|
策划 | 国际能源网 王山 自从2016年下半年，煤炭价格反弹以来，五大电力的火电盈利水平就一直处于令人担忧的水平，虽然有各种合并重组消息的冲击，但仍难掩其利润堪忧的窘境。 截止目前，五大电力除了华电集团公布的营业利润为32亿元之外，其他四大集团年中报均未涉及利润数据，结合之前人们对于五大发电利润情况的担忧，恐怕现状并不乐观。 这基本印证了业界去年以来的悲观预测。 高煤价面前，五大发电不敌中电建 2015年是五大电力少有的丰收年，尽管有过上网电价下调等不利因素，但根据五大集团官方发布信息，五大集团合计营业收入突破万亿大关、达到10186亿元，其中华能2682亿元、大唐1661.61亿元、华电2000亿元、国电1918亿元、国家电投1924.04亿元;合计利润突破1000亿元大关、约为1102.4亿元，其中华能以306亿元居首，国家电投以139.57亿元垫底。 到了2016年，由于煤价的强势上扬，五大集团的盈利水平急剧下降。根据2017年初的数据显示，五大集团的营业额为1464.26亿美元，约合人民币9852亿元，同比2015年稍有下降，但利润水平的变动幅度更大，五大集团的利润总额为637.46亿元。 但如果采用2017年财富世界500强数据，则五大发电2016年的利润仅为12.24亿美元，约合人民币82.36亿元。 同一时期，中国电建在2015年的追上五大发电的基础上，2016年实现了全面赶超。中国电建发布2016年年报显示，报告期内，公司实现营业收入2386.96亿元，实现利润总额97.75亿元。如果同样采用2017年财富世界500强数据，中国电建的利润总额为10.58亿美元，约合人民币71.19亿元，基本上相当于五大发电的利润总和。 分析认为，五大发电利润下滑的最主要原因是煤炭价格上涨。“燃料成本一般占煤电企业生产成本的70%左右，2016年10月份的时候，装机容量在30万千瓦的发电企业已经开始亏损，60万千瓦的勉强保本。”安徽一家煤电企业曾在去年煤价疯长期间表示。 而在2015年，由于煤价跌跌不休，五大发电集团利润创13年新高;2016年煤价逆袭V字反弹，钢铁、煤电企业的成本大幅上涨。 在2016年11月份举行的“十三五”电力发展机遇与挑战专家讨论会上，华北电力大学教授袁家海表示，下半年以来，煤炭价格上涨使煤电企业生产成本平均上升约4-6分/度。 受煤价上涨因素影响，五大发电集团的煤电板块利润大幅缩水。数据显示，2016年9月，五大发电集团煤电板块的利润已经由正转负，亏损3亿元。去年同期，该数据为实现利润64亿元;10月，上述亏损额进一步扩大至26亿元。 在2015年末时，五大电力实际上是有机会规避2016年煤价上涨带来的利润降低危机的。2015年年底，神华曾提出两套煤电长协方案，一是全年统一价神混1-5500大卡平仓400元/吨;另一种是参考环渤海动力煤价格指数，以月度定价的方式来确定每月的基准价。 安迅思煤炭行业分析师邓舜称：“由于业界普遍不看好2016年市场需求，且预期2016年煤价将继续下探，因此，要执行全年统一价400元/吨的难度比较大，而执行月度或是随行就市的定价方式更能适应市场的发展。” 五大电力并没有减缓煤电步伐 事实上，除了煤炭价格所占的7成影响因素外，五大发电的利润情况还与自身的快速扩张有着很大的关系。 中国华电集团公司副总法律顾问陈宗法表示：“截止2016年底，五大发电集团实现装机6.99亿千瓦，占全国装机的42.46%，其中：火电装机4.92亿千瓦，超过70%；水、核、风、太阳能等清洁能源2.07亿千瓦接近30%。但盈利结构不合常理：煤电板块发生巨额亏损，拖累集团整体盈利水平，资产占比不大的清洁发电却成盈利支柱。以某发电集团为例：在上半年发电板式实现利润中，气、水、风光电等利润占比206%，煤电则是整体亏损负贡献。近年来，煤电板块利润忽高忽低，盈亏交替，极不稳定，受政策性因素、煤炭市场影响很大。” 根据规划，到2020年全国水电装机3.8亿千瓦、风电装机2.5亿千瓦、太阳能发电1.5亿千瓦、核电装机5800万千瓦，未来数年依然是快速增长态势。电力需求方面，专家预计“十三五”期间用电量年均增速为3%～6%。这显然难以消化全部产能(存量+新增)，电力过剩局面可能持续较长时间，火电过剩尤为明显。 截至2016年底，全国火电装机已达到10.54亿千瓦，新增投产4836万千瓦，火电6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时数为4165小时，如果按照正常运转下的5000小时计算，过剩装机约1.76亿千瓦，过剩程度超过16.7%。 实际上，国家也认识到了煤电装机已经过剩。 