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2017年火电将面临大面积亏损 企业应该如何逆境求生？
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2015年4月与12月底，煤电联动机制触发使得燃煤机组标杆上网电价两次下调，但随着2016年下半年电煤价格开始大幅反弹，火电企业盈利空间面临严重压缩。由于其在国民经济中的重要地位，2017年是否会调整火电价格、火电发电成本如何变动、火电企业未来行业盈利走势等问题备受关注。
2015年，全社会用电量增速显著放缓，同时电力装机快速增长，电力供需宽松。但受益于电煤价格继续下跌，2015年电力生产行业盈利水平较好。2015年4月与12月底，煤电联动机制触发使得燃煤机组标杆上网电价两次下调，但随着2016年下半年电煤价格开始大幅反弹，火电企业盈利空间面临严重压缩。由于其在国民经济中的重要地位，2017年是否会调整火电价格、火电发电成本如何变动、火电企业未来行业盈利走势等问题备受关注。
通过选取火电上市或发债企业共47家作为样本数据，在分析各区域2015年度电盈利空间的基础上，结合各区域电价、煤价的波动，推算各区域2016年、2017年度电盈利空间。此外，分别以电煤价格指数及环渤海动力煤价格指数测算火电企业盈亏平衡点。
通过测算，得到下述结论：
（1）2015年全国平均度电盈利空间约6.39分/千瓦时，华南、华东、华中地区样本企业盈利较好，东北、西北与华北蒙晋地区样本企业盈利较差，整体看分化较为明显；
（2）预计2016年全国平均度电盈利空间下降超过50%，其中华南、华东地区度电盈利空间降幅较小，西北、华北蒙晋地区度电盈利空间下降超过100%，已出现亏损，东北、西南地区也接近亏损线；
（3）2017年标杆上网电价大概率会维持目前水平，在此基础上，可测算出全国电煤价格指数和环渤海动力煤价格指数的盈亏平衡点分别为450元/吨和535元/吨，2016年11月电煤价格水平下火电整体已处于全行业亏损状态；考虑到国家宏观调控意在将环渤海动力煤价稳定在550～600元/吨，预计2017年大部分火电企业将亏损；
（4）2017年样本企业度电成本受煤炭价格上涨影响大幅提升，在假设2017年不会触发煤电联动的情况下，煤炭平均采购成本较2016年11月水平下降幅度15%以内时，全国超过半数区域企业将出现亏损或接近盈亏平衡点；
（5）受不同区域煤炭价格涨幅不同影响，区域格局有所改变，华东、华南依然盈利能力较好，华北-京津冀地区以及华中地区由于2016年煤价涨幅明显，其盈利能力明显恶化，西北、西南、华北-蒙晋、东北地区则持续低迷。
电力行业在国民经济中占有重要的地位，虽然近年来我国着力调整能源结构，但火电在电力行业中依然保持很高的地位：截至2016年10月末，火电装机占全部装机的66.28%，火电发电量占全部发电量的73.73%。
供需方面，在煤炭价格持续下滑的背景和地方政府投资拉动经济的需求下，从2014年4月起至，火电装机规模增速翻倍（由4.9%增至9.5%），远高于同期需求增速，供需环境持续宽松，2015年火电机组利用小时数降至1969年以来最低。
利润空间方面，成本端，2016年下半年以来，煤炭价格触底大幅反弹，5，500大卡环渤海动力煤价格指数由400元/吨左右升至11月末600元/吨左右，回升至2014年初煤价水平；收入端，由于煤炭价格下滑，2015年两次实施煤电联动机制，2016年全国平均燃煤机组标杆上网电价较2014年下降近5分/千瓦时。受上述两方面影响，火电行业利润空间被严重压缩，近月来火电企业亏损的新闻频现。
转型为区域性的综合能源服务商，电厂能卖的不只是电
今年3月22日，国家发改委、能源局、财政部、住建部、环保部联合发布了《热电联产管理办法》，鼓励采暖型背压热电联产企业成立售电售热一体化运营公司，优先向本区域内的用户售电和售热。五部委意图借助热电企业绿色发展与电力体制改革相结合的契机，解决我国北方地区冬季供暖期空气污染严重、热电联产发展滞后、区域性用电用热矛盾突出等问题。
