包装印刷网

　　虽然今冬国内电煤供应相对宽松，但今年来看电煤价格全程高于国家*规定的绿色区间，而受累于此，火电行业亏损面接近一半。
 

　　一、火电企业运行情况分析
 

　　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%。上半年来看，电力、热力生产和供应业实现利润约1800多亿
 

　　，同比增长26.1%，但火电企业因煤价上涨、发电成本上升，经营形势仍然比较严峻，亏损面接近一半。其中，四川地区受开工负荷下降和电煤价格高企影响，火电企业亏损较为严重，呈现“开不开机都亏损”的状态。环保限产叠加持续去产能等因素，国内煤炭供应持续偏紧，煤价持续高位运行，这种情况下，煤炭公司业绩蒸蒸日上，下游的发电公司却苦不堪言，去年年报业绩下滑者众，今年前三季度业绩继续承压。华电能源公告称，预计前三季度归属于上市公司股东的净利润将继续亏损，约为-5亿
 

　　，扣除经常性损益后的净利润约为-6.4亿
 

　　。这两个数字在去年同期分别为-3.97亿
 

　　和-4亿
 

　　，意味着华电能源今年的亏损继续扩大。同时，吉电股份、漳泽电力等企业仍然表示火电板块燃料成本压力巨大。
 

　　二、火电行业存在的制约因素
 

　　1、煤价居高不下，电厂成本压力大。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%。今年以来，煤价总体高位运行，以北方港5500大卡标准电煤价格为例。截至12月11日，煤炭港口平仓价在625
 

　　/吨，超出绿色价格区间(500-570
 

　　/吨)90
 

　　/吨，居高不下的煤价使得电厂高成本难以缓解。山东电厂来看，5000大卡煤价在550-560
 

　　/吨为山东地区电厂的盈亏平衡点，而截至目前，山东地区电厂长协煤价格基本在550-560
 

　　/吨的水平，但市场煤采购价格依然维持在620-650
 

　　/吨，电厂亏损状况依然存在。
 

　　2、“市场煤、计划电”电力成本难以转嫁。煤炭作为火电的主要动力来源，煤价上涨导致电厂成本上升，但在“计划电”的大背景下，电厂的成本难以转嫁，成本制约电厂发展的主要因素。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。据了解，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，山东地区变相提高煤电*电价合计2.2分/度后，电价就一直维持平稳。
 

　　三、政策及建议
 

　　山西省火电企业亏损严重，中南部部分企业发电意愿不强、电煤库存不足，已经严重影响山西省中南部区域电力安全稳定运行。9月3日，省经信委、省*和国家*山西监管办公室联合发布《关于进一步放开重点行业用电企业参与电力直接交易的通知》，放开煤炭、钢铁、有色、建材四个行业用电企业全电量参与电力直接交易，促进四个重点行业与发电企业开展*深度合作。其中，山西省煤炭、钢铁、有色、建材四个重点行业用电量占全省工业用电量的45%左右，增加值占全省工业增加值的65%以上，是山西省主要用电行业，也是工业经济发展的主力。《通知》明确，对已经完成注册进入电力市场的四个行业用电企业，从2018年9月起全电量参与市场交易。鼓励发用电双方自主协商，协商交易应约定建立“基准电价+浮动机制”的市场化价格形成机制，并在交易合同中明确。交易双方可自主协商选取合理的基准电煤价格，交易双方可自主协商建立价格浮动机制，综合考虑各类市场影响因素，协商确定浮动的参考标准、浮动周期、浮动比例。*综合考虑发电成本、煤炭市场价格、下游产品价格等市场因素，建立电价浮动机制。
 

　　9月10日，山东省发布了《关于全面放开煤炭、钢铁、有色、建材行业企业进入市场的通知》，山东省明确将在四季度选取四个行业中用电量较大的企业，开展“基准电价+浮动机制”的交易试点，基准电价可参考现行目录电价或电煤中*合同燃料成本及上年度市场交易平均价格等，并建立交易电价浮动机制，浮动的参考标准主要参考煤炭市场价格，兼顾下游产品价格等市场因素。
 

　　电力市场化成为解决煤电矛盾的有效措施。受煤价高位运行影响，国内火电企业盈利水平受到挤压，为了保证电力企业的正常运行2017年多地上调了电价，但仍是杯水车薪。在煤炭市场化的大背景下，如果要解决煤电矛盾问题，电力的市场化将是大趋势。山西、山东等省份的举措迈出了电力市场化的步，也是为解决煤电矛盾迈出了关键性一步，但电力为关系国家民生的大问题，市场化的道路能否顺利开通，仍需观察。