中國儲能網(wǎng)訊：烈日當頭的炎夏，正是發(fā)電企業(yè)的生產旺季。然而，今年由于煤炭價格持續(xù)上漲，電企的日子并不好過。
近期，全國11個省市陸續(xù)發(fā)布調漲電價政策，以緩解電力企業(yè)成本危機，這也是近5年來電價第一次大范圍上調。
證券時報·e公司記者采訪了解到，相比煤炭價格的快速拉漲幅度，如今電價調漲對發(fā)電企業(yè)虧損的改善仍是杯水車薪。
午后，多只電力股辣漲，如明星電力(600101)漲7.84%、新能泰山(000720)漲4.69%。
11省市調漲電價 近五年首次
7月27日晚間，漳澤電力(000767)公告稱，公司近日收到山西省發(fā)改委《關于合理調整電價結構有關事項的通知》，為緩解燃煤發(fā)電企業(yè)經(jīng)營困難，山西省燃煤發(fā)電機組標桿上網(wǎng)電價提高每千瓦時1.15分錢（含稅，下同），提高后全省燃煤機組標桿上網(wǎng)電價為0.3320元/千瓦時。
本月上旬以來，包括豫能控股、東方能源、建投能源、新能泰山、寶新能源、湖北能源在內的多家上市公司紛紛調漲電價公告。記者統(tǒng)計，近兩周來全國已有11個省市陸續(xù)發(fā)布了電價調漲政策。
7月10日，河南省發(fā)改委率先發(fā)布電價調整政策，將上網(wǎng)電價提高0.0228元/千瓦時，上調后燃煤發(fā)電機組標桿上網(wǎng)電價（含脫硫、脫硝、除塵電價）為0.3879元/千瓦時。
此后，江蘇省物價局發(fā)布的通知也顯示，自7月1日起，該省燃煤發(fā)電機組標桿上網(wǎng)電價上調為0.391元/千瓦時（含脫硫、脫硝和除塵電價）。未執(zhí)行標桿電價的其他燃煤發(fā)電機組（含自備和熱電聯(lián)產機組）的上網(wǎng)電價在現(xiàn)行上網(wǎng)電價基礎上上調0.013元/千瓦時。
陜西電網(wǎng)統(tǒng)一調度范圍內，執(zhí)行燃煤機組(含熱電聯(lián)產機組)脫硫、脫硝、除塵標桿上網(wǎng)電價及新投產且安裝運行脫硫、脫硝、除塵設施的燃煤機組上網(wǎng)電價提高為0.3545元/千瓦時（含稅），自備電廠上網(wǎng)電價同幅度提高0.0199元/千瓦時。
此外，北京市發(fā)改委也發(fā)布了《關于合理調整電價結構有關事項的通知》，指出2017年7月1日起，北京市統(tǒng)調燃煤發(fā)電企業(yè)標桿上網(wǎng)電價每千瓦時上調0.83分，本市燃煤發(fā)電企業(yè)含脫硫、脫硝、除塵電價的標桿上網(wǎng)電價調整為每千瓦時0.3598元。
“為了平衡煤電價格，國家基本每年年底時會調整一次電價，保持企業(yè)正常盈利。2012年后國內煤炭價格持續(xù)下滑，各地也多次下調了電價，本次也是近5年來首度調漲電價。今年選在年中對電價提前調漲，或是因為煤價上漲過快，對電企成本形成過大壓力所致?！?
