数据显示，今年以来，煤炭价格在去年大幅下跌后出现大幅反弹，这使得煤电企业业绩出现转折，今年9月，五大发电集团煤电板块的利润已经由正转负，亏损3亿元。去年同期，该数据为实现利润64亿元;10月，上述亏损额进一步扩大至26亿元。在这种背景下，国家发改委等部门进行了稳煤价措施，包括煤炭与电力、钢铁企业签订中长期协议，加大煤炭供给等。煤炭价格出现稳定的迹象，但是由于冬季用煤高峰，煤炭价格大幅下调的可能性较低，因此煤电企业业绩将继续承压。

　　“燃料成本一般占煤电企业生产成本的70%左右，今年10月份的时候，装机容量在30万千瓦的发电企业已经开始亏损，60万千瓦的勉强保本，煤价要是再涨下去，行业大部分煤机都要亏钱了。”安徽一家煤电企业负责人向21世纪经济报道记者透露。

　　去年煤价跌跌不休，五大发电集团利润创13年新高;今年煤价逆袭V字反弹，钢铁、煤电企业的成本大幅上涨。Wind数据显示，今年前三季度，五家发电集团旗下上市公司共实现利润108.43亿，较去年同期的287亿相比少赚了179亿，大幅下降62.2%。中国电力企业联合会规划部副主任张琳指出，“煤电企业盈利拐点已经到来。”

煤电企业业绩承压

　　11月23日下午，宝钢、首钢、鞍钢等6家大型国有钢企与山西焦煤集团在京签署焦煤购销长协，将从12月1日起正式执行。

　　这是在煤价V字反弹且持续上涨的背景下，发改委倡导长协稳定价后，煤炭企业与下游签订的又一批煤炭购销长协。

　　此前11月8日和11日，神华集团、中煤能源集团分别与五大发电集团签订了电煤中长期购销合同，锁定了资源和运力，合同确定5500大卡的动力煤基准价535元/吨。该长协同样将于12月1日起开始执行。

　　此前，钢铁企业、电力企业也曾与上游煤炭企业签订过长协，但在长协中敲定煤炭供应基准价的情况却很少见。

　　钢企、电企之所以积极接受以略低于市场价的基准价签定长协，是因为今年以来煤炭价格超乎预期的持续上涨所带来的巨大压力。

　　受煤炭行业去产能及全年276个工作日限产政策影响，今年初以来，山西、陕西等主要产煤区及沿海港口的煤价出现大幅上涨态势。截至11月24日，秦皇岛环渤海动力煤价格指数已达601元/吨，较1月份的371元/吨上涨超过60%。

　　“燃料成本一般占煤电企业生产成本的70%左右，今年10月份的时候，装机容量在30万千瓦的发电企业已经开始亏损，60万千瓦的勉强保本，煤价要是再涨下去，行业大部分煤机都要亏钱了。”安徽一家煤电企业负责人向21世纪经济报道记者透露，该发电企业目前已介于盈亏边缘。

　　11月22日举行的“十三五”电力发展机遇与挑战专家讨论会上，华北电力大学教授袁家海表示，下半年以来，煤炭价格上涨使煤电企业生产成本平均上升约4-6分/度。

　　受煤价上涨因素影响，五大发电集团的煤电板块利润大幅缩水。今年9月，五大发电集团煤电板块的利润已经由正转负，亏损3亿元。去年同期，该数据为实现利润64亿元;10月，上述亏损额进一步扩大至26亿元。

　　21世纪经济报道记者通过Wind终端梳理五大电力旗下上市公司——华能国际(600011.SH)、国电电力(600795.SH)、大唐发电(601991.SH)、华电国际(600027.SH)、上海电力(600021.SH)的业绩进行统计。结果显示，今年前三季度，五家上市公司共实现利润108.43亿元，较去年同期的287亿相比少赚了179亿，大幅下降62.2%。

　　与上述数据形成鲜明对比的是，就在年初，五大发电集团才刚收获了自2002年电改以来最好的利润成绩单。国家电投2015年全年实现利润139.68亿元，创历史最好水平;2015年，大唐集团实现利润171.36亿元，创组建以来最好水平;华电集团完成利润256亿元，同比增长24.5%。

　　除了煤价上涨，煤电机组利用小时数的持续下降导致发电量减少，也成为造成煤电企业的收益下降的叠加因素。

　　“今年电改力度比较大，年初煤价还在低位的时候，发改委下调了燃煤电厂上网电价。这就直接影响了电厂的利润。但谁也没料到，煤价后来涨得那么快，加上行业火电设备利用小时数也在下降，电厂的压力越来越大。”上述煤电企业负责人告诉21世纪经济报道记者。