近日16部委发布《关于推进供给侧结构性改革 防范化解煤电产能过剩风险的意见》，提出，“十三五”期间，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上，总计达到1.7亿千瓦时。 从近几年的数据来看，火电装机的最高潮出现在煤电利润高位的2015年，这一年全国电源新增生产能力12974万千瓦，其中火电6400万千瓦，成为有史以来火电装机增长第二高的年份。 2015年，受火电利润“诱惑”五大发电集团继续跑马圈地。数据显示，2015年，华能集团装机突破1.6亿千瓦，同比增长6%;国电集团装机容量达13500万千瓦;华电集团以13476万千瓦装机容量位列第三;大唐集团装机容量为12717万千瓦;国家电投集团装机容量首次过亿，达到10740万千瓦。 以大唐国际为例，其在2015年前8个月就核准了5个火电项目，总功率达到约6700兆瓦。而其在2013年和2014年所核准的火电总功率仅为约6100兆瓦。 五大发电集团也都已经意识到火电过剩的现实。国电集团公司董事长乔保平就曾在公开场合表示，要严格控制规模，不能再无序发展，不盲目竞争;华能国际在2015年年报中也曾提到这一风险，一是需求下降，全社会用电量增速从前几年的两位数增长下降到2015年的0.5%;二是装机过剩，由于近年来发电装机大规模增加，全国火电平均利用小时数近年来持续下滑。 但是，各家电企也都有自己的小算盘。 有电企人士曾表示，大家都希望先把火电项目拿到手里，一旦用电需求增加，挣钱自然是不在话下。在火电过剩的情况下，电企想的都是如何把别人挤出去，而不是自己先退出。而五大发电集团旗下多是相对优质的项目。 除了利润因素驱使，五大发电集团之所以急于做大，跟“五变三”的压力不无关系。2003年成立的国资委，主要工作之一即是推进央企兼并重组。当时传闻，发电行业只保留前三，即五大发电集团有可能重组为三家。自然，谁都不愿意接受被兼并的命运，现实选择就是把自身做大。 电价下调让五大发电盈利雪上加霜 五大发电的全国发电容量的四成以上，其发电煤耗一直处于全国领先水平，2006年华能、大唐、国电、华电和中电投平均度电煤耗分别为345克、350克、356克、355克、363克，平均值353.8克/千瓦时;2016年，华能、大唐、国电、华电和国家电投的平均度电煤耗分别为302.34克、306.94克、308.5克、303.1克和304.9克，平均值为305.136克/千瓦时。11年间，煤电发电效率提高了13.75%。 效率较高的五大发电利润情况尚且如此，那么发电煤耗一直高于全国平均水平的其他煤电企业的盈利水平就可想而知了。 实际上，以火电为主的五大发电集团，煤价的大幅上涨和利用小时不足就已经使其失去了盈利能力。但问题不止于此，五大发电集团的亏损加剧，应还有一项不容忽视的影响因素：降价。 煤电降价包括三种情形：一是正经八百的“官降”。2014、2015两年年底，国家发改委两次发布文件，降低次年燃煤发电上网电价全国平均每千瓦时约3分钱，两次共降低上网电价达到6分钱。这一煤电联动机制对于2015年享受超低煤价的五大发电来说无关痛痒，甚至还取得了前所未有的经营业绩，但从2016年开始，上网电价的补刀作用开始显现，与煤价一起成为了五大发电利润的刽子手。 而且，各地根据自身实际情况都对上网电价下调进行了加码，2016年，湖北省发改委通知燃煤发电上网电价降低每千瓦时0.0435元，燃煤发电标杆上网电价(含脱硫、脱硝和除尘电价)为每千瓦时0.3981元；山东省发改委规定省内燃煤发电机组公用燃煤发电机组上网电价每千瓦时降低0.0465元，燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价)调整为0.3729元。 二是悄无声息的“官降”。个别地方以支持实体经济发展等为由，要求当地电力企业降价。 三是市场交易导致的降价。受电力供大于求、地方政府降价诉求强烈等因素综合影响，当前市场化交易电量均呈降价局面。2016年，国家电网公司经营区域共有25个省的15138家次电力用户通过交易平台参与电力直接交易，平均降低购电价格6分/千瓦时，减少电费支出306亿元。颇具代表性的广东电力市场上，今年3月竞价成交电量统一出清价差达到-0.18945元/千瓦时。 不难看出，五大发电的利润水平大幅下降，除了占比很大的煤价因素之外，还存在着其他影响因素，从外部来看，经济大环境下行、电力过剩，国家与地方多次下调上网电价都扮演了极为重要的角色；从五大发电自身来看，盲目的“大干快上”，追求利润的极致增长模式，反而加重了之后火电“负资产”的拖累。 2016年，在这些看得见和看不见因素的综合作用下，五大发电最终实现了利润的负增长。
|
|
|
