夏季用電高峰在即，“電改”之下煤電企業有喜有憂
眼下全國多地開啓高溫模式，夏季電力高峰在即。不少投資者在互動平臺發出“靈魂拷問”：作爲電力保供主體，今年煤電企業業績能否更進一步？
數年來，煤電企業生存境遇頗爲曲折。2021年到2023年，多家主營煤電的企業歷經鉅虧、減虧、扭虧的市場行情，逐漸恢復往日活力。尤其是今年開始，煤電的電價機制從單一制改爲兩部制，即新增了容量電價以穩定煤電收入來源。
多位業界人士看來，雖然今年有了電價機制新政的加持，但是煤電企業能否延續業績好轉趨勢，仍然存在一些變量。其中最大的變量是煤炭價格。
“站在當前的市場看來，今年煤電出現類似兩三年前那樣大的虧損可能性微小，不過僅憑電價新政也很難讓煤電的日子過得多麼滋潤。基於容量電價的補償標準低而且考覈嚴格的背景，煤電的上網電價浮動範圍又很小，那麼變動的燃料成本還是影響它收益的主要因素。”廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強對第一財經分析稱。
煤價或小幅震盪
往年通常七八月份氣溫最高，也是煤炭需求的傳統旺季。在此之前的一兩個月，煤炭就會因補充庫存出現上漲的行情，從中也可窺見電煤高峰的價格走勢。
今年五到六月，煤炭的價格呈現弱勢震盪。CCTD（中國煤炭市場網）的數據顯示，5月底，北方港口主流品種平倉價格比上月底上漲40元~50元/噸。分析認爲，目前市場仍處於需求淡季，但隨着氣溫回升，需求略有改善，價格弱勢反彈。
易煤研究院院長張飛龍對第一財經記者表示，今年夏季的煤炭價格預計將在一個較爲穩定的區間小幅震盪徘徊，背後原因主要有三個方面。“首先，今年五月以來，整個市場已經爲迎峰度夏做了相對充分的準備，包括電廠本身，還有港口和沿海的貿易商，都有比較明顯的累庫情況。其次，從供應端來看，今年整體的進口量維持在較高的水平，全年朝着5億噸的量級走。再次，今年的降水和水電的出力情況比去年好很多，所以煤電的日均消耗量不大。”
海關總署數據顯示，今年1月到5月，全國煤炭累計進口量高達2.05億噸，同比增長12.6%。5月份，全國進口煤炭4381.6萬噸，較去年同期增加423.2萬噸，增長率爲10.69%。
上半年，煤炭進口量多次出現“超預期”增長，也被視爲彌補國內資源不足、穩定煤價的一個重要方式。與大衆對於國內煤炭儲量大、自給自足的刻板印象不同，今年前四個月國內原煤產量有所收縮，其中的缺口被一些進口煤所填補。
國家統計局數據顯示，4月份，規上工業原煤產量3.7億噸，同比下降2.9%。1到4月份，規上工業原煤產量14.8億噸，同比下降3.5%。
張飛龍表示，國內原煤產量的下降，與山西等大省的減產有關。2021年國內煤價暴漲、多地開啓搶煤競賽，此後山西等省份維持了較高的煤炭產量，並核增了部分煤炭產能。但是由於超能力生產、產能核增後基礎設施跟不上、安全監管制度沒有完全落實等多方面原因，當地礦難事故率明顯提高。去年下半年起，國家有關部門加強了安全監管，疊加倒查煤炭系統反腐等因素，於是山西等省份原煤產量下滑。
從供應側來看，進口煤的增長補充了國內原煤產量下滑的缺口。從需求側來看，用電量的增長及其他能源的出力預期，決定了煤電的需求空間，從而影響煤炭的供需和價格。
