煤電價格聯動落空

“我們預計今年煤炭價格上漲的空間不大，但如果維持目前的煤價、電價不變，今年電廠可能虧損超過一個億，連流動資金都會出現困難。”寧夏電投西夏熱電有限公司一位負責人說。

期盼已久的“漲電價”落空，讓煤電企業甚是憂心。據了解，煤電價格聯動機制經歷數次修改，2015年完善后的最新一版規定，以2014年為基準年，以年度為周期，依據向社會公布的中國電煤價格指數和上一年度煤電企業供電標準煤耗，測算煤電標桿上網電價。當年4月與2016年1月，由于煤價持續下跌，該機制觸發，燃煤機組標桿上網電價分別下調0.018元/千瓦時和0.03元/千瓦時。

然而，隨著煤炭化解過剩產能的推進，去年6月開始電煤價格連續上漲，到11月全國電煤價格指數達到521.66元/噸，環比上漲11.2%，同比上漲59.6%，創2014年1月份以來的最高值。之后在發改委的多項政策干預下，煤價有所回落，但仍高于上年同期。

華北電力大學教授袁家海表示，2016年下半年，隨著煤炭價格上升，煤電企業生產成本平均上升了0.04元/千瓦時至0.06元/千瓦時。《經濟參考報》記者梳理發現，在A股以煤電為主營業務的30家上市公司中，2016年前三季度整體營業收入出現負增長的比例為70%，只有30%實現了持平或者正增長。

中債資信評估有限責任公司王聞達研究團隊選取了火電上市或發債企業共47家測算，預計2016年全國平均度電盈利空間下降超過50%，其中華南、華東地區度電盈利空間降幅較小，西北、華北蒙晉地區度電盈利空間下降超過100%，已出現虧損，東北、西南地區也接近虧損線。

在此之下，啟動煤電價格聯動機制的呼聲再起。但是，國家發改委表示，本期全國電煤價格指數平均為每噸347.5元，中國電力企業聯合會公布的年度燃煤電廠供電標準煤耗為每千瓦時319克。根據煤電價格聯動計算公式測算，2017年煤電標桿上網電價全國平均應上漲每千瓦時0.18分錢。由于聯動機制規定，標桿上網電價調整水平不足每千瓦時0.20分錢時，當年不調整，調價金額納入下一周期累計計算。據此，2017年1月1日全國煤電標桿上網電價將不作調整。

雙重擠壓下成本難消化

在上網電價不作調整的情況下，煤價成為火電企業“生死”的關鍵因素。最新公布的環渤海動力煤價格指數(BSPI)在1月4日至10日報告期內，報收于592元/噸，周環比下行1元/噸。

近日國家發改委聯合煤炭、電力、鋼鐵協會聯合發布《關于平抑煤炭市場價格異常波動的備忘錄》，提出以重點煤電合同價為基礎，建立價格異常波動預警機制。價格波動上下6%以內為正常價格，不采取調控措施;價格波動上下6%至12%為價格輕度上漲或下跌，重點加強市場檢測;價格上下波動12%以上為價格異常波動，啟動平抑煤炭價格異常波動的響應機制。

“根據2017年長協價基礎價格535元/噸測算，2017年煤價在500元/噸到570元/噸為正常價格;價格在570元/噸至600元/噸或470元/噸至500元/噸之間為價格輕度上漲或下跌;價格在600元/噸以上或470元/噸以下為價格異常上漲或下跌。”申萬宏源分析師周泰表示。

據王聞達研究團隊測算，在當前上網電價下，全國電煤價格指數和環渤海動力煤價格指數的盈虧平衡點分別為450元/噸和535元/噸，2016年11月電煤價格水平下火電整體已處于全行業虧損狀態。

