lián)動(dòng)的政策相應機制，但是這個(gè)政策的執行陷入停滯狀態(tài)，煤價(jià)上漲難以傳導到電價(jià)上。

此外，隨著(zhù)電力市場(chǎng)化交易電量的不斷增加，在過(guò)剩的環(huán)境下，煤電還不得不面對來(lái)自市場(chǎng)的壓力。

2018年上半年部分省區煤電市場(chǎng)交易價(jià)格與標桿電價(jià)示意圖

中電聯(lián)數據表明，2018年上半年，大型發(fā)電集團上網(wǎng)電量合計15286億千瓦時(shí)，市場(chǎng)交易電量合計4927億千瓦時(shí)，其中煤電3683億千瓦時(shí)，占比達到74.8%。煤電上網(wǎng)電量平均電價(jià)(計劃與市場(chǎng)電量加權平均電價(jià))為0.3669元/千瓦時(shí)，市場(chǎng)交易(含跨區跨省市場(chǎng)交易)平均電價(jià)為0.3340元/千瓦時(shí)，后者比前者每千瓦時(shí)要低0.0329元。

市場(chǎng)化或為最終解決之道

作為對火電影響最大的煤價(jià)，簽訂中長(cháng)期合同成為控制燃料成本的重要手段。但是目前，煤電雙方雖達成共識(簽訂有明確數量和定價(jià)機制的中長(cháng)期合同和合作框架)，但簽訂的合同量無(wú)法達到國家發(fā)改委的要求，且與電企實(shí)際需求量相比仍是“杯水車(chē)薪”。

國家能源集團是煤電聯(lián)營(yíng)的典范，同時(shí)擁有龐大的上游煤炭資源和規模巨大的下游火電資產(chǎn)，其內部人士告訴記者：

我們之所以能夠盈利，一個(gè)重要的原因是因為煤炭的中長(cháng)期合同占比大，煤炭方面的燃料成本相對較低。但是整體來(lái)看，中長(cháng)期合同總的體量還比較少，市場(chǎng)煤比重仍然比較大，價(jià)格的波動(dòng)對市場(chǎng)影響比較大。

分析人士透露，即便是國家能源集團，其火電的虧損面也比較大。而能夠實(shí)現盈利的是坑口電廠(chǎng)，其燃料成本相對于其他類(lèi)型的電廠(chǎng)要低一些。

除了煤價(jià)的原因，火電盈利的關(guān)鍵恐怕還在于供需基本面的轉變，尤其是在市場(chǎng)化電量交易越來(lái)越多的背景下。如果供需平衡關(guān)系沒(méi)有理順，接下來(lái)火電虧損或仍將持續。

華北電力大學(xué)經(jīng)濟管理學(xué)院教授袁家海認為，煤炭和電力是蹺蹺板，在國家的調控下，雙方不會(huì )一直好，也不會(huì )一直壞，幾年下來(lái)可能打個(gè)平手。但是現在正在進(jìn)行電力市場(chǎng)化改革，未來(lái)更多應通過(guò)市場(chǎng)力量來(lái)自發(fā)協(xié)調，以后會(huì )更接近市場(chǎng)煤和市場(chǎng)電。

2018年上半年分省區售電量市場(chǎng)化率圖

袁家海認為，從2016年以來(lái)，火電虧損持續擴大，這不會(huì )是一兩年的事情，它是一個(gè)長(cháng)期的結構性問(wèn)題，需要持續深化供給側改革，并結合市場(chǎng)化改革真正把低效率的煤電機組“擠出”市場(chǎng)，讓市場(chǎng)的供需基本面更加平衡一些，這樣才能改變現在的局面。