在煤电项目审批建设被严格限制的大环境下，热电联产成为规划建设风险红色预警地区唯一可以发展的煤电项目。&以热定电&的规则下，热电厂扮演的角色不再只是一个电源点，还是一个支撑地区工商业发展、保障居民日常生活的热源点。五部委对热电机组寄予厚望，热电联产也符合煤电企业自身发展的需求。对于早期投产的30万千瓦级机组，供热改造对于机组寿命的延长和机组效率的提升都大有裨益；随着煤电经营压力不断增加，越来越多的60万千瓦级、百万千瓦级机组出于节能降耗、降低运行成本的考虑，开始加入供热行列。供热提高了机组效率，变相降低了机组的度电煤耗，今年供暖季煤价处于高位，热电联产机组的优势得以充分体现。
热电联产机组为区域内工业用户提供工业蒸汽，更解决了北方居民冬季供暖低效率、高污染的问题，在替代关停小锅炉，降低污染物排放的同时，居民供热质量也上升了一个台阶。电厂的发展与城市建设的联系越来越紧密，煤电企业开始与当地热力公司合作，建设智能换热站，&热电冷&三联供的模式被越来越多地应用；主动承担城市污水处理任务，用处理后的中水满足机组用水需求，并为城市清洁做出贡献；结合周边产业布局或自然环境，输出废渣废气作为下游产业生产原材料、发展海水淡化&&燃煤电厂的潜力得到不断挖掘，煤电企业也开始逐渐转型为区域性的综合能源服务商，这也许正是煤电企业实现转型升级最为直接可行的道路。
（编辑：徐伟&&&&联系电话：）
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邮编：201419
传真：021-2017年中国火电行业或大面积亏损
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摘要：煤电价格联动落空、煤价不断波动，2017年将是火电企业最为困难的一年。在中国电力需求增速放缓、电源建设速度未明显下降的背景下，2017年火电企业正面临着产能过剩、用煤成本高企等问题，中国火电业今年或将面临大面积亏损。“煤电价格联动落空、煤价不断波动，2017年将是火电企业最为困难的一年。”神华国华电力某电厂负责人对记者说。界面新闻记者梳理2016年三季报发现，以火电为主营业务的30家A股上市公司中，仅有9家企业营收与上年同期持平或呈正增长，这意味着2016年前三季度，这些企业中有21家整体营收为负增长。中国电力企业联合会规划部副主任张琳在“十三五”电力发展机遇与挑战专家讨论会上表示，2016年9月开始，五大发电集团火电板块利润由正转负，相比2015年同期盈利64亿元，已转变为亏损3亿元;10月，五大发电集团火电板块的亏损已进一步扩大至26亿元。在卓创资讯动力煤分析师崔玉娥看来，2016年煤炭价格的快速上涨，是令发电企业利润骤减的主要原因。随着煤炭“去产能”工作的推进，从2016年6月开始，电煤价格指数连续上涨。截至2016年11月，全国电煤价格指数为521.66元/吨，环比上涨11.2%，同比上涨59.6%，为2014年1月以来的最高值。2016年12月，全国电煤价格指数为534.92元/吨，环比上涨2.54%，同比上涨62.55%。尽管在发改委多项调控措施干预之下，国内电煤价格结束上涨走势，但目前的价格仍远高于上年同期水平。华北电力大学教授袁家海给出的数据显示，2016年煤炭价格上升，火电企业生产成本平均上升了0.04元-0.06元/千瓦时。随着煤、电矛盾的凸显，发电企业渴望启动煤电价格联动机制的呼声再起。国家发改委根据煤电价格联动计算公式测算，2017年煤电标杆上网电价全国平均应上涨0.18分/千瓦时。煤电联动机制规定，标杆上网电价调整水平不足每千瓦时0.2分时，当年不作调整，调价金额纳入下一周期累计计算。因此，日全国煤电标杆上网电价将不作调整。“2016年下半年电煤价格开始大幅反弹，火电企业盈利空间已经严重压缩。”崔玉娥说，“由于煤电联动机制并未启动，火电价格不会上调，这将直接决定火电企业以及行业未来的盈利走势。”今年1月，国家发改委联合煤炭、电力、钢铁协会共同签署了《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》(下称《备忘录》)，提出以重点煤电合同价为基础，建立价格异常波动预警机制。