雖然今冬國內電煤供應相對寬鬆，但今年來看電煤價格全程高於國家發改委規定的綠色區間，而受累於此，火電行業虧損面接近一半。
一、火電企業運行情況分析
中電聯數據顯示，至2018年9月底，煤電裝機9.9億千瓦，在火電中佔比88.4%，在全部電力裝機中佔比為56.3%。上半年來看，電力、熱力生產和供應業實現利潤約1800多億元，同比增長26.1%，但火電企業因煤價上漲、發電成本上升，經營形勢仍然比較嚴峻，虧損面接近一半。其中，四川地區受開工負荷下降和電煤價格高企影響，火電企業虧損較為嚴重，呈現“開不開機都虧損”的狀態。
環保限產疊加持續去產能等因素，國內煤炭供應持續偏緊，煤價持續高位運行，這種情況下，煤炭公司業績蒸蒸日上，下游的發電公司卻苦不堪言，去年年報業績下滑者眾，今年前三季度業績繼續承壓。華電能源公告稱，預計前三季度歸屬於上市公司股東的淨利潤將繼續虧損，約為-5億元，扣除經常性損益後的淨利潤約為-6.4億元。這兩個數字在去年同期分別為-3.97億元和-4億元，意味著華電能源今年的虧損繼續擴大。同時，吉電股份、漳澤電力等企業仍然表示火電板塊燃料成本壓力巨大。
二、火電行業存在的制約因素
1、煤價居高不下，電廠成本壓力大。燃料成本是火電企業主要成本構成，火電企業的燃料成本佔比60%-70%。今年以來，煤價總體高位運行，以北方港5500大卡標準電煤價格為例。截至12月11日，煤炭港口平倉價在625元/噸，超出綠色價格區間(500-570元/噸)90元/噸，居高不下的煤價使得電廠高成本難以緩解。山東電廠來看，5000大卡煤價在550-560元/噸為山東地區電廠的盈虧平衡點，而截至目前，山東地區電廠長協煤價格基本在550-560元/噸的水平，但市場煤採購價格依然維持在620-650元/噸，電廠虧損狀況依然存在。
2、“市場煤、計劃電”電力成本難以轉嫁。煤炭作為火電的主要動力來源，煤價上漲導致電廠成本上升，但在“計劃電”的大背景下，電廠的成本難以轉嫁，成本制約電廠發展的主要因素。關於煤價和火電上網電價，一直以來都有煤電聯動的政策相應機制，但是這個政策的執行陷入停滯狀態，煤價上漲難以傳導到電價上。據瞭解，自2017年6月國家下發《關於取消、降低部分政府性基金及附加合理調整電價結構的通知》，取消、降低部分基金及附加，山東地區變相提高煤電標杆電價合計2.2分/度後，電價就一直維持平穩。
三、政策及建議
山西省火電企業虧損嚴重，中南部部分企業發電意願不強、電煤庫存不足，已經嚴重影響山西省中南部區域電力安全穩定運行。9月3日，省經信委、省發改委和國家能源局山西監管辦公室聯合發佈《關於進一步放開重點行業用電企業參與電力直接交易的通知》，放開煤炭、鋼鐵、有色、建材四個行業用電企業全電量參與電力直接交易，促進四個重點行業與發電企業開展長期深度合作。其中，山西省煤炭、鋼鐵、有色、建材四個重點行業用電量佔全省工業用電量的45%左右，增加值佔全省工業增加值的65%以上，是山西省主要用電行業，也是工業經濟發展的主力。《通知》明確，對已經完成註冊進入電力市場的四個行業用電企業，從2018年9月起全電量參與市場交易。鼓勵發用電雙方自主協商，協商交易應約定建立“基準電價+浮動機制”的市場化價格形成機制，並在交易合同中明確。交易雙方可自主協商選取合理的基準電煤價格，交易雙方可自主協商建立價格浮動機制，綜合考慮各類市場影響因素，協商確定浮動的參考標準、浮動週期、浮動比例。推薦綜合考慮發電成本、煤炭市場價格、下游產品價格等市場因素，建立電價浮動機制。
9月10日，山東省發佈了《關於全面放開煤炭、鋼鐵、有色、建材行業企業進入市場的通知》，山東省明確將在四季度選取四個行業中用電量較大的企業，開展“基準電價+浮動機制”的交易試點，基準電價可參考現行目錄電價或電煤中長期合同燃料成本及上年度市場交易平均價格等，並建立交易電價浮動機制，浮動的參考標準主要參考煤炭市場價格，兼顧下游產品價格等市場因素。
電力市場化成為解決煤電矛盾的最有效措施。受煤價高位運行影響，國內火電企業盈利水平受到擠壓，為了保證電力企業的正常運行，2017年多地上調了電價，但仍是杯水車薪。在煤炭市場化的大背景下，如果要解決煤電矛盾問題，電力的市場化將是大趨勢。山西、山東等省份的舉措邁出了電力市場化的第一步，也是為解決煤電矛盾邁出了關鍵性一步，但電力為關係國家民生的大問題，市場化的道路能否順利開通，仍需觀察。（卓創資訊分析師 崔玉娥）
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