陈法：天时地利2013火电“火”了背后那些事

　　如果说，火电板块2012年迎来“重大转机”，一举扭亏为盈，那么2013年又发生了怎样的变化呢？火电板块尽管仍有近30%的亏损面，但在发电行业火电业绩分外耀眼，重回利润中心的，出现了“以电补煤、以电补铝”的现象。回顾2013年，火电板块重大事件不断，不时牵动着火电企业经营者的“神经”，幸运的是利好消息主导，一些负面影响的事也“不是事”了。于是火电“火”了,火电类股票受到资本市场投资者的热捧。如果说，火电板块2012年迎来“重大转机”，一举扭亏为盈，那么2013年又发生了怎样的变化呢？火电板块尽管仍有近30%的亏损面，但在发电行业火电业绩分外耀眼，重回利润中心的，出现了“以电补煤、以电补铝”的现象。回顾2013年，火电板块重大事件不断，不时牵动着火电企业经营者的“神经”，幸运的是利好消息主导，一些负面影响的事也“不是事”了。于是火电“火”了,火电类股票受到资本市场投资者的热捧。

　　1、电煤价格并轨，煤炭市场低迷，产煤大省出手干预，推出“煤电互保”。

　　从2013年开始，根据国务院办公厅《关于深化电煤市场化的指导意见》，国家取消电煤重点合同，电煤价格并轨，也不再下达年度跨省区煤炭铁运力配置计划，实行市场化运作。但持续的煤市不景气，引发了产煤大省地方的极大担忧。从2013年5月份开始，河南、安徽、山东等省表达了煤电互保的意思，开始实行“发电机组采购本省电煤量和发电量挂钩”政策。到了2013年7月23日，山西省研究制定出《进一步促进全省煤炭经济转变发展方式实现可持续增长的措施》（俗称“煤炭20条”），将煤电互保推向了。

　　点评：近十年来，煤炭板块一直是产煤大省的赢利支柱，也是地方财政的重要收入来源。煤炭市场的反转、煤炭价格的下降，让习惯于“计划经济”的地方，为了自身利益，纷纷当起了煤炭企业的“慈父”，出手干预电煤市场。

　　尽管在一时一地确实收到了一些效果，但电煤价格并轨，实质是让市场在资源配置中发挥决定性作用。前三季，煤炭价格依然遵循市场规律，一下跌，让火电企业对取消重点煤、放开煤价的担 忧烟消云散。可见，产煤大省地方伸手“煤电互保”，也不敌煤炭市场“无形的手”。2013年12月9日，国家发展委下文强调各地区不得实行地方和干预企业签订合同。因此，从长远看，最好还是放权于市场，让煤电双方不断磨合，还煤炭市场一个本来面目，激发和市场活力，实现煤电产业的协调发展。

　　煤炭产能结构性过剩已是不争的事实。中国煤炭工业协会会长王显政在2013国际煤炭峰会上表示，“十一五”以来的7年间，全国煤炭采选业固定资产投资完成2.25万亿元，累计新增煤炭产能约20多亿吨。截至2012年底，全国现有煤矿总产能约39.6亿吨，产能建设超前约3亿吨。2013年3月26日，国家发布 《关于做好2013年煤炭行业淘汰落后产能工作的通知》，2013年计划淘汰煤矿1256处，淘汰落后产能6418万吨。2013年9月12日，河南煤化集团与义马集团重组成立河南能源化工集团，实现煤炭企业的转型升级。在国内破解煤炭结构性过剩矛盾的同时，我国自2009年由煤炭净出口国转变成为煤炭净进口国，煤炭进口量从当年的1.26亿吨一攀升至2012年的2.89亿吨，三年猛增了129%。2013年全年煤炭进口共3.3亿吨，同比上涨13.4%，再次刷新了我国煤炭进口量的新高。

　　点评：曾几何时，煤炭市场一度供不应求、煤价暴涨，火电企业出现缺煤停机、全行业亏损。近年来，拓展煤炭供应渠道，增强煤炭供应能力，对火电企业自然是乐见其成的事。但在市场化程度比较高的煤炭行业内部，破解煤炭产 能结构性过剩的矛盾，不能寄希望于外部的改变，而要从煤炭行业内部调整做起。于是淘汰落后产能、鼓励兼并重组、规范进口煤炭的质量管理，就成了提高行业集中度，优化发展质量，增强抵御市场风险能力的重要举措。不过，从我国中长期能源生产和消费发展趋势分析，我国煤炭需求还将保持适度增加，煤炭市场短期供应宽松与长期总量不足的矛盾依然存在。