按照《备忘录》要求，煤炭价格波动上下在6%以内，为正常价格，不采取调控措施;价格波动上下在6%-12%的范围，则为价格轻度上涨或下跌，将重点加强市场检测;价格上下波动在12%以上为价格异常波动，启动平抑煤炭价格异常波动的响应机制。以《备忘录》规定范围，及2017年长协价基础价格535元/吨测算，2017年煤价的正常范围为500元-570元/吨;轻度上涨或下跌的价格为570元-600元/吨、470元-500元/吨之间;价格在600元/吨以上、470元/吨以下则为价格异常上涨或下跌。中债资信研究所王闻达团队选取了火电上市或发债企业共47家测算，当前上网电价下，全国电煤价格指数和环渤海动力煤价格指数的盈亏平衡点分别为450元/吨和535元/吨，2016年11月、12月的电煤价格水平下火电整体已处于全行业亏损状态。王闻达团队报告称，2017年样本企业度电成本受煤炭价格上涨影响大幅提升，在未触发煤电联动的情况下，煤炭平均采购成本较2016年11月水平下降幅度15%以内时，全国超过半数区域企业将出现亏损或接近盈亏平衡点。除了成本高企之外，火电企业还面临着全社会用电量增速低迷、新增装机规模巨大及地方政府压电厂降电价，让利于用电企业的问题。1月16日，国家能源局发布的数据显示，2016年全社会用电量为59198亿千瓦时，同比增长5.0%;6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时为3785小时，同比减少203小时。其中，火电设备平均利用小时为4165小时，同比减少199小时。在火电设备平均利用小时不断减少的同时，大量火电项目仍在上马。据《经济参考报》报道，2016年煤电的装机规模约为9.5亿千瓦，还有一批已经开工和下达规模的项目，特别是民生项目，即将陆续建成投产。另据上海证券网消息，为控制煤电规模，国家能源局向甘肃、广东、新疆等省份下发通知，要求压减煤电投产规模，大量项目被要求推迟到“十三五”后。共有十一个省(区、市)收到相关通知，83个项目被要求缓建，共计10010万千瓦。《电力发展“十三五”规划》则要求，至2020年全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内。国家能源局局长努尔·白克力在2017年全国能源工作会议上亦称，2017年煤电利用小时数还会更低，估计在4100小时左右。随着煤价的回升和煤电装机的攀升，“2017年火电企业面临全行业亏损风险。控制不好的话，极有可能重蹈钢铁和煤炭行业的覆辙。”他说。2017年火电将面临大面积亏损 企业应该如何逆境求生？
2015年,全社会用电量增速显著放缓,同时电力装机快速增长,电力供需宽松。但受益于电煤价格继续下跌,2015年电力生产行业盈利水平较好。2015年4月与12月底,煤电联动机制触发使得燃煤机组标杆上网电价两次下调,但随着2016年下半年电煤价格开始大幅反弹,火电企业盈利空间面临严重压缩。由于其在国民经济中的重要地位,2017年是否会调整火电价格、火电发电成本如何变动、火电企业未来行业盈利走势等问题备受关注。
通过选取火电上市或发债企业共47家作为样本数据,在分析各区域2015年度电盈利空间的基础上,结合各区域电价、煤价的波动,推算各区域2016年、2017年度电盈利空间。此外,分别以电煤价格指数及环渤海动力煤价格指数测算火电企业盈亏平衡点。
通过测算，得到下述结论:
(1)2015年全国平均度电盈利空间约6.39分/千瓦时,华南、华东、华中地区样本企业盈利较好,东北、西北与华北蒙晋地区样本企业盈利较差,整体看分化较为明显;
(2)预计2016年全国平均度电盈利空间下降超过50%,其中华南、华东地区度电盈利空间降幅较小,西北、华北蒙晋地区度电盈利空间下降超过100%,已出现亏损,东北、西南地区也接近亏损线;
(3)2017年标杆上网电价大概率会维持目前水平,在此基础上,可测算出全国电煤价格指数和环渤海动力煤价格指数的盈亏平衡点分别为450元/吨和535元/吨,2016年11月电煤价格水平下火电整体已处于全行业亏损状态;考虑到国家宏观调控意在将环渤海动力煤价稳定在550~600元/吨,预计2017年大部分火电企业将亏损;