卓創(chuàng)分析師崔玉娥稱，目前調漲的11個省份中，河南幅度最大為0.0228元/千瓦時，幅度最小的湖南僅調整了0.0029元/千瓦時。而2015年末那次電價調整，全國平均降價了0.02元/千瓦時。所以算下來本次調漲幅度并不大，只能算正常水平。
主營火力發(fā)電的山西通寶能源(600780)董秘李明星也稱，此前電價一直處于下調過程中，本輪大范圍上調也屬近年首次。山西地區(qū)每度電只上漲了1.15分錢，漲幅并不大。
盡管電價調漲幅度不算很大，但今年6月16日，國家發(fā)改委下發(fā)了《關于取消、降低部分政府性基金及附加合理調整電價結構的通知》，表示自7月1日起，取消向發(fā)電企業(yè)征收的工業(yè)企業(yè)結構調整專項資金，將國家重大水利工程建設基金，和大中型水庫移民后期扶持基金征收標準各降低25%。
“也其實是降低了發(fā)電企業(yè)的成本，變相提高了電價。”崔玉娥稱，各地工業(yè)企業(yè)機構調整專項資金征收標準不同，全國加權平均征收標準0.0076元/千瓦時。取消該資金后，電價提高0.0076元/千瓦時。水利工程建設基金、移民扶持基金下調25%，分別取兩者全國均價0.0066元/千瓦時，下調幅度為0.0033元/千瓦時計算，上網(wǎng)電價等于變相提高了0.0033元/千瓦時。
降成本提電價 難止電企虧損
長期以來，處于上下游的煤電產業(yè)，持續(xù)著此消彼長的盈利博弈當中。隨著2016年下半年煤炭價格回溫，電力企業(yè)的盈利空間受到擠壓。
2017年一季度，國內五大發(fā)電集團火電虧損加劇，利潤同比下降119.7%。而在全國38家電企中，有16家一季度凈利潤虧損，19家電企凈利潤同比下滑。
此番各地對發(fā)電企業(yè)降成本、漲電價的扶持舉措，是否能夠解決電力企業(yè)的虧損困局？
“次輪電價上調后，電廠利潤增加幅度為0.0085-0.0378分/千瓦時不等，按照一度電315克標煤的標準煤耗來計算，對應5000大卡煤價的可上漲幅度在19-86元/噸。火電上網(wǎng)電價的上調，在一定程度上也增加了目前電力企業(yè)對煤價的接受能力，電廠虧損狀況較前期有所緩解，但是想要扭虧為盈還是很難。”
崔玉娥稱，以山東電廠為例，在電價調整之前，山東電廠盈虧平衡點基本在0.08-0.09元/大卡，部分開工率較高的電廠可達到0.095元/大卡。7月1日開始，山東地區(qū)取消工業(yè)企業(yè)結構調整專項資金和上調上網(wǎng)電價后，合計煤炭成本為81元/噸左右，折合5000大卡價格為0.016元/大卡，所以調整后盈虧平衡點一般在0.096-0.106元/大卡。而目前山東國有電廠接收價格集中在0.106-0.113元/大卡，大部分電廠仍處于虧損狀態(tài)。
中宇資訊分析師關大利也認為，火電上網(wǎng)電價的上調，在一定程度上增加了目前電力企業(yè)對煤價的接受能力。但電價上漲的幅度，與成本上漲的幅度相比，對于電企盈利的影響還是杯水車薪。
一不具名電力行業(yè)人士告訴記者，煤炭成本占發(fā)電成本的70%，電煤價格在0.1元/大卡時，電廠才能保證盈虧平衡。也就是說，5500大卡煤炭價格在550元/噸以下，電廠才能盈利。當然，有的高頻發(fā)電機組煤炭利用率高，這一盈虧平衡價格還有幾十元的上升空間。但整體來說，5500大卡煤價超過600元/噸，電廠就幾乎陷入虧損局面。7月28日，秦皇島5500大卡動力煤報價已達到650元/噸，所以電廠虧損情況可想而知。
對于發(fā)電企業(yè)來說，這種高成本的局面短期內或仍將持續(xù)。
“今年全國用電量同比增長10%左右，沿海六大電廠的煤炭日耗頻創(chuàng)新高，7月28日最新數(shù)據(jù)已達85萬噸/日，創(chuàng)近年新高。盡管各大電廠廠存數(shù)量處于合理位置，但由于日耗太大，目前煤炭可用天數(shù)僅14.5天，遠低于正常20天的水平。這都將支撐煤價短期內持續(xù)堅挺?！?
崔玉娥稱，6月份發(fā)改委已多次召開會議，提出將釋放先進產能，抑制煤價上漲。如果后期產能釋放力度夠強，市場供應提升，加之旺季逐步結束，預計8月下旬煤炭高價將有望回調。