　　以环渤海地区发热量5500大卡市场动力煤综合平均价格为例，2013年上半年一较为平缓地下滑，从年初的633元/吨下降至607元/吨。从2013年6月底到2013年10月初，大型煤炭企业上演了一场“拼跌”价格战，降幅继续拉大，迅速下跌到530元/吨。但从2013年10月份开始，随着冬储煤以及新一年度电煤谈判的来临，煤炭价格又被神华、中煤等大型煤企迅速拉高，在3个月内，指数价格上升101元/吨，2013年最后一期指数收报631元/吨,较年初首期的价格指数633元/吨相比,跌幅尚不足1%。

　　点评：煤炭市场化一走来，火电企业可谓“苦尽甘来”。2013年煤炭市场“先跌后涨”，主要是供求关系在起作用。1~9月，尽管采取限产措施，但煤炭需求进一步萎缩，进口保持较快增长，电煤市场仍沿袭供大于求的格局。随着四季度北方供暖期备煤、大秦线检修、水电出力下行、煤企等因素影响，特别是经济稳中有升，煤炭需求，煤价逐月反弹。但从全年看，煤价仍然“跌多涨少”，全年煤价总体平均价格下 跌幅度较大,成为火电“火”了最重要的一个原因。不过，第四季度煤市逆转，大型煤企在市场中的操控力，火电企业也不能小瞧。

　　2013年，全国全社会用电量53223亿千瓦时，同比增长7.5%。全国基建新增发电生产能力9400万千瓦，其中：火电新增3650万千瓦；全国发电量52905亿千瓦时，同比增长7.9%，其中：火电发电量42184亿千瓦时，同比增长7.88％。

　　全国发电设备累计平均利用小时为4511小时，同比减少68小时。其中，火电设备平均利用小时为5012小时，增加30小时。

　　点评：在火电上网电价不变的情况下，火电业绩主要取决于燃料成本的高低和火电利用小时的多少。2008年以来，由于受宏观经济下滑的影响，特别是第二产业（化工、建材、钢铁、有色等）和东中部地区用电增速放缓影响，除2011年出现恢复性增长外，电力市场呈现总体平衡甚至相对过剩现象，机组利用小时数下降。再加上煤价下降的因素，火电边际贡献率提高，电量竞争非常激烈。2013年前三季情况大抵如此。

　　随着经济复苏、水电进入枯水期，这种状况到了10月才有所改观，全年火电利用小时数同比有所增加，总体好于预期。不过，由于火电利用小时数增幅不大，增产增收效果有限。

　　2013年1月23日，国办正式发布《能源发展“十二五”规划》，“十二五”期间将实施能源消费强度和消费总量双 控制，能源消费总量40亿吨标煤，用电量6.15万亿千瓦时，单位国内生产总值能耗比2010年下降16%。其中：煤炭消费比重降低到65%左右。2013年2月27日，环保部发布史上最严环保新政《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》，要求纳入《重点区域大气污染防治“十二五”规划》的重点控制区执行大气污染物特别排放限值，共涉及京津冀、长三角等 “三区十群”19个省区市47个城市，以及火电等6大行业。2013年9月12日，《大气污染防治行动计划》出台，共部署了包括降低污染物总量、调整产业结构等在内的35项具体措施，京津冀等重点区域力争实现煤炭消费总量负增长，为我国未来五年大气污染防治勾勒出一幅清晰的防治工作时间表和线图。

　　点评：建设生态文明、美丽中国的要求以及雾霾天气的出现，国家相继出台控制煤炭消费总量、节能减排等防治大气污染的一系列重要举措，特别对发电行业实行最严格的准入标准，强化污染物总量控制指标考核，要求新建燃煤电厂全部安装脱硫脱硝设施，现役燃煤电厂必须安装脱硫设施，不达标的要，火电节能减排压力倍增。

　　真可谓“政策日趋严厉，指标约束步步收紧，环保费用频频加重”。但是，火电行业作为节能减排的重中之重，也是责无旁贷。目前，国际能源资源博弈激烈，国内资源、环保、安全约束加剧，能源市场波动风险加大，区域发展不平 衡矛盾突出，如果不对我国能源结构和产业结构进行调整，就难以提速治霾进程，从根本上优化经济社会发展目标。