(4)2017年样本企业度电成本受煤炭价格上涨影响大幅提升,在假设2017年不会触发煤电联动的情况下,煤炭平均采购成本较2016年11月水平下降幅度15%以内时,全国超过半数区域企业将出现亏损或接近盈亏平衡点;
(5)受不同区域煤炭价格涨幅不同影响,区域格局有所改变,华东、华南依然盈利能力较好,华北-京津冀地区以及华中地区由于2016年煤价涨幅明显,其盈利能力明显恶化,西北、西南、华北-蒙晋、东北地区则持续低迷。
在国民经济中占有重要的地位,虽然近年来我国着力调整能源结构,但火电在电力行业中依然保持很高的地位:截至2016年10月末,火电装机占全部装机的66.28%,火电发电量占全部发电量的73.73%。
供需方面,在煤炭价格持续下滑的背景和地方政府投资拉动经济的需求下,从2014年4月起至,火电装机规模增速翻倍(由4.9%增至9.5%),远高于同期需求增速,供需环境持续宽松,2015年火电机组利用小时数降至1969年以来最低。
利润空间方面,成本端,2016年下半年以来,煤炭价格触底大幅反弹,5,500大卡环渤海动力煤价格指数由400元/吨左右升至11月末600元/吨左右,回升至2014年初煤价水平;收入端,由于煤炭价格下滑,2015年两次实施煤电联动机制,2016年全国平均燃煤机组标杆上网电价较2014年下降近5分/千瓦时。受上述两方面影响,火电行业利润空间被严重压缩,近月来火电企业亏损的新闻频现。
转型为区域性的综合能源服务商，电厂能卖的不只是电
今年3月22日，国家发改委、能源局、财政部、住建部、环保部联合发布了《管理办法》，鼓励采暖型背压热电联产企业成立售电售热一体化运营公司，优先向本区域内的用户售电和售热。五部委意图借助热电企业绿色发展与电力体制改革相结合的契机，解决我国北方地区冬季供暖期空气污染严重、热电联产发展滞后、区域性用电用热矛盾突出等问题。
在煤电项目审批建设被严格限制的大环境下，热电联产成为规划建设风险红色预警地区唯一可以发展的煤电项目。&以热定电&的规则下，热电厂扮演的角色不再只是一个电源点，还是一个支撑地区工商业发展、保障居民日常生活的热源点。五部委对热电机组寄予厚望，热电联产也符合煤电企业自身发展的需求。对于早期投产的30万千瓦级机组，供热改造对于机组寿命的延长和机组效率的提升都大有裨益;随着煤电经营压力不断增加，越来越多的60万千瓦级、百万千瓦级机组出于节能降耗、降低运行成本的考虑，开始加入供热行列。供热提高了机组效率，变相降低了机组的度电煤耗，今年供暖季煤价处于高位，热电联产机组的优势得以充分体现。
热电联产机组为区域内工业用户提供工业蒸汽，更解决了北方居民冬季供暖低效率、高污染的问题，在替代关停小锅炉，降低污染物排放的同时，居民供热质量也上升了一个台阶。电厂的发展与城市建设的联系越来越紧密，煤电企业开始与当地热力公司合作，建设智能换热站，&热电冷&三联供的模式被越来越多地应用;主动承担城市污水处理任务，用处理后的中水满足机组用水需求，并为城市清洁做出贡献;结合周边产业布局或自然环境，输出废渣废气作为下游产业生产原材料、发展海水淡化&&燃煤电厂的潜力得到不断挖掘，煤电企业也开始逐渐转型为区域性的综合能源服务商，这也许正是煤电企业实现转型升级最为直接可行的道路。
地址:大同矿区平泉路新回里18号1号楼
邮编:037000
ICP许可证号:晋ICP备号2017年中国火电行业或大面积亏损|界面新闻图片来源：视觉中国在中国电力需求增速放缓、电源建设速度未明显下降的背景下，2017年火电企业正面临着产能过剩、用煤成本高企等问题，中国火电业今年或将面临大面积亏损。
&煤电价格联动落空、煤价不断波动，2017年将是火电企业最为困难的一年。&神华国华电力某电厂负责人对界面新闻记者说。
界面新闻记者梳理2016年三季报发现，以火电为主营业务的30家A股上市公司中，仅有9家企业营收与上年同期持平或呈正增长，这意味着2016年前三季度，这些企业中有21家整体营收为负增长。
中国电力企业联合会规划部副主任张琳在&十三五&电力发展机遇与挑战专家讨论会上表示，2016年9月开始，五大发电集团火电板块利润由正转负，相比2015年同期盈利64亿元，已转变为亏损3亿元；10月，五大发电集团火电板块的亏损已进一步扩大至26亿元。