近期，從全國多省份以及電力公司披露的情況來看，今年的水電出力較往年更爲豐沛。4月份，“水電大省”雲南、貴州、廣西三省份的水力發電量分別同比增長26.7%、38%、24.8%，四川省水力發電量同比增長0.8%。上市公司湖北能源（000883.SZ）日前公告顯示，5月份水電發電量同比增加101.33%，今年累計完成水電發電量同比增加161.33%。
CCTD上週發佈的市場研報認爲，進口煤維持高位運行、水電出力增加等因素都構成後市煤炭價格的利空因素。不過，受到“三超治理”影響，山西省的煤炭產能將維持偏低水平運行。總體而言，隨着動力煤市場逐步擺脫需求淡季，階段性補庫將帶動需求短期釋放，動力煤市場價格將總體表現爲波動上行。
“電改”有喜有憂
煤價影響電企的成本，電價影響電企的收益。與外界對於今年起實施的煤電“兩部制”電價機制改革而產生的看好情緒不同的是，多位煤電從業者向記者表達了他們的擔憂。
容量電價和電量電價共同構成了兩部制電價的兩個部分。從業者的擔憂不僅在於容量電價的補償標準低、分年到位，而且有門檻高、考覈嚴格、獲取不易等消極因素，還有電量電價隨之發生的變化。
“在我們看來，這次兩部制電價本質上是一次結構性改革，分到手裡的收益並不能確定比以前多了還是少了。打個比方，原來一盤晚餐裡既有肉有又菜，它是同時給你的，但是現在分成了肉和菜兩個部分單獨給你，同時這盤晚餐的總量是固定的。”某大型電力央企管理人士對第一財經記者稱,“我們現在遇到的一個問題就是，電改之後不少省份聯繫我們，稱容量電價新增了，那麼電量電價就要降低，降幅在每度電1到6分錢之間。”
上述“總量固定”的說法，來源於國家明確要求“2024年度煤電中長協價格不得超過2023年的中長協價格扣除度電容量電費後的水平”。中國電力企業聯合會首席專家陳宗法此前公開表示，業內原本以爲容量電價是在現有煤電電價之上新增一項價格，並按回收全部固定成本覈定。但事實上，這次改革國家有關部門從穩定終端用戶電價水平出發，協調地方政府、電力企業達成共識，將現行的煤電電價進行了結構性分拆，變成容量電價和電量電價。
該電力央企人士告訴記者，如果按照如此降幅，部分地區煤電收入甚至不如以前。“舉個例子，某個地方正常來說煤機要降兩分錢一度電，容量電價大概能拿回兩分錢一度電，我們整體收入就能跟以前持平。但是有的地方砍價比較狠，要求我們把電量電價降得很大，容量電價根本拿不回那麼多，這就相當於變相調價了。地方的目的可能在於降低終端電價、刺激經濟，但是沒有考慮到我們煤電應有的合理收益和虧損情況。”
值得注意的是，在電量電價下調的背景下，受新能源大規模接入影響，煤電的利用小時數也在下降，這或將使得煤電企業的電量電價收入進一步下滑。
同時，據業內人士分析，若燃煤發電上網標杆電價調整，由於風光等新能源上網電價普遍參考的是燃煤標杆電價，那麼相應收益也會調整。因此，多地要求降低煤電上網電價，可能不僅會降低煤電業務的收入，而且還會減少新能源板塊的收入，這加劇了在煤電和新能源領域重資投入的大型電力企業的財務困境。
“我們希望有關部門能夠再考慮一下，容量電費如何調整能夠真正補貼其固定成本，電量電費能否根據煤炭價格的波動放開一定的浮動比例，如此能夠給予煤電企業較爲穩定的收入來源。”上述人士稱。
陳宗法表示，容量電價是一種好機制，對煤電企業是一種長期利好，有利於固定成本的回收，促進能源保供與清潔轉型。但要使煤電企業從根本上脫困，提高長期投資的積極性，推進新型電力系統建設，目前最重要的還是要管控煤價，保持煤電合理的比價。同時，煤電企業更不能“躺平”，還需在煤電降本增效、清潔轉型以及“兩個聯營”上不懈奮鬥。