煤价联动落空成本难消化 2017年煤电面临全行业亏损风险

煤电价格联动落空

“我们预计今年煤炭价格上涨的空间不大，但如果维持目前的煤价、电价不变，今年电厂可能亏损超过一个亿，连流动资金都会出现困难。”宁夏电投西夏热电有限公司一位负责人说。

期盼已久的“涨电价”落空，让煤电企业甚是忧心。据了解，煤电价格联动机制经历数次修改，2015年完善后的最新一版规定，以2014年为基准年，以年度为周期，依据向社会公布的中国电煤价格指数和上一年度煤电企业供电标准煤耗，测算煤电标杆上网电价。当年4月与2016年1月，由于煤价持续下跌，该机制触发，燃煤机组标杆上网电价分别下调0.018元/千瓦时和0.03元/千瓦时。

然而，随着煤炭化解过剩产能的推进，去年6月开始电煤价格连续上涨，到11月全国电煤价格指数达到521.66元/吨，环比上涨11.2%，同比上涨59.6%，创2014年1月份以来的最高值。之后在发改委的多项政策干预下，煤价有所回落，但仍高于上年同期。

华北电力大学教授袁家海表示，2016年下半年，随着煤炭价格上升，煤电企业生产成本平均上升了0.04元/千瓦时至0.06元/千瓦时。《经济参考报》记者梳理发现，在A股以煤电为主营业务的30家上市公司中，2016年前三季度整体营业收入出现负增长的比例为70%，只有30%实现了持平或者正增长。

中债资信评估有限责任公司王闻达研究团队选取了火电上市或发债企业共47家测算，预计2016年全国平均度电盈利空间下降超过50%，其中华南、华东地区度电盈利空间降幅较小，西北、华北蒙晋地区度电盈利空间下降超过100%，已出现亏损，东北、西南地区也接近亏损线。

在此之下，启动煤电价格联动机制的呼声再起。但是，国家发改委表示，本期全国电煤价格指数平均为每吨347.5元，中国电力企业联合会公布的年度燃煤电厂供电标准煤耗为每千瓦时319克。根据煤电价格联动计算公式测算，2017年煤电标杆上网电价全国平均应上涨每千瓦时0.18分钱。由于联动机制规定，标杆上网电价调整水平不足每千瓦时0.20分钱时，当年不调整，调价金额纳入下一周期累计计算。据此，2017年1月1日全国煤电标杆上网电价将不作调整。

双重挤压下成本难消化

在上网电价不作调整的情况下，煤价成为火电企业“生死”的关键因素。最新公布的环渤海动力煤价格指数(BSPI)在1月4日至10日报告期内，报收于592元/吨，周环比下行1元/吨。

近日国家发改委联合煤炭、电力、钢铁协会联合发布《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》，提出以重点煤电合同价为基础，建立价格异常波动预警机制。价格波动上下6%以内为正常价格，不采取调控措施;价格波动上下6%至12%为价格轻度上涨或下跌，重点加强市场检测;价格上下波动12%以上为价格异常波动，启动平抑煤炭价格异常波动的响应机制。

“根据2017年长协价基础价格535元/吨测算，2017年煤价在500元/吨到570元/吨为正常价格;价格在570元/吨至600元/吨或470元/吨至500元/吨之间为价格轻度上涨或下跌;价格在600元/吨以上或470元/吨以下为价格异常上涨或下跌。”申万宏源分析师周泰表示。

据王闻达研究团队测算，在当前上网电价下，全国电煤价格指数和环渤海动力煤价格指数的盈亏平衡点分别为450元/吨和535元/吨，2016年11月电煤价格水平下火电整体已处于全行业亏损状态。

