9CaKrnJZODn finance.huanqiu.comarticle2017年煤电企业经营压力较大/e3pmh1hmp/e3ptlrdc9/e3ptm2ci22017年煤电企业经营压力较大2017年由于需求回暖、水电来水预期偏枯有望给煤电带来一定利好,板块内部分优质煤电企业有望“先富起来”●王瑶近日,国家发改委、中国煤炭工业协会、中国电力企业联合会、中国钢铁工业协会四部门联合印发的《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》将动力煤价格划分为绿色、蓝色、红色三种情况,当动力煤价格位于绿色区域(每吨500元至每吨570元),不采取调控措施。 而在电价没能同步上涨的情况下,煤电企业面临的成本压力依然较大,地方政府甚至还要求让利于用电企业,加之煤电产能过剩严重,全行业面临亏损风险。但同时区域分化明显,部分优质企业有望“先富起来”。去年在煤炭价格上涨的背景下,启动煤电价格联动机制的呼声再起。但是,国家发改委近日表示,2016年全国电煤价格指数平均为每吨347.5元,中国电力企业联合会公布的年度燃煤电厂供电标准煤耗为每千瓦时319克。根据煤电价格联动计算公式测算,2017年煤电标杆上网电价全国平均应上涨每千瓦时0.18分。由于联动机制规定,标杆上网电价调整水平不足每千瓦时0.2分时,当年不调整,调价金额纳入下一周期累计计算。据此,2017年1月1日全国煤电标杆上网电价将不作调整。在上网电价不作调整的情况下,煤价成为火电企业“生死”的关键因素。“根据煤质的不同,现在每吨煤的价格在320元到430元不等,2017年煤价继续大幅上涨的可能性不大,即便如此,电厂盈亏仍难以平衡。”宁夏一家参与“西电东送”火电厂的负责人说,煤炭价格上涨给煤电造成成本压力,而且在当前供给侧结构性改革中,降成本是一个重要工作,在这双重压力下,煤电的成本如何消化是一个严峻的考验。煤电行业面临的问题并不仅于此。据了解,预计2016年煤电的装机规模为9.5亿千瓦左右,还有一批已经开工的项目,特别是民生项目即将陆续建成投产。此外,现在全国还有1.8亿千瓦已经拿到“路条”的项目。而现实情况是,2015年全社会用电量增速仅为0.5%,2016年1月至11月同比增长5%,增速同比提高4.2个百分点。在此背景下,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。在去年连发数文“急踩刹车”的基础上,2017年国家能源局将下大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。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给煤电带来一定利好,板块内部分优质煤电企业有望“先富起来”。也有业内人士认为,考虑到今年环渤海动力煤价格指数将稳定在每吨550元至每吨600元,预计2017年大部分火电企业将出现亏损,而受不同区域煤炭价格涨幅不同影响,区域分化明显。华东、华南地区企业盈利能力依然较好,华北地区以及华中地区企业盈利能力明显恶化,西北、西南、华北、东北地区则持续低迷。1484704606000责编:凡闻中国煤炭报148470460600011[]//himg2.huanqiucdn.cn/attachment2010/2017/0118/20170118105907409.jpg
2017年煤电企业经营压力较大2017年由于需求回暖、水电来水预期偏枯有望给煤电带来一定利好,板块内部分优质煤电企业有望“先富起来”●王瑶近日,国家发改委、中国煤炭工业协会、中国电力企业联合会、中国钢铁工业协会四部门联合印发的《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》将动力煤价格划分为绿色、蓝色、红色三种情况,当动力煤价格位于绿色区域(每吨500元至每吨570元),不采取调控措施。 而在电价没能同步上涨的情况下,煤电企业面临的成本压力依然较大,地方政府甚至还要求让利于用电企业,加之煤电产能过剩严重,全行业面临亏损风险。但同时区域分化明显,部分优质企业有望“先富起来”。去年在煤炭价格上涨的背景下,启动煤电价格联动机制的呼声再起。但是,国家发改委近日表示,2016年全国电煤价格指数平均为每吨347.5元,中国电力企业联合会公布的年度燃煤电厂供电标准煤耗为每千瓦时319克。根据煤电价格联动计算公式测算,2017年煤电标杆上网电价全国平均应上涨每千瓦时0.18分。由于联动机制规定,标杆上网电价调整水平不足每千瓦时0.2分时,当年不调整,调价金额纳入下一周期累计计算。据此,2017年1月1日全国煤电标杆上网电价将不作调整。在上网电价不作调整的情况下,煤价成为火电企业“生死”的关键因素。“根据煤质的不同,现在每吨煤的价格在320元到430元不等,2017年煤价继续大幅上涨的可能性不大,即便如此,电厂盈亏仍难以平衡。”宁夏一家参与“西电东送”火电厂的负责人说,煤炭价格上涨给煤电造成成本压力,而且在当前供给侧结构性改革中,降成本是一个重要工作,在这双重压力下,煤电的成本如何消化是一个严峻的考验。煤电行业面临的问题并不仅于此。据了解,预计2016年煤电的装机规模为9.5亿千瓦左右,还有一批已经开工的项目,特别是民生项目即将陆续建成投产。此外,现在全国还有1.8亿千瓦已经拿到“路条”的项目。而现实情况是,2015年全社会用电量增速仅为0.5%,2016年1月至11月同比增长5%,增速同比提高4.2个百分点。在此背景下,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。在去年连发数文“急踩刹车”的基础上,2017年国家能源局将下大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。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给煤电带来一定利好,板块内部分优质煤电企业有望“先富起来”。也有业内人士认为,考虑到今年环渤海动力煤价格指数将稳定在每吨550元至每吨600元,预计2017年大部分火电企业将出现亏损,而受不同区域煤炭价格涨幅不同影响,区域分化明显。华东、华南地区企业盈利能力依然较好,华北地区以及华中地区企业盈利能力明显恶化,西北、西南、华北、东北地区则持续低迷。