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夏季用电高峰在即,“电改”之下煤电企业有喜有忧

眼下全国多地开启高温模式,夏季电力高峰在即。不少投资者在互动平台发出“灵魂拷问”:作为电力保供主体,今年煤电企业业绩能否更进一步?

数年来,煤电企业生存境遇颇为曲折。2021年到2023年,多家主营煤电的企业历经巨亏、减亏、扭亏的市场行情,逐渐恢复往日活力。尤其是今年开始,煤电的电价机制从单一制改为两部制,即新增了容量电价以稳定煤电收入来源。

多位业界人士看来,虽然今年有了电价机制新政的加持,但是煤电企业能否延续业绩好转趋势,仍然存在一些变量。其中最大的变量是煤炭价格。

“站在当前的市场看来,今年煤电出现类似两三年前那样大的亏损可能性微小,不过仅凭电价新政也很难让煤电的日子过得多么滋润。基于容量电价的补偿标准低而且考核严格的背景,煤电的上网电价浮动范围又很小,那么变动的燃料成本还是影响它收益的主要因素。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对第一财经分析称。

煤价或小幅震荡

往年通常七八月份气温最高,也是煤炭需求的传统旺季。在此之前的一两个月,煤炭就会因补充库存出现上涨的行情,从中也可窥见电煤高峰的价格走势。

今年五到六月,煤炭的价格呈现弱势震荡。CCTD(中国煤炭市场网)的数据显示,5月底,北方港口主流品种平仓价格比上月底上涨40元~50元/吨。分析认为,目前市场仍处于需求淡季,但随着气温回升,需求略有改善,价格弱势反弹。

易煤研究院院长张飞龙对第一财经记者表示,今年夏季的煤炭价格预计将在一个较为稳定的区间小幅震荡徘徊,背后原因主要有三个方面。“首先,今年五月以来,整个市场已经为迎峰度夏做了相对充分的准备,包括电厂本身,还有港口和沿海的贸易商,都有比较明显的累库情况。其次,从供应端来看,今年整体的进口量维持在较高的水平,全年朝着5亿吨的量级走。再次,今年的降水和水电的出力情况比去年好很多,所以煤电的日均消耗量不大。”

海关总署数据显示,今年1月到5月,全国煤炭累计进口量高达2.05亿吨,同比增长12.6%。5月份,全国进口煤炭4381.6万吨,较去年同期增加423.2万吨,增长率为10.69%。

上半年,煤炭进口量多次出现“超预期”增长,也被视为弥补国内资源不足、稳定煤价的一个重要方式。与大众对于国内煤炭储量大、自给自足的刻板印象不同,今年前四个月国内原煤产量有所收缩,其中的缺口被一些进口煤所填补。

国家统计局数据显示,4月份,规上工业原煤产量3.7亿吨,同比下降2.9%。1到4月份,规上工业原煤产量14.8亿吨,同比下降3.5%。

张飞龙表示,国内原煤产量的下降,与山西等大省的减产有关。2021年国内煤价暴涨、多地开启抢煤竞赛,此后山西等省份维持了较高的煤炭产量,并核增了部分煤炭产能。但是由于超能力生产、产能核增后基础设施跟不上、安全监管制度没有完全落实等多方面原因,当地矿难事故率明显提高。去年下半年起,国家有关部门加强了安全监管,叠加倒查煤炭系统反腐等因素,于是山西等省份原煤产量下滑。

从供应侧来看,进口煤的增长补充了国内原煤产量下滑的缺口。从需求侧来看,用电量的增长及其他能源的出力预期,决定了煤电的需求空间,从而影响煤炭的供需和价格。

近期,从全国多省份以及电力公司披露的情况来看,今年的水电出力较往年更为丰沛。4月份,“水电大省”云南、贵州、广西三省份的水力发电量分别同比增长26.7%、38%、24.8%,四川省水力发电量同比增长0.8%。上市公司湖北能源(000883.SZ)日前公告显示,5月份水电发电量同比增加101.33%,今年累计完成水电发电量同比增加161.33%。

CCTD上周发布的市场研报认为,进口煤维持高位运行、水电出力增加等因素都构成后市煤炭价格的利空因素。不过,受到“三超治理”影响,山西省的煤炭产能将维持偏低水平运行。总体而言,随着动力煤市场逐步摆脱需求淡季,阶段性补库将带动需求短期释放,动力煤市场价格将总体表现为波动上行。

电改”有喜有忧

煤价影响电企的成本,电价影响电企的收益。与外界对于今年起实施的煤电“两部制”电价机制改革而产生的看好情绪不同的是,多位煤电从业者向记者表达了他们的担忧。

容量电价和电量电价共同构成了两部制电价的两个部分。从业者的担忧不仅在于容量电价的补偿标准低、分年到位,而且有门槛高、考核严格、获取不易等消极因素,还有电量电价随之发生的变化。

“在我们看来,这次两部制电价本质上是一次结构性改革,分到手里的收益并不能确定比以前多了还是少了。打个比方,原来一盘晚餐里既有肉有又菜,它是同时给你的,但是现在分成了肉和菜两个部分单独给你,同时这盘晚餐的总量是固定的。”某大型电力央企管理人士对第一财经记者称,“我们现在遇到的一个问题就是,电改之后不少省份联系我们,称容量电价新增了,那么电量电价就要降低,降幅在每度电1到6分钱之间。”

上述“总量固定”的说法,来源于国家明确要求“2024年度煤电中长协价格不得超过2023年的中长协价格扣除度电容量电费后的水平”。中国电力企业联合会首席专家陈宗法此前公开表示,业内原本以为容量电价是在现有煤电电价之上新增一项价格,并按回收全部固定成本核定。但事实上,这次改革国家有关部门从稳定终端用户电价水平出发,协调地方政府、电力企业达成共识,将现行的煤电电价进行了结构性分拆,变成容量电价和电量电价。

该电力央企人士告诉记者,如果按照如此降幅,部分地区煤电收入甚至不如以前。“举个例子,某个地方正常来说煤机要降两分钱一度电,容量电价大概能拿回两分钱一度电,我们整体收入就能跟以前持平。但是有的地方砍价比较狠,要求我们把电量电价降得很大,容量电价根本拿不回那么多,这就相当于变相调价了。地方的目的可能在于降低终端电价、刺激经济,但是没有考虑到我们煤电应有的合理收益和亏损情况。”

值得注意的是,在电量电价下调的背景下,受新能源大规模接入影响,煤电的利用小时数也在下降,这或将使得煤电企业的电量电价收入进一步下滑。

同时,据业内人士分析,若燃煤发电上网标杆电价调整,由于风光等新能源上网电价普遍参考的是燃煤标杆电价,那么相应收益也会调整。因此,多地要求降低煤电上网电价,可能不仅会降低煤电业务的收入,而且还会减少新能源板块的收入,这加剧了在煤电和新能源领域重资投入的大型电力企业的财务困境。

“我们希望有关部门能够再考虑一下,容量电费如何调整能够真正补贴其固定成本,电量电费能否根据煤炭价格的波动放开一定的浮动比例,如此能够给予煤电企业较为稳定的收入来源。”上述人士称。

陈宗法表示,容量电价是一种好机制,对煤电企业是一种长期利好,有利于固定成本的回收,促进能源保供与清洁转型。但要使煤电企业从根本上脱困,提高长期投资的积极性,推进新型电力系统建设,目前最重要的还是要管控煤价,保持煤电合理的比价。同时,煤电企业更不能“躺平”,还需在煤电降本增效、清洁转型以及“两个联营”上不懈奋斗。

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