火电企业经营普遍承压，明年能脱困吗？

近日，国家发改委价格司赴华能集团开展专题调研，召开煤电企业座谈会，听取企业意见建议。与会企业表示，近期国家综合采取一系列措施深化煤电上网电价市场化改革、加强煤炭市场调控，成效显著，煤炭价格逐步趋于理性，煤电企业经营困难得到缓解。

今年以来，由于煤价高企，火电企业经营普遍承压，如何有效破解“煤电顶牛”矛盾备受业内关注。分析人士认为，随着国家层面的高度重视，在积极保供以及进一步推动煤电价格形成机制更加市场化的背景下，煤电企业有望逐渐走出困境。

煤电板块前三季度业绩承压

中电联统计与数据中心10月发布的《2021年三季度全国电力供需形势分析预测报告》显示，今年前三季度，我国电煤供应持续紧张，煤炭价格持续急剧上涨，煤电企业大面积亏损。

多家发电力上市公司此前发布的2021年第三季度业绩报告显示，各公司均出现不同程度的亏损。其中第三季度，华能国际净利亏损近35亿元，华电国际净利亏损17.74亿元，大唐发电净利亏损16.23亿元。

与发电行业大面积亏损形成鲜明对比的，是煤炭行业业绩的走高。截至10月28日，27只煤炭（中信）成分概念股公布的三季度业绩显示，其中25只概念股的三季报净利润同比上涨，其中21只概念股涨幅超过50%。

不过，10月以来，在国家发改委等行业主管部门的连续干预下，国内煤炭市场已经趋稳。10月中下旬以来，动力煤市场价格大幅下降。“政策调控煤价，这个制约煤电企业的不利因素正被慢慢排除。”一位业内人士指出，随着北方入冬，供暖供电同时进行后，北方煤电企业以及在北方有布局的发电企业今年四季度业绩将大概率出现回暖。

煤电上网电价真正市场化很关键

记者注意到，今年前三季度，基于煤电联营发展模式的火电企业利润亏损相对较小。对此，有分析人士表示，煤电一体化发展或许是缓解煤电矛盾的出路之一。

“煤电一体化能够将两个产业的外部矛盾内部化，用煤炭的利润部分弥补煤电的亏损，但不能从根本上解决煤电矛盾。长期来看，把煤和电捏在一起是有利于加速企业转型，还是会对转型造成拖累，现在还难下定论。”华北电力大学经济与管理学院教授袁家海指出，“从根本上解决矛盾，需要煤电的上网电价实现真正意义上的市场化，从市场改革的角度做文章。”

国家发改委今年10月印发的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》明确，将从10月15日起有序放开全部燃煤发电电量上网电价，并扩大市场交易电价的上下浮动范围。《通知》同时提出，加强分类调节，高耗能行业由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制。

“当前新能源供应占比还不够高，煤电是参与市场电量交易的主体，工商业用户全部进入市场，因此如果高耗能行业的用电能不受限制，且价格自由浮动的话，火电与高耗能行业交易时可以将全部的发电成本都打进报价，如此‘煤电顶牛’矛盾至少可以大幅改善。”袁家海表示。

明年有望迎来转折

在业内人士看来，随着电价市场化改革的推进，火电企业的经营压力将有所缓解，但在降碳目标下，火电占比逐步下降成为火电企业无法逃避的问题。

“现在的电价改革还是基于发电量，未来煤电会加速向调节型电源转变，平均利用小时数会越来越低。在此情况下，煤电光靠多发电来挣钱的商业模式难以适应未来的市场环境。所以，电力市场结构也要改革。”袁家海说，“建议下一步将煤电的可靠容量价值、对电力系统的容量贡献进行科学衡量，并给予合理的回报。”

“另外，‘十四五’期间现货市场肯定会在全国大范围开展。在过去没有现货市场时，我们有深度调峰补偿机制，下一步这个补偿机制要升级成更加市场化的辅助服务机制。在辅助服务市场中，为新能源消纳和电力安全提供保障的灵活煤电设计更加市场化的补偿机制，使其降低利用小时的同时可以得到合理的辅助服务补偿。”袁家海进一步说。

中电联11月发布的“2021年1-10月份电力工业运行简况”显示，今年1-10月，全国火电设备平均利用小时为3665小时，比上年同期增加293小时。其中，燃煤发电设备平均利用小时为3786小时，比上年同期增加336小时，燃气发电设备平均利用小时为2259小时，比上年同期增加136小时。

“火电明年起有望迎来底部反转，其中煤价、电价、利用小时数等要素皆有望释放较大业绩弹性。新增火电产能急刹车后，虽然总发电装机规模增速较高，但可用容量增速较低，随着全社会用电量持续增长，火电利用小时数有望维持较高水平甚至阶段性步入上行区间。”东方证券指出。