　　22日会上，中国电力企业联合会规划部副主任张琳指出，随着煤炭价格持续上涨，煤电企业盈利拐点已经到来。

发改委稳煤价

　　针对持续疯涨的煤价，发改委9月以来多次召开专题会，并协调铁路运力、大型煤企释放产能等多方协调部署，试图给火爆的市场降温。目前，飞涨的煤价暂时“退烧”。

　　今年9月，针对动力煤价格暴涨供应紧张的情况，发改委等部门紧急开会协调神华、中煤等大型煤企释放先进产能。当时批准神华等部分煤企按330个工作日率先释放先进产能补充市场库存，但期限定在今年年末。此前，为了化解煤炭过剩产能，全国煤矿自4月起按全年作业时间不超276个工作日执行，现有合规产能也按0.84系数折算取舍，作为新的合规产能。

　　11月3日，发改委召集主要煤炭企业召开“规范煤炭企业价格行为提醒告诫会”。随后，神华、中煤和伊泰三大煤企带头下调煤价。

　　11月9日，发改委召开“鼓励签订中长期合同，促进煤炭及相关行业持续发展”发布会。发改委副秘书长许昆林表示，“近期发改委等部门正在研究，把释放产能的期限，从原来的年底延长到今冬明春供暖期结束。”接下来，有关部门还将根据供需形势变化，研究建立先进产能释放的长效机制。

　　在协调煤企稳煤价、释放产能的同时，发改委等政府部门还同步协调了铁总等单位进行运输线路的调度。

　　目前，铁路煤炭的运量有了较大的增加。10月份全国铁路煤炭运量完成1.7亿吨，同比增长6.6%，11月第一周煤炭运量完成近4000万吨，同比增长10.2%，增幅进一步扩大。截至11月23日，秦皇岛港煤炭库存已从月初447万吨上升至651万吨，日均增幅达8.9万吨。

　　在23日山西焦煤集团与六大钢铁企业长协签订仪式上，发改委有关负责人表示，“受多种因素影响，钢铁煤炭出现价格过快上涨的情况，但目前的供需基本面并不支持钢铁煤炭价格的大幅度上涨。”

　　“煤价频繁出现大跌大涨，恐怕不是煤炭企业和电力企业所希望看到的。”前述发电企业负责人向21世纪经济报道记者表示，目前煤炭企业和电力企业能够坐在一起，签订基准价让双方都能接受的长期合同，其实是一个上下游双赢的明智选择。

　　中国煤炭工业协会副会长姜智敏在接受21世纪经济报道记者采访时表示，“尽管发改委暂时批准276个工作日限产政策适当放宽至明年春季供暖结束，但预计未来不会全面取消276个工作日政策。”他认为，此前煤炭去产能刚刚取得效果，全面放开对后期市场会带来巨大影响。姜智敏称，随着近期先进煤炭产能的增产释放，煤炭市场将有望实现供需平衡。

　　卓创资讯动力煤分析师荆文娟表示，综合来看，当前国内动力煤市场利空消息不断涌现，煤价下行趋势日渐明显。但受冬季用煤刚需的支撑，预计煤价短期内下调幅度或有限。

　　因此，在煤价短期不会大跌甚至仍可能上下波动情况下，煤电企业四季度的燃料成本仍将逼近甚至超过损益平衡点。这也意味着五大电企旗下的燃煤电厂四季度业绩仍将承压，不排除部分出现小幅亏损的情况。

随着煤价的上涨，发电企业再次承压。

　　“如果说2003年初至2010年期间的上一轮煤电矛盾影响比较大的是发电企业，2011年底持续至今的这一轮煤电矛盾则是广大工商企业。” 中国国际经济交流中心特约研究员范必对21世纪经济报道记者(以下简称《21世纪》)分析。

　　范必解释，这一轮煤电矛盾呈现了新的特点。电网企业效益得到保证;发电企业上网电价无法反映燃料成本的变化，企业效益随着煤价波动而波动;下游工商企业用电成本居高不下，没有分享到电煤整体降价带来的收益。

　　范必建议，可以大幅度增加电力直接交易占火电发电量的比重，逐步取消煤电联动，尽快形成“多买多卖”的电力市场格局。

煤电联动滞后于煤价波动

　　《21世纪》：五大电力集团煤电板块利润从今年9月由正转负，10月亏损额扩大至26亿元。同比下降63%。你认为这是什么原因造成的?

