2017年煤电行业经营效益情况预测
燃料成本上涨将跃升为2017年煤电减利的最主要因素。2016年上半年电煤价格水平低于2015年同期，下半年电煤价格才出现快速上涨，前11个月煤价波动对采购成本的整体影响基本能对冲平衡，2016年电煤价格上涨对全年效益的影响基本集中体现在12月，所以燃料成本上涨对煤电行业的减利影响在2016年仅排在第三位。而2017年情况不同，2017年初以来电煤价格就持续处于高位运行，虽然2月中旬之前延续了上年11月下旬以来的小幅回落态势，但是回落幅度不及预期，且2月下旬开始，电煤价格开启新一轮上涨。根据CCTD秦皇岛煤炭价格显示，4月3日5500大卡动力煤平仓价报收659元/吨（实际市场成交价已达到700元/吨左右），已连续6周环比上涨，累计上涨57元/吨，考虑到电煤从生产、运输、中转再到终端，各环节的涨价叠加，电厂实际到厂煤价涨幅远超过57元/吨。
2017年以来电煤价格高位运行，企业到场标煤单价持续远高于按照年度电煤长协合同基准价格（535元/吨）对应的采购单价，导致燃料成本大幅高于上年同期。如一季度五大发电集团到场标煤单价（含税）同比上涨300元/吨左右，大体估算电煤价格上涨导致一季度电煤采购成本同比提高400亿元左右。2017年全国电力消费增长水平预计将比2016年有所回落，初步预计全年全国煤电发电量同比增长1%左右，预计全年五大发电集团标煤消耗量略高于上年，达到5.95亿吨左右，若全年到场标煤单价假定按照一季度平均水平测算，预计全年五大发电集团电煤成本比2016年提高1200亿元左右。假设五大发电集团之外的其他煤电企业全年电煤上涨幅度与五大发电集团基本一致，大体测算出2017年电煤价格上涨将导致全国煤电行业电煤采购成本比2016年提高2600亿元左右，将成为导致2017年煤电行业效益再次大幅下滑的最主要因素。当前部分大型发电集团煤电板块已经连续几个月出现亏损，若后续煤价不能有效回调至合理区间，则全年全国煤电行业整体亏损将是大概率。
市场化交易导致煤电度电平均降价幅度将比2016年收窄，但总让利规模预计将超过2016年。根据国家发改委、国家能源局联合下发的《关于有序放开发用电计划的通知》（发改运行[2017]294号），2017年，在优先支持已实行市场交易电量的基础上，其他煤电机组安排计划电量不高于上年煤电计划小时的80%，属于节能环保机组及自行签订发购电协议（合同）超出上年煤电计划利用小时数50%的企业，比例可适当上调，但不超过85%。可见，2017年市场化交易规模将进一步扩大，预计全年市场化交易电量规模可能将超过1.5万亿千瓦时。在电煤价格高位运行导致煤电行业经营亏损，以及电力供应仍然总体宽松的形势背景下，一方面煤电企业为了抢夺电量，市场化交易竞争依然激烈，另一方面，高煤价下煤电企业度电成本明显提高，预计市场化交易中度电平均降价幅度将收窄至5分/千瓦时以内。初步估算全年市场化交易导致煤电行业让利规模超过2016年，但预计难以超过800亿元。另外，企业正按照国家相关规定加速推进煤电机组超低排放改造，投入资金巨大，但大部分地方的市场化交易电量仍然无法落实环保电价补贴。
煤电设备利用小时进一步下降，继续成为影响煤电行业效益的重要因素。2016年煤电设备利用小时已降至1964年以来的年度最低水平，预计2017年煤电设备利用小时继续下降100小时左右。考虑到自备电厂（目前全国已超过1.3亿千瓦，绝大部分为煤电）发电设备利用小时远远超过全国平均水平，全年公用煤电厂发电设备利用小时很可能降至4100小时以下，导致发电边际成本继续上涨，成为影响企业效益的重要因素。
综上，成本因素方面：2017年煤电行业燃料成本将比上年大幅上涨；煤电设备利用小时继续下降导致发电边际成本继续上升；此外，煤电行业环保投入成本继续增加。收入因素方面：2016年煤电标杆电价下调3分钱/千瓦时的影响在2017年继续延续；市场化交易方面煤电行业让利规模超过上年；此外，市场化交易电量中的环保电价补贴难以落实。可见，2017年煤电行业成本继续大幅上涨，收入反而继续下降，仍然不能将上涨的成本有效疏导，若后续煤价不能有效回调至合理区间，将导致煤电行业整体亏损，负债率迅速攀升，也将导致发电行业利润大幅下降，甚至出现整体亏损。煤电企业的持续亏损和高负债，将影响企业的正常经营和企业职工队伍稳定；不利于国有资产的保值增值；极有可能影响电厂正常技术改造、电力安全等投资，增加安全生产隐患；严重影响电力行业的产业转型升级乃至电力安全稳定供应。
缓解当前煤电行业经营困难的思考
