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面临大面积亏损分化明显
煤电行业面临的问题并不止于此。据了解,预计2016年煤电的装机规模9.5亿千瓦左右。还有一批已经开工和下达规模的项目,特别是民生项目,即将陆续建成投产。此外,现在全国还有1.8亿已经拿到“路条”和规模的项目。
而现实情况是,近两年全社会用电量增速在不断下滑,2015年仅为0.5%,2016年1月至11月份同比增长5.0%,增速比上年同期提高4.2个百分点。在此之下,全国火电设备平均利用小时数已经连续下滑,2015年是4468小时,2016年前11个月是3756小时,同比降低204小时,为2005年以来同期最低水平。
“2016年预计也就4300小时左右,2017年还会更低,估计在4100小时左右。”国家能源局局长努尔•白克力表示,随着煤价的回升和煤电装机的攀升,2017年煤电企业面临全行业亏损风险。控制不好的话,就极有可能重蹈煤炭的覆辙。中央经济工作会议重点提了煤电的过剩问题,我们要高度重视,进一步加大调控力度,该减速的减速,该刹车的必须刹车,特别是那些高耗能、高污染、未取得合法审批建设手续的项目。
在去年连发数文急踩刹车的基础上,2017年能源局将下力气解决煤电的问题,调控好煤电建设节奏,加快煤电结构优化和转型升级,继续实施煤电规划建设风险预警机制,对于红色预警省份严控自用煤电规划建设,严格落实缓核、缓建等调控措施。根据受端省份电力市场需求,合理安排电力建设投产时序,按需推进煤电基地外送项目规划建设。继续加大淘汰落后煤电机组力度,重点淘汰改造后仍不符合能效环保要求的机组。
在《经济参考报》记者采访中,一些火电企业负责人表示,火电行业应优化产能,加快淘汰落后产能,同时,要多元化发展,不仅要发展煤电,还要发展绿色能源,多条腿走路。此外,当前煤价虽然是放开的,但是报复性涨价是一把双刃剑,煤炭企业也要担起社会责任,不能无序涨价,避免原材料价格短期暴涨对经济增长带来冲击。在条件具备,对各种风险充分评估的情况下,适时启动煤电价格联动机制,随着煤价上涨,上网标杆电价也应调整,产业链条的各个环节共同承担成本压力。
长江证券分析师邬博华认为,由于供需等大环境因素影响,当前火电板块整体景气度不高。2017年由于需求回暖、水电来水预期偏枯有望释放一定发电空间,板块内有部分优质企业有望“先富起来”。
王闻达研究团队也认为,考虑到国家宏观调控意在将环渤海动力煤价稳定在550元/吨至600元/吨,预计2017年大部分火电企业将亏损,而受不同区域煤炭价格涨幅不同影响,区域分化明显,华东、华南依然盈利能力较好,华北-京津冀地区以及华中地区由于 2016年煤价涨幅明显,其盈利能力明显恶化,西北、西南、华北-蒙晋、东北地区则持续低迷。
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