　　2013年国家推出一系列电价调整政策，与火电相关的主要有两项：2013年1月起，国家发展委实施电煤价格并轨，调整煤电联动政策，即以年度为周期，当电煤价格波动幅度超过5%时，相应调整上网电价。2013年9月，国家发展委发出《关于调整发电企业上网电价有关问题的通知》，再次调整电价结构，下调火电上网电价，相应提高可再生能源电价附加征收标准，提高环保电价，调整和完善光伏发电价格及补贴政策，疏导燃机上网电价。

　　点评：煤电联动政策主要是针对煤、电产业上下游运行体制不顺而采取的一项过渡性措施。按照，煤电联动的窗口期已到来，但我个人认为火电上网电价近期内再次下调的可能性并不大：一是煤电联动政策，为保障民生过去执行大打折扣，火电上网电价多次未调整到位。况且，2013年最后一期煤价指数较年初首期指数跌幅不足1%，是否触动联动条件尚存争议。二是从2013年9月25日起，已普遍下调火电上网电价，平均下降1.44分/千瓦时，实质是火电降价为新能源、环保产业买单。三是火电板块资产负债率均超过80%，且历史欠账没有消化完，目前仍有30%左右的亏损面。西南三省、黑龙 江等区域火电困难不小。四是煤企并不乐意火电效益继续走低，否则会导致其压缩燃料成本,对煤炭价格带来。当然，2013年9月份国家对电价政策进行结构性调整，总体对电价水平影响不大，也有利于促进火电节能减排和清洁能源发展。

　　在2013年初工作会上，五大发电集团都不约而同地摒弃前几年火电“冷处理”风格，调整火电发展方针，突出“优化发展”主基调。如国电强调火电战略地位要引起足够重视，重点要加强火电经营和发展，要全面实现赢利。中电投认为火电是集团公司发展核心中的核心，要加快电源项目建设。

　　华能优化发展煤电，深化煤、电协同；华电变“”发展为“优化”发展，加快关停小火电，为发展大型高效火电腾出空间。

　　点评：为什么发电企业要调整火电发展方针？主要是2012年煤价大幅回落、火电板块扭亏为盈，火电行业重拾发展信心。2013年“环保、市场”已替代前几年 “燃料、电价”成为影响火电发展的主要因素，火电 经营尽管有喜有忧，但整体改善向好。一年来，各发电集团顺势而为，“转方式、调结构”，实现清洁发展、转型发展，诸如江苏句容、安徽虎山、贵州塘寨、陕西榆横等100万千瓦或60万千瓦以上大型高效火电机组纷纷投产，成了火电发展的新亮点。最后一座燃煤电厂——科利源热电厂启动“煤改气”，标志着加速清洁能源行动替代计划，向“到2015年核心城区无煤化”目标迈进一步。

　　2013年，在全国经济增长景气指数不高、部分行业效益下滑的形势下，发电行业成为利润同比增幅较大的行业之一，成为央企板块新的 “价值高地”。据新华网报道，五大发电集团全年实现利润总额740亿元，其中，华能208．44亿元、国电157．94亿元、华电151．74亿元、中电投111．56亿元、大唐110．66亿元。无论是利润总额、净利润、EVA值，还是净资产收益率、销售利润率、资产保值增值率，均创成立以来历史最好水平。一个核心因素，主要是火电板块重回利润中心的，发挥了“顶梁柱”作用。

　　点评：不容否认，2013年火电较之于前些年着实“火”了，成为发电行业的“赢利大户”，主要是煤价下滑、电价基本稳定、利用小时数回升，归结为一句话：政策市场改善。当然，也与火电人千方百计降本增效分不开，如全国供电煤耗实现321克/千瓦时，又比上年下降4克/千瓦时。那么，火电行业是否像个别报道的一样进入一个“暴利”期呢？据我们分析，五大发电集团只是恢复到“正常合理”的赢利水平，首次超过央企平均水平，仍低于同为能源央企“三桶油”、神华、中煤的赢利水平。而且，火电还面临环保、负债、煤价、电价、亏损面、历史欠账、市场竞争、发展空间等多重压力，双边交易如大用户直购电试点、发电企业与大用户集中竞争交易试点也在不断推开，将改变售电端不能选择的格局。

　　因此，火电企业要有的认识，对新的火电项目要按照“洁净环保、大型高效、高度智能化、发展要有新概念、价值创造能力强”的要求，继续“转方式、调结构”；对老小低效火电存量资产，要积极实施“关、停、并、转”，消灭“出血点”、“亏损面”，着力提升质量与效益，打造火电产业升级版。