　　范必：原因在于煤电联动滞后于煤价波动。煤电矛盾是我国煤电关系中的老问题，最新一轮的煤电矛盾起于2011年年底，至今仍未根本消除。

　　为了分析煤价与电价的关系，我们假设将山西的火电送到北京，看一看它们在本轮煤价波动中的轨迹。2011年10月，秦皇岛港5500大卡动力煤平均价格为855元/吨。之后出现断崖式下跌，2015年11-12月为370元/吨，跌幅达56.7%。近半年又有所回升，2016年10月底为600元/吨。

　　当电煤价格处在855元/吨的高点时，山西火电平均上网电价为0.3682元/千瓦时，北京一般工商业电价(1千伏以下峰电)为1.194元/千瓦时。在电煤价格开始大幅下跌后很长一段时间，全国没有相应下调上网电价和销售电价，而是提高了电价。山西火电上网电价在2011年12月-2013年8月间达到最高值0.3977元/千瓦;北京一般工商业电价从2014年1月开始达到最高值1.4002元/千瓦，分别比煤价最高的2011年10月上涨了8%和17%。

　　今年以来全国电价进行了两次调整，燃煤机组降价3分/千瓦时，一般工商业电价降低超过4分/千瓦时，减轻工商企业负担470亿元左右，成为供给侧结构性改革“降成本”的一个亮点。但是，这两次调价降幅有限，且降价范围没有覆盖所有电价类别和所有地区，包括北京在内，目前全国大部分地区工商企业的用电成本仍处于历史高点。

　　与此同时，售电和购电的价差却不断扩大。假如山西的火电送到北京，价差从2011年10月的0.8258元/千瓦时，扩大到2016年10月的1.0797元。也就是说，每输1千瓦时的电，输电企业2016年要比2011年多收入0.25元。输电环节占销售电价的比重从2011年的69%提高到2016年的77%。

　　这些情况说明，在这一轮煤电矛盾中，电网企业效益得到保证;发电企业上网电价无法反映燃料成本的变化，企业效益随着煤价波动而波动;下游工商企业用电成本居高不下，没有分享到电煤整体降价带来的收益。如果说上一轮煤电矛盾影响比较大的是发电企业，这一轮则是广大工商企业。

　　《21世纪》：出现2011年以来的这一轮煤电矛盾的原因是什么?

　　范必：这主要源于我国对电价和电量的计划管理。我国价格主管部门对燃煤火电上网电价和销售电价，按照煤电联动的原则进行调整。这是一种模拟市场的定价方式。有关部门根据统计的煤价波动情况，每隔一个周期在全国统一调整一次电价。由于各地的电煤和电力供求情况千差万别，一次调价的幅度往往很难化解所有矛盾。历次煤电联动又存在明显的滞后性、被动性，往往使供求矛盾越积越多，直到形成全局性的影响。

　　同时，各地经济运行主管部门向发电企业分配发电量计划，计划内发电量按照国家规定的电价上网，超出部分则要低价上网。

　　在计划电价和计划电量的双重管制下，电力企业无法根据用煤成本和电力供需情况自主决定电力的生产和销售的量与价。在这一轮煤电矛盾中，无论煤价涨与跌，工商业电价始终保持在高位。

　“调价和改革”双管齐下

　

　　《21世纪》：如何化解煤电矛盾?

　　范必：关键是让市场说了算。在当前没有全面完成电力市场化改革任务的情况下，要使广大工商企业保持合理的用电成本，需要从调价和改革两方面采取措施。

　　第一，降低工商业电价。在这一轮煤价断崖式下跌期间，错过了降电价的最佳时机。尽管如此，降价仍有空间。2016年10月31日，秦皇岛5500大卡煤价为600元/吨。统计分析表明，这一时点上我国大部分地区一般工商业电价，比相同历史煤价时的电价高出0.15-0.2元/千瓦时。如果将工商业电价调整到与历史煤价相当的电价水平，按2015年全国工商企业用电4万多亿千瓦时计算，这将减轻企业成本6000亿-8000亿元。

　　第二，大幅度扩大电力直接交易和市场化定价的比重。从近年来电力直接交易试点情况看，参加交易的电力大用户用电成本普遍降低。当前，可以大幅度增加电力直接交易占火电发电量的比重，逐步取消煤电联动，尽快形成“多买多卖”的电力市场格局。

　　现在各地在推进电力直接交易中，有的电力调度部门将直接交易的电量从分配给发电企业的发电量计划中扣除，影响了发电企业的利益。下一步应当按《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》和《关于有序放开用电计划的实施意见》的要求，下决心取消各地自行制定的发用电计划，从而减少政府部门对企业售电和用电行为的行政干预，也为电力直接交易扫清障碍。

　　第三，抓紧推进输配电价格改革。发电和用电企业自主定价后，过网费执行输配电价是降低电力交易成本的关键。目前，国家已在18个省级电网和1个区域电网开展了输配电价改革试点，有关部门原计划用三年时间完成这项改革。考虑到改革的方向和操作内容已无太大争议，应当加快在全国核定和执行输配电价的进程;严格监管电网企业新建项目，减少不必要的建设支出，防止输配电价定得过高;加强对输配电成本监管，取消交叉补贴，将电网企业内部各类交叉补贴由“暗补”改为“明补”;加快电力市场建设，电网企业不再对电力统购统销，进而逐步退出购电和售电主体。

文章来源：21世纪经济报道  作者：靳颖姝 王尔德