“根據煤質的不同，現在每噸煤的價格在320元到430元不等，2017年煤價再繼續大幅上漲的可能性不大，即便如此，電廠夾在中間受兩頭擠壓，盈虧難以平衡。”寧夏一家參與“西電東送”的火電廠負責人說，煤炭價格去年下半年暴漲，給煤電造成巨大的成本壓力，現在電價沒有同步上漲，而且當前供給側改革中，降成本是一個重要工作，電價在工業企業尤其是寧夏的工業企業生產成本中所占的比重大，地方政府甚至還要求讓利于用電企業，在這種雙重壓力下，煤電的成本如何消化，是一個嚴峻的考驗，虧損的風險大。

《經濟參考報》記者在采訪中了解到，煤價上漲引發了上下游產業的連鎖反應，壓力不僅傳導給火電廠，還對下游用電企業造成影響。“我們之前參與電力直接交易，簽訂的協議延續到2017年一季度，電廠的讓利，加上政府調節基金，降幅是每千瓦時3分，對我們而言每噸成本降低了180元。但是現在電廠日子也不好過，給我們的供電就沒有保障，不能滿負荷享受電力直接交易的優惠。”寧夏和興冶金耐火材料公司副總經理顧文華表示。

面臨大面積虧損分化明顯

煤電行業面臨的問題并不止于此。據了解，預計2016年煤電的裝機規模9.5億千瓦左右。還有一批已經開工和下達規模的項目，特別是民生項目，即將陸續建成投產。此外，現在全國還有1.8億已經拿到“路條”和規模的項目。

而現實情況是，近兩年全社會用電量增速在不斷下滑，2015年僅為0.5%，2016年1月至11月份同比增長5.0%，增速比上年同期提高4.2個百分點。在此之下，全國火電設備平均利用小時數已經連續下滑，2015年是4468小時，2016年前11個月是3756小時，同比降低204小時，為2005年以來同期最低水平。

“2016年預計也就4300小時左右，2017年還會更低，估計在4100小時左右。”國家能源局局長努爾˙白克力表示，隨著煤價的回升和煤電裝機的攀升，2017年煤電企業面臨全行業虧損風險。控制不好的話，就極有可能重蹈煤炭的覆轍。中央經濟工作會議重點提了煤電的過剩問題，我們要高度重視，進一步加大調控力度，該減速的減速，該剎車的必須剎車，特別是那些高耗能、高污染、未取得合法審批建設手續的項目。

在去年連發數文急踩剎車的基礎上，2017年能源局將下力氣解決煤電的問題，調控好煤電建設節奏，加快煤電結構優化和轉型升級，繼續實施煤電規劃建設風險預警機制，對于紅色預警省份嚴控自用煤電規劃建設，嚴格落實緩核、緩建等調控措施。根據受端省份電力市場需求，合理安排電力建設投產時序，按需推進煤電基地外送項目規劃建設。繼續加大淘汰落后煤電機組力度，重點淘汰改造后仍不符合能效環保要求的機組。

在《經濟參考報》記者采訪中，一些火電企業負責人表示，火電行業應優化產能，加快淘汰落后產能，同時，要多元化發展，不僅要發展煤電，還要發展綠色能源，多條腿走路。此外，當前煤價雖然是放開的，但是報復性漲價是一把雙刃劍，煤炭企業也要擔起社會責任，不能無序漲價，避免原材料價格短期暴漲對經濟增長帶來沖擊。在條件具備，對各種風險充分評估的情況下，適時啟動煤電價格聯動機制，隨著煤價上漲，上網標桿電價也應調整，產業鏈條的各個環節共同承擔成本壓力。

長江證券分析師鄔博華認為，由于供需等大環境因素影響，當前火電板塊整體景氣度不高。2017年由于需求回暖、水電來水預期偏枯有望釋放一定發電空間，板塊內有部分優質企業有望“先富起來”。

王聞達研究團隊也認為，考慮到國家宏觀調控意在將環渤海動力煤價穩定在550元/噸至600元/噸，預計2017年大部分火電企業將虧損，而受不同區域煤炭價格漲幅不同影響，區域分化明顯，華東、華南依然盈利能力較好，華北-京津冀地區以及華中地區由于 2016年煤價漲幅明顯，其盈利能力明顯惡化，西北、西南、華北-蒙晉、東北地區則持續低迷。