在卓创资讯动力煤分析师崔玉娥看来，2016年煤炭价格的快速上涨，是令发电企业利润骤减的主要原因。随着煤炭&去产能&工作的推进，从2016年6月开始，电煤价格指数连续上涨。截至2016年11月，全国电煤价格指数为521.66元/吨，环比上涨11.2%，同比上涨59.6%，为2014年1月以来的最高值。
2016年12月，全国电煤价格指数为534.92元/吨，环比上涨2.54%，同比上涨62.55%。尽管在发改委多项调控措施干预之下，国内电煤价格结束上涨走势，但目前的价格仍远高于上年同期水平。
华北电力大学教授袁家海给出的数据显示，2016年煤炭价格上升，火电企业生产成本平均上升了0.04元-0.06元/千瓦时。
随着煤、电矛盾的凸显，发电企业渴望启动煤电价格联动机制的呼声再起。国家发改委根据煤电价格联动计算公式测算，2017年煤电标杆上网电价全国平均应上涨0.18分/千瓦时。煤电联动机制规定，标杆上网电价调整水平不足每千瓦时0.2分时，当年不作调整，调价金额纳入下一周期累计计算。因此，。
&2016年下半年电煤价格开始大幅反弹，火电企业盈利空间已经严重压缩。&崔玉娥说，&由于煤电联动机制并未启动，火电价格不会上调，这将直接决定火电企业以及行业未来的盈利走势。&
今年1月，国家发改委联合煤炭、电力、钢铁协会共同签署了《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》（下称《备忘录》），提出以重点煤电合同价为基础，建立价格异常波动预警机制。按照《备忘录》要求，煤炭价格波动上下在6%以内，为正常价格，不采取调控措施；价格波动上下在6%-12%的范围，则为价格轻度上涨或下跌，将重点加强市场检测；价格上下波动在12%以上为价格异常波动，启动平抑煤炭价格异常波动的响应机制。
以《备忘录》规定范围，及2017年长协价基础价格535元/吨测算，2017年煤价的正常范围为500元-570元/吨；轻度上涨或下跌的价格为570元-600元/吨、470元-500元/吨之间；价格在600元/吨以上、470元/吨以下则为价格异常上涨或下跌。
中债资信研究所王闻达团队选取了火电上市或发债企业共47家测算，当前上网电价下，全国电煤价格指数和环渤海动力煤价格指数的盈亏平衡点分别为450元/吨和535元/吨，2016年11月、12月的电煤价格水平下火电整体已处于全行业亏损状态。
王闻达团队报告称，2017年样本企业度电成本受煤炭价格上涨影响大幅提升，在未触发煤电联动的情况下，煤炭平均采购成本较2016年11月水平下降幅度15%以内时，全国超过半数区域企业将出现亏损或接近盈亏平衡点。
除了成本高企之外，火电企业还面临着全社会用电量增速低迷、新增装机规模巨大及地方政府压电厂降电价，让利于用电企业的问题。
1月16日，国家能源局发布的数据显示，2016年全社会用电量为59198亿千瓦时，同比增长5.0%；6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时为3785小时，同比减少203小时。其中，火电设备平均利用小时为4165小时，同比减少199小时。
在火电设备平均利用小时不断减少的同时，大量火电项目仍在上马。据《经济参考报》报道，2016年煤电的装机规模约为9.5亿千瓦，还有一批已经开工和下达规模的项目，特别是民生项目，即将陆续建成投产。
另据上海证券网消息，为控制煤电规模，国家能源局向甘肃、广东、新疆等省份下发通知，要求压减煤电投产规模，大量项目被要求推迟到&十三五&后。共有十一个省（区、市）收到相关通知，83个项目被要求缓建，共计10010万千瓦。《电力发展&十三五&规划》则要求，至2020年全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内。
国家能源局局长努尔&白克力在2017年全国能源工作会议上亦称，2017年煤电利用小时数还会更低，估计在4100小时左右。随着煤价的回升和煤电装机的攀升，&2017年火电企业面临全行业亏损风险。控制不好的话，极有可能重蹈钢铁和煤炭行业的覆辙。&他说。
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