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在当前市场环境下，电力行业表现出的是周期性特征，行业的收入与国民经济同步，但存在滞后反映，电价的相对刚性是导致这种滞后的原因。煤电联动的实施完全由发改委决定，这种计划的价格调整使得火电行业在一段时间内表现出“逆周期”的特征。

如：从2008年11月开始，煤炭价格大幅下跌，而电价在2008年进行了两次上调并一直保持。随着煤价的下跌，煤价和电价的价差逐渐扩大，电力行业的盈利逐渐转好，而与此同时宏观经济发生了下滑。这正是2008年四季度至2009年一季度电力行业“逆周期”特征的表现。

数据来源：企业年报享能汇整理

煤价为主，装机容量、利用小时数为辅

目前，煤价是火电企业盈利能力敏感性最强的因素，在煤价中长期趋势性下行的大背景下（高库存、高比例长协、中长期煤炭供需偏宽松），火电企业的盈利能力将和煤炭的走势挂钩。

煤价和电价两个逆周期因素成为决定火电行业盈利波动的核心因素。煤炭价格本身是和经济周期同向波动的，火电成本中60%左右来自于燃煤成本，由此导致 2016-2017 年所有周期品盈利改善的过程中，火电企业不断亏钱。电价是政策制定的，而政策很难提前预知未来一年行业情况，只能滞后调整，导致上网电价与企业盈利不同步。

电力行业的电价市场化程度不高，计划属性较强，电价由国家发改委核定。“三去一降一补”中的“降成本”任务，看似对火电企业不利，但从《政府工作报告》和国家发改委发布《关于降低一般工商业电价有关事项的通知》的文件可以看出，降电价的落脚点放在电网侧，而不是上网电价。根据国家电网的测算，一般工商业电价降低 10%，可以带来百亿元的减费空间，而这对于发电侧的上网电价并无直接影响。

煤炭高库存

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沿海六大电厂煤炭库存继续增长。2019年7月1日为1789.54万吨，较6月24日增长43.31万吨，同比去年增长21.81%。可用天数27.86天，较6月24日增长0.56天，同比增长48.11%。

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煤电企业的盈利状况与煤价的周期性波动密切相关。由于煤价的变动幅度相较其他变量变动幅度要大，所以煤价是驱动行业盈利变化最为核心的变量。18年一季度以来煤价高位震荡，未来随着固定资产投资需求下行的压力往上游传导，煤炭价格存在下行的压力。在这样的情况下火电企业的盈利状况或许得到改善。

但事实情况并不是如此简单。除了煤炭价格，国内发电的装机容量和发电利用小时同样影响着火电企业的绩效。

目前市场存在电力供需不平衡现象。数据显示，截至2018年底，全国发电装机容量18.9967亿千瓦，全年发电设备平均利用小时数为3862小时，其中，全年火电设备平均利用小时数为4361小时。同时2018年仍然有4119万千瓦的新增火电投产，目前我国新增火电装机仍在持续增长。

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此次电力市场改革电力价格将逐步市场化，在此之前，发电企业的供给过剩会使其经营状态变差，同时同业竞争也将加剧。此次国家发改委发布《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，要求进一步全面放开经营性电力用户发用电计划，提高电力交易市场化程度。全面放开经营性电力用户发用电计划，随着用户增加，也将增加大客户对发电企业议价空间。

同时《通知》还提到为缓解清洁能源消纳问题，要重点考虑核电、水电、风电、太阳能发电等清洁能源的保障性收购。这就意味着，可再生能源发电依然受到政策性保护，真正推向市场上参与竞争的只有火电，可见其行业经营困局不仅仅在于全面放开电力用户的参与，同时也受到煤炭供需和电源容量以及市场用电量等多重因素影响。

原标题：市场用户多了，火电企业利润谁来决定？

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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