今年以来，宁夏某电厂的负责人越来越感到日子不好过。他算了笔账，过去一年多时间里，当地热值4500大卡/千克的煤炭价已由200元/吨多次涨到320元/吨，这一水平对应的企业发电成本为每千瓦时0.29元，而现在的上网电价是每千瓦时0.259元，还不包括参与电力直接交易给用电企业让利的三分钱，导致该电厂几乎每个月都要亏损1000万元。

　　《经济参考报》记者日前在多地调研发现，当前我国火电企业面临煤价成本普遍抬升的压力，加之火电去产能滞后于煤炭，煤电价格联动机制触发门槛高，煤电矛盾加剧引发连锁反应。在有关部门的频繁调控督导下，近日来一度高位运行的煤价持续向“合理区间”回落，但这并不意味着矛盾消弭，“市场煤”与“计划电”深层问题仍然待解。

　　火电哭了煤企笑了矛盾加剧伤及下游

　　煤电矛盾引发了一系列连锁反应。在煤价高企的形势下，火电企业参与电力直接交易的意愿下降，而且让利幅度也缩小，最终涨价的压力向下游传导，电力成本占比高的工业企业面临停产或减产的局面，生产意愿下降。

　　《经济参考报》记者根据Wind数据统计，与三年前几乎全线“业绩飘红”的情况相比，火电板块在2016年成为业绩下滑的“重灾区”，今年一季度这一态势仍在延续。在申银万国行业分类28家上市火电企业中，26家归属于母公司净利润同比下滑，有10家甚至亏损。

　　背后的原因都直指煤炭价格同比大幅上涨。中国电力企业联合会发布的《2017年一季度全国电力供需形势分析预测报告》显示，今年一季度煤炭消费需求明显好于上年同期，煤炭生产供应不足，原煤产量下降0.3%，煤炭进口量环比减少14.1%，各环节煤炭库存明显下降，电煤供应偏紧。电煤价格年初出现短暂回落，但回落时间和幅度都小于往年，2月下旬后再次上涨，作为煤市风向标的环渤海动力煤价格指数3月底达到606元/吨左右，与去年同期相比上涨了约60%，但电价却没能同步上涨。

　　火电企业哭了，煤炭企业却笑了。2015年，山西煤炭行业陷入全行业亏损，全年煤炭产量9.75亿元，盈亏相抵后亏损150多亿元，平均每挖一吨煤亏损十元钱。同期，山西电力行业实现盈利120多亿元。随着2016年去产能的推进，山西煤炭产量减至8.32亿吨，煤价恢复性上涨，全年行业盈利58亿元，吨煤利润升至七元钱；同期，山西电力行业盈利56亿元。

　　这种风水轮流转的局面并不是个例。Wind数据显示，今年一季度37家上市煤企中，除了安源煤业、安泰集团、*ST平能出现亏损外，其他都实现了盈利，归属于母公司股东的净利润同比增长100%以上的就有32家，八家更是净利大增23倍以上。

　　在此之下，煤电矛盾再度爆发，最激烈的当属今年3月国电、华电、中铝等央企在内的七家发电企业向宁夏回族自治区经信委递交《关于近期火电企业经营情况的报告》，希望自治区政府考虑煤价大涨对火电企业以及对经济形势造成的不良影响，协调神华宁煤集团煤价降至260元/吨。而占宁夏电煤供应45%的神华宁煤集团向火电企业发出提示，要求火电企业尽快以320元/吨的价格签订季度合同，否则将无资源安排供应。

　　在一些煤企负责人看来，前几年煤价持续走低，煤企亏损严重的时候，也没要求政府协调涨价。现在火电企业的市场意识要增强，要提高承受市场变化的能力。而且，煤炭企业经营状况还未得到根本好转，补还安全生产欠账、职工工资、社保基金的压力依然较大，去年以来的利润上涨，是建立在相对高煤价和过低成本基础上的。尤其是成本，几乎没有了继续下降的空间，如果低成本长期持续，甚至会影响企业的正常运行和安全生产。

　　以中煤平朔集团有限公司为例，2015年曾亏损37.22亿元，去年盈利1.04亿元。“煤价上涨为企业扭亏贡献了17亿元，更重要的是降本增效、瘦身健体，把原煤成本降到了75元/吨，相当于十年前的水平。”集团执行董事、总经理马刚说。

　　而阳煤集团三年来“拆庙减人”，减少近200个科级机构、900多名科级干部，减员2万余人，吨煤成本降到228元，“几乎降到极限”。记者在采访中也发现，一些煤企地面工作人员工资水平已降至当地最低工资标准。

