全国火电亏损面近半，谁的锅？

国家统计局数据显示，今年上半年，全国火电企业亏损面仍接近一半。

火电含煤电、气电和油电，但煤电是绝对主导。中电联数据显示，至2018年9月底，煤电装机9.9亿千瓦，在火电中占比88.4%，在全部电力装机中占比为56.3%。火电近半亏损，实际是指现状下煤电经营困难。

煤价高是罪魁祸首

今年火电利用小时数相比去年有所提高，中电联数据显示，前三季度全国火电设备利用小时数3276小时，同比提高158小时，预计全年利用小时数4330小时左右，虽然相比火电设备设计的年平均利用5500小时还有很大差距，但对火电企业业绩提升是利好因素。

▲火力发电盈利模式示意图(资料来源：华泰证券研究所)

但这点利好因素很快被上涨的煤价吞噬。燃料成本是火电企业主要成本构成，火电企业的燃料成本占比60%-70%。根据中电联的数据测算，2017年全国煤电企业因电煤价格上涨导致电煤采购成本比2016年提高2000亿元左右。而2018年，这一情况仍在延续。

今年以来，电煤市场持续偏紧，煤价总体高位运行，部分时段起伏较大，北方港口煤价波动幅度最高达205元/吨。1-8月，全国市场采购电煤到厂价524.97元/吨，同比上涨41.47元/吨;广东、福建等区域天然煤综合到厂价涨幅较大，分别达到79.27元/吨和51.60元/吨。

以北方港5500大卡/公斤质量标准电煤价格为例。截至10月底，CCI煤炭港口最高平仓价达770元/吨，超出绿色价格区间(500-570元/吨)200元/吨，中长期合同月度定价部分最高平仓价达643元/吨，超出绿色区间73元/吨。

分析人士认为：煤价上涨部分原因是，今年电煤产能继续向山西、陕西和内蒙古三省集中，1-9月份全国煤炭产量25.95亿吨，上述三省完成17.79亿吨，占比68.56%。煤炭产能的高度集中也进一步增强了大型煤企的产能控制权和定价议价能力，电力企业话语权相应削弱。

另一方面，受前三季度经济向好影响，煤炭消费持续回暖。1-9月，全社会用电量同比增长8.9%，增速同比提高2%，全国电煤消费量完成10.21亿吨，同比增长7.37%;全国统调电厂日均耗煤量同比增加57万吨，增幅达到11.9%。

中电联发布的《2018年前三季度全国电力供需形势分析预测报告》显示：前三季度，电煤价格总体处于高位波动态势，根据中国沿海电煤采购价格指数——CECI沿海指数显示，反映电煤采购综合成本的CECI5500大卡综合价前三季度波动区间为571-635元/吨，各期价格都超过了《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》中规定的绿色区间上限，国内煤价持续高位也导致对标国内煤价的进口煤价格快速上涨，明显提高了国内企业采购成本。

▲中国沿海电煤采购价格指数——CECI沿海指数

煤价居高不下，降低耗煤量似乎是煤电机组唯一能够降低成本的举措。2017年全国6000千瓦及以上火电机组供电煤耗309克/千瓦时，不断下降的煤耗只能略微降低燃料成本上的压力。

具体来说，新的燃煤电厂由于耗煤量低，技术先进，人工成本低，效益相对较好，但是煤耗较高的老电厂，在高煤价下则难免亏损。

电价滞塞难以传导成本

一方面是高涨的煤价，另一面却是滞塞的电价。自2017年6月国家下发《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》，取消、降低部分基金及附加，预计变相提高煤电标杆电价合计1.1分/度。在这之后，火电上网电价再未变过。

关于煤价和火电上网电价，一直以来都有煤电联动的政策相应机制，但是这个政策的执行陷入停滞状态，煤价上涨难以传导到电价上。

此外，随着电力市场化交易电量的不断增加，在过剩的环境下，煤电还不得不面对来自市场的压力。

▲2018年上半年部分省区煤电市场交易价格与标杆电价示意图

中电联数据表明，2018年上半年，大型发电集团上网电量合计15286亿千瓦时，市场交易电量合计4927亿千瓦时，其中煤电3683亿千瓦时，占比达到74.8%。煤电上网电量平均电价(计划与市场电量加权平均电价)为0.3669元/千瓦时，市场交易(含跨区跨省市场交易)平均电价为0.3340元/千瓦时，后者比前者每千瓦时要低0.0329元。

市场化或为最终解决之道

作为对火电影响最大的煤价，签订中长期合同成为控制燃料成本的重要手段。但是目前，煤电双方虽达成共识(签订有明确数量和定价机制的中长期合同和合作框架)，但签订的合同量无法达到国家发改委的要求，且与电企实际需求量相比仍是“杯水车薪”。

国家能源集团是煤电联营的典范，同时拥有庞大的上游煤炭资源和规模巨大的下游火电资产，其内部人士告诉记者：

我们之所以能够盈利，一个重要的原因是因为煤炭的中长期合同占比大，煤炭方面的燃料成本相对较低。但是整体来看，中长期合同总的体量还比较少，市场煤比重仍然比较大，价格的波动对市场影响比较大。

分析人士透露，即便是国家能源集团，其火电的亏损面也比较大。而能够实现盈利的是坑口电厂，其燃料成本相对于其他类型的电厂要低一些。

除了煤价的原因，火电盈利的关键恐怕还在于供需基本面的转变，尤其是在市场化电量交易越来越多的背景下。如果供需平衡关系没有理顺，接下来火电亏损或仍将持续。

华北电力大学经济管理学院教授袁家海认为，煤炭和电力是跷跷板，在国家的调控下，双方不会一直好，也不会一直坏，几年下来可能打个平手。但是现在正在进行电力市场化改革，未来更多应通过市场力量来自发协调，以后会更接近市场煤和市场电。

▲2018年上半年分省区售电量市场化率图

袁家海认为，从2016年以来，火电亏损持续扩大，这不会是一两年的事情，它是一个长期的结构性问题，需要持续深化供给侧改革，并结合市场化改革真正把低效率的煤电机组“挤出”市场，让市场的供需基本面更加平衡一些，这样才能改变现在的局面。