根据以上分析，可见当前影响煤电行业效益的因素中，最主要的因素分别为燃料成本上涨、最终电价下降（包括标杆上网电价下调以及市场化交易电价的下降），这几个因素是当前影响煤电行业效益的决定性因素。其中，燃料成本占总成本的比重目前已接近3/4；同时，利用小时也是重要影响因素，但影响程度远小于燃料成本及执行电价；此外，折旧费、财务费用、人工成本及其他固定费用也是影响因素，但对当前效益的影响程度更小。
从这些影响因素看，解决当前煤电行业经营困难，提高电价是关键途径之一，但“降低用能成本”作为2017年政府工作报告中“降成本”的一个重要举措，通过煤电联动来提高上网电价，与当前国家推进供给侧结构性改革“降成本”等精神背道而驰，难以实施，只能考虑完善煤电联动机制，实施分地区煤电联动来缓解部分严重亏损地区的问题；利用小时的整体水平主要取决于外部的电力需求增长以及装机容量是否能有效控制，从目前发展趋势看，全国大部分地区煤电设备利用小时近两年仍呈下降趋势，难以有效提高；折旧费、财务费用、人工成本及其他固定费用对效益影响程度小，且这些费用绝大部分属于固定支出，压缩空间也十分有限。因此适当下调燃料成本成为当前解决煤电行业经营困难最关键的途径，也是全社会降低用能成本的最有效途径，如果燃料成本能有效下降，则通过电力市场化交易可以进一步增加向电力用户的让利幅度和规模。据了解，当前大部分煤炭企业的盈亏平衡点对应的煤价不超过450元/吨（对应到下水煤），而目前的实际交易价格远远超过这一水平，所以适当下调电煤成本还有较大空间，具有可操作性，可以通过适当下调电煤价格来实现煤炭和煤电行业协调可持续发展，并确保党中央国务院提出的“降低用能成本” 真真正正落到实处。综上，缓解当前煤电行业经营困难有以下几个方面：
第一，有效增加煤炭供给量，引导煤价回调至合理区间。当前解决煤电企业经营困难的最关键最有效的途径是通过适当加大煤炭市场的供给量，合理下调煤价，降低燃料成本。一是全国所有先进产能煤矿生产均取消减量化生产措施，并督促主要产煤地区，严格贯彻落实，同时加快将符合条件、未经审批的煤矿补办手续后加以释放，有效增加煤炭市场供给量。二是积极引导社会舆论，从严查处价格欺诈、囤积居奇、哄抬价格等违法行为，避免价格信号失真误导市场预期，扰乱市场秩序，引导煤炭市场价格理性回归至绿色区域（500~570元/吨）。三是提高电煤中长期合同比重，并加大对中长期合同执行的协调和监督检查力度，提高合同履约率，同时加强企业履约诚信体系建设。
第二，持续推进煤电联营，打造煤电利益共同体。发展煤电联营，构建煤炭和煤电企业双方利益共享、风险共担的煤电合作机制，可从根本上显著缓解煤电矛盾，并有利于形成煤矿与电站定点、定量、定煤种的稳定供应模式。建议按照“政府引导、企业自愿、分类施策”的方针，鼓励有条件的煤炭和发电企业突破传统的行业、所有制限制，通过资本注入、大比例股权置换、兼并重组、股权划拨等方式，着力推进煤电联营与煤电一体化发展，打造煤电利益共同体，促进国有资产保值增值。
第三，加强企业内部管控，做好提质增效。在当前较为严峻的形势背景下，煤电行业必须加强自身管理水平，努力挖掘企业自身潜力。一是加强全面预算管理，严格执行“三个一批”等煤电有序发展的相关文件，严格贯彻落实政府工作报告提出的“淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上”要求，严格控制好煤电新开工规模，提高资金使用效率，有效控制企业负债。二是提升企业生产管理水平，夯实提质增效基础；树立大成本意识，提升成本管控水平，严控成本支出；拓展资本金来源，寻求多样化的筹资方式，优化融资结构，降低财务费用。三是做好亏损企业与“僵尸企业”专项治理工作，企业有针对性地进行低效无效资产清理处置和亏损企业治理工作，政府给予一定的财政补助。
第四，企业积极开拓国内外市场，积极培育新的经济增长点。在国内传统煤电产业趋于饱和的大背景下，企业要积极开拓国内外市场，积极培育新的经济增长点，全面提升企业竞争力。一是加快布局结构调整，大力拓展国际业务，加强与“一带一路”周边和沿线国家及地区的电力合作，推动煤电、节能环保、装备制造等产业“走出去”。二是在做强发电主业的同时，依托自身优势，加快产业结构优化升级，因地制宜地发展非电产业，不断提升非电产业对企业的利润贡献率，培育新的经济增长点，拓展企业增收渠道。（本文为作者个人观点）
（本文刊载于《中国电力企业管理》2017年4期，作者就职于中国电力企业联合会行业发展与环境资源部）