“根据煤质的不同，现在每吨煤的价格在320元到430元不等，2017年煤价再继续大幅上涨的可能性不大，即便如此，电厂夹在中间受两头挤压，盈亏难以平衡。”宁夏一家参与“西电东送”的火电厂负责人说，煤炭价格去年下半年暴涨，给煤电造成巨大的成本压力，现在电价没有同步上涨，而且当前供给侧改革中，降成本是一个重要工作，电价在工业企业尤其是宁夏的工业企业生产成本中所占的比重大，地方政府甚至还要求让利于用电企业，在这种双重压力下，煤电的成本如何消化，是一个严峻的考验，亏损的风险大。

《经济参考报》记者在采访中了解到，煤价上涨引发了上下游产业的连锁反应，压力不仅传导给火电厂，还对下游用电企业造成影响。“我们之前参与电力直接交易，签订的协议延续到2017年一季度，电厂的让利，加上政府调节基金，降幅是每千瓦时3分，对我们而言每吨成本降低了180元。但是现在电厂日子也不好过，给我们的供电就没有保障，不能满负荷享受电力直接交易的优惠。”宁夏和兴冶金耐火材料公司副总经理顾文华表示。

面临大面积亏损分化明显

煤电行业面临的问题并不止于此。据了解，预计2016年煤电的装机规模9.5亿千瓦左右。还有一批已经开工和下达规模的项目，特别是民生项目，即将陆续建成投产。此外，现在全国还有1.8亿已经拿到“路条”和规模的项目。

而现实情况是，近两年全社会用电量增速在不断下滑，2015年仅为0.5%，2016年1月至11月份同比增长5.0%，增速比上年同期提高4.2个百分点。在此之下，全国火电设备平均利用小时数已经连续下滑，2015年是4468小时，2016年前11个月是3756小时，同比降低204小时，为2005年以来同期最低水平。

“2016年预计也就4300小时左右，2017年还会更低，估计在4100小时左右。”国家能源局局长努尔˙白克力表示，随着煤价的回升和煤电装机的攀升，2017年煤电企业面临全行业亏损风险。控制不好的话，就极有可能重蹈煤炭的覆辙。中央经济工作会议重点提了煤电的过剩问题，我们要高度重视，进一步加大调控力度，该减速的减速，该刹车的必须刹车，特别是那些高耗能、高污染、未取得合法审批建设手续的项目。

在去年连发数文急踩刹车的基础上，2017年能源局将下力气解决煤电的问题，调控好煤电建设节奏，加快煤电结构优化和转型升级，继续实施煤电规划建设风险预警机制，对于红色预警省份严控自用煤电规划建设，严格落实缓核、缓建等调控措施。根据受端省份电力市场需求，合理安排电力建设投产时序，按需推进煤电基地外送项目规划建设。继续加大淘汰落后煤电机组力度，重点淘汰改造后仍不符合能效环保要求的机组。

在《经济参考报》记者采访中，一些火电企业负责人表示，火电行业应优化产能，加快淘汰落后产能，同时，要多元化发展，不仅要发展煤电，还要发展绿色能源，多条腿走路。此外，当前煤价虽然是放开的，但是报复性涨价是一把双刃剑，煤炭企业也要担起社会责任，不能无序涨价，避免原材料价格短期暴涨对经济增长带来冲击。在条件具备，对各种风险充分评估的情况下，适时启动煤电价格联动机制，随着煤价上涨，上网标杆电价也应调整，产业链条的各个环节共同承担成本压力。

长江证券分析师邬博华认为，由于供需等大环境因素影响，当前火电板块整体景气度不高。2017年由于需求回暖、水电来水预期偏枯有望释放一定发电空间，板块内有部分优质企业有望“先富起来”。

王闻达研究团队也认为，考虑到国家宏观调控意在将环渤海动力煤价稳定在550元/吨至600元/吨，预计2017年大部分火电企业将亏损，而受不同区域煤炭价格涨幅不同影响，区域分化明显，华东、华南依然盈利能力较好，华北-京津冀地区以及华中地区由于 2016年煤价涨幅明显，其盈利能力明显恶化，西北、西南、华北-蒙晋、东北地区则持续低迷。