　　煤电矛盾引发了一系列连锁反应，最终涨价的压力向下游传导，电力成本占比高的工业企业生产意愿下降。“煤炭企业给火电企业发函涨价，火电企业就给我们这些大工业用户发函要求减少或终止直接交易电量，我们就无法享受或少享受火电企业的电价让利，生产成本就会上涨，不得不提高产品出厂价，进而将压力继续向下游用户传导。”宁夏某企业负责人说。

　　火电产能过剩严重抗成本波动能力弱

　　值得注意的是，与此前一轮煤电矛盾不同的是，在煤价恢复性上涨、电价不变的情况下，火电企业产能过剩问题凸显，抗成本波动的能力明显减弱。

　　“扩大电力直接交易是电力体制改革的方向，而一些火电企业希望政府协调减少直接交易电价让利幅度或暂缓直接交易，这是一种错误思想。”宁夏回族自治区经信委电力处处长崔海山说，当前的煤电矛盾表面上看是煤价上涨，但根子还在于电力产能过剩，火电企业要主动适应市场以化解困难。

　　有着20多年火电从业经历的同煤集团大唐塔山第二发电有限责任公司总工程师兰文祥也表示，当前火电亏损看似是由于煤价过高，实际上，前几年煤价超底线下跌，煤炭全行业亏损的局面是不可持续的。与煤价下跌后大量问题“水落石出”相似，如今煤价恢复性上涨，火电产能过剩问题凸显。

　　国家能源局山西能监办数据显示，到今年3月底，山西发电装机达到7660.76万千瓦，其中火电6309.43万千瓦，但省内用电和外送电负荷3500万千瓦左右，电力装机冗余情况严重，七成以上省调电厂亏损。

　　宁夏有着类似的情况。在电力装机增长与用电需求下降形成严重倒挂的情况下，火电企业发电机组开机不足，不少企业只能单机运行，产能无法有效释放，处于“吃不饱但也饿不死”的尴尬状态。

　　“近年来我们发电机组利用小时数从最高的7700小时，一路下滑到去年的5070小时。当前用电负荷上不去，只能亏着给用户让利保持发电量。”宁夏一家火电企业负责人介绍说。

　　显然，国家主管部门已经意识到了问题的严重性。国家发改委副主任、国家能源局局长努尔·白克力此前接受《经济参考报》记者采访时坦言，从存量来讲，我国现在有9.4亿千瓦的煤电装机，但是现在列入规划核准在建的是3.12亿千瓦，如果在“十三五”期间都按期投产的话，那么我国煤电装机将超过12亿千瓦，而“十三五”规划中的控制线是11亿千瓦。当前全国火电设备平均利用小时数连创新低，如果不控制煤电装机，将可能进一步下降，2017年面临全行业亏损风险。而且，从环境治理、大气污染防治的角度，也要适当控制煤电发展节奏。

　　今年的政府工作报告明确提出，在煤炭、钢铁继续去产能的同时，要淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上，以防范化解煤电产能过剩风险，提高煤电行业效率，为清洁能源发展腾出空间。

　　事实上，从去年以来，包括国家能源局在内的相关部门多次下发文件“急踩刹车”，初步收到一定成效。中国电力企业联合会5月16日发布的数据显示，今年1至4月，火电完成投资153亿元，同比下降20%。全国基建新增火电装机容量1169万千瓦、同比少投产1023万千瓦。在电力消费需求持续较快增长、水电发电量下降等因素影响的拉动下，全国规模以上电厂火电发电量14903亿千瓦时，同比增长7.2％，增速比上年同期提高10.4个百分点。全国火电设备平均利用小时为1357小时，同比增加35小时。

　　然而，形势依然严峻。中国电力企业联合会预计，后三季度全国电力供需仍然总体继续宽松，部分地区相对过剩，预计2017年全年全国发电设备利用小时3680小时左右，其中火电设备利用小时将下降至4080小时左右。

　　日前国家能源局发布的2020年煤电规划建设风险预警结果显示，全国32个省级电网区域（内蒙古分为蒙东、蒙西电网）中，除海南、湖南两省被列为绿色，河南、湖北、江西、安徽四省为橙色外（西藏未列入评级），其余25个省级电网区域的煤电规划建设风险预警等级均被列为红色，暂缓核准、暂缓新开工建设自用煤电项目（含燃煤自备机组）。

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