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发改委规定的绿色区间，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标杆电价合计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、省发改委和国家能源局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长期深度合作。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。推荐综合考虑发电成本、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长期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最有效措施。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第一步，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。
责任编辑：葛鸿燕
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