今年火電利用小時數(shù)相比去年有所提高，中電聯(lián)數(shù)據(jù)顯示，前三季度全國火電設(shè)備利用小時數(shù)3276小時，同比提高158小時，預(yù)計全年利用小時數(shù)4330小時左右，雖然相比火電設(shè)備設(shè)計的年平均利用5500小時還有很大差距，但對火電企業(yè)業(yè)績提升是利好因素。

火力發(fā)電盈利模式示意圖(資料來源：華泰證券研究所)

但這點利好因素很快被上漲的煤價吞噬。燃料成本是火電企業(yè)主要成本構(gòu)成，火電企業(yè)的燃料成本占比60%-70%。根據(jù)中電聯(lián)的數(shù)據(jù)測算，2017年全國煤電企業(yè)因電煤價格上漲導(dǎo)致電煤采購成本比2016年提高2000億元左右。而2018年，這一情況仍在延續(xù)。

今年以來，電煤市場持續(xù)偏緊，煤價總體高位運(yùn)行，部分時段起伏較大，北方港口煤價波動幅度最高達(dá)205元/噸。1-8月，全國市場采購電煤到廠價524.97元/噸，同比上漲41.47元/噸;廣東、福建等區(qū)域天然煤綜合到廠價漲幅較大，分別達(dá)到79.27元/噸和51.60元/噸。

以北方港5500大卡/公斤質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)電煤價格為例。截至10月底，CCI煤炭港口最高平倉價達(dá)770元/噸，超出綠色價格區(qū)間(500-570元/噸)200元/噸，中長期合同月度定價部分最高平倉價達(dá)643元/噸，超出綠色區(qū)間73元/噸。

分析人士認(rèn)為：煤價上漲部分原因是，今年電煤產(chǎn)能繼續(xù)向山西、陜西和內(nèi)蒙古三省集中，1-9月份全國煤炭產(chǎn)量25.95億噸，上述三省完成17.79億噸，占比68.56%。煤炭產(chǎn)能的高度集中也進(jìn)一步增強(qiáng)了大型煤企的產(chǎn)能控制權(quán)和定價議價能力，電力企業(yè)話語權(quán)相應(yīng)削弱。

另一方面，受前三季度經(jīng)濟(jì)向好影響，煤炭消費(fèi)持續(xù)回暖。1-9月，全社會用電量同比增長8.9%，增速同比提高2%，全國電煤消費(fèi)量完成10.21億噸，同比增長7.37%;全國統(tǒng)調(diào)電廠日均耗煤量同比增加57萬噸，增幅達(dá)到11.9%。

中電聯(lián)發(fā)布的《2018年前三季度全國電力供需形勢分析預(yù)測報告》顯示：前三季度，電煤價格總體處于高位波動態(tài)勢，根據(jù)中國沿海電煤采購價格指數(shù)——CECI沿海指數(shù)顯示，反映電煤采購綜合成本的CECI5500大卡綜合價前三季度波動區(qū)間為571-635元/噸，各期價格都超過了《關(guān)于平抑煤炭市場價格異常波動的備忘錄》中規(guī)定的綠色區(qū)間上限，國內(nèi)煤價持續(xù)高位也導(dǎo)致對標(biāo)國內(nèi)煤價的進(jìn)口煤價格快速上漲，明顯提高了國內(nèi)企業(yè)采購成本。

中國沿海電煤采購價格指數(shù)——CECI沿海指數(shù)

煤價居高不下，降低耗煤量似乎是煤電機(jī)組唯一能夠降低成本的舉措。2017年全國6000千瓦及以上火電機(jī)組供電煤耗309克/千瓦時，不斷下降的煤耗只能略微降低燃料成本上的壓力。

具體來說，新的燃煤電廠由于耗煤量低，技術(shù)先進(jìn)，人工成本低，效益相對較好，但是煤耗較高的老電廠，在高煤價下則難免虧損。

電價滯塞難以傳導(dǎo)成本

一方面是高漲的煤價，另一面卻是滯塞的電價。自2017年6月國家下發(fā)《關(guān)于取消、降低部分政府性基金及附加合理調(diào)整電價結(jié)構(gòu)的通知》，取消、降低部分基金及附加，預(yù)計變相提高煤電標(biāo)桿電價合計1.1分/度。在這之后，火電上網(wǎng)電價再未變過。

關(guān)于煤價和火電上網(wǎng)電價，一直以來都有煤電聯(lián)動的政策相應(yīng)機(jī)制，但是這個政策的執(zhí)行陷入停滯狀態(tài)，煤價上漲難以傳導(dǎo)到電價上。

此外，隨著電力市場化交易電量的不斷增加，在過剩的環(huán)境下，煤電還不得不面對來自市場的壓力。

2018年上半年部分省區(qū)煤電市場交易價格與標(biāo)桿電價示意圖

中電聯(lián)數(shù)據(jù)表明，2018年上半年，大型發(fā)電集團(tuán)上網(wǎng)電量合計15286億千瓦時，市場交易電量合計4927億千瓦時，其中煤電3683億千瓦時，占比達(dá)到74.8%。煤電上網(wǎng)電量平均電價(計劃與市場電量加權(quán)平均電價)為0.3669元/千瓦時，市場交易(含跨區(qū)跨省市場交易)平均電價為0.3340元/千瓦時，后者比前者每千瓦時要低0.0329元。

市場化或為最終解決之道

作為對火電影響最大的煤價，簽訂中長期合同成為控制燃料成本的重要手段。但是目前，煤電雙方雖達(dá)成共識(簽訂有明確數(shù)量和定價機(jī)制的中長期合同和合作框架)，但簽訂的合同量無法達(dá)到國家發(fā)改委的要求，且與電企實際需求量相比仍是“杯水車薪”。

國家能源集團(tuán)是煤電聯(lián)營的典范，同時擁有龐大的上游煤炭資源和規(guī)模巨大的下游火電資產(chǎn)，其內(nèi)部人士告訴記者：

我們之所以能夠盈利，一個重要的原因是因為煤炭的中長期合同占比大，煤炭方面的燃料成本相對較低。但是整體來看，中長期合同總的體量還比較少，市場煤比重仍然比較大，價格的波動對市場影響比較大。

分析人士透露，即便是國家能源集團(tuán)，其火電的虧損面也比較大。而能夠?qū)崿F(xiàn)盈利的是坑口電廠，其燃料成本相對于其他類型的電廠要低一些。

除了煤價的原因，火電盈利的關(guān)鍵恐怕還在于供需基本面的轉(zhuǎn)變，尤其是在市場化電量交易越來越多的背景下。如果供需平衡關(guān)系沒有理順，接下來火電虧損或仍將持續(xù)。

華北電力大學(xué)經(jīng)濟(jì)管理學(xué)院教授袁家海認(rèn)為，煤炭和電力是蹺蹺板，在國家的調(diào)控下，雙方不會一直好，也不會一直壞，幾年下來可能打個平手。但是現(xiàn)在正在進(jìn)行電力市場化改革，未來更多應(yīng)通過市場力量來自發(fā)協(xié)調(diào)，以后會更接近市場煤和市場電。

2018年上半年分省區(qū)售電量市場化率圖

袁家海認(rèn)為，從2016年以來，火電虧損持續(xù)擴(kuò)大，這不會是一兩年的事情，它是一個長期的結(jié)構(gòu)性問題，需要持續(xù)深化供給側(cè)改革，并結(jié)合市場化改革真正把低效率的煤電機(jī)組“擠出”市場，讓市場的供需基本面更加平衡一些，這樣才能改變現(xiàn)在的局面。