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煤电联营仅权宜之计？专家：电企靠涨2分钱走不出困境

2018-02-10 14:49:07 大云网　点击量：评论 (0)

中国煤与电的盈亏天平再次失衡。这一次，摔落的是电力企业。华北电力大学教授袁家海预计，2017年全火电行业亏损将超过1000亿元，其中五大发

中国煤与电的盈亏天平再次失衡。

这一次，摔落的是电力企业。华北电力大学教授袁家海预计，2017年全火电行业亏损将超过1000亿元，其中五大发电集团亏损400亿-450亿元。

截至1月底，29家上市煤企发布了2017年业绩预告，约八成煤企预增。中国第一大上市煤企中国神华(23.890, -1.56, -6.13%)（601088.SH/01088.HK）预计2017年净利润约452亿元，同比增长约99%。

2015年的盈亏形势恰恰相反。五大发电集团旗下的五家上市公司实现净利301亿元，创近13年来的新高。39家上市煤企亏损51亿元，除去当年盈利161亿元净利润的中国神华（601088.SH），38家上市煤企亏损212亿元。

“煤电联动”和“煤电联营”，是当前解决煤电矛盾的主要行政调控手段。

“即使政府顺着‘煤电联动’的路子把电价涨起来，发电企业靠着上涨的2分钱也无法走出困境，”袁家海对界面新闻记者说，“现在必须要加速电力市场化改革步伐，让企业自救，而不是依赖政府调控。”

权宜之计的煤电联动

在2002-2012年的煤炭“黄金十年”间，煤电博弈不断，已延续十多年。业内共识认为，要化解煤电矛盾，需彻底解决“市场煤、计划电”之间的错位。与相对实现市场化、随着供需等因素发生波动的煤价相比，发电企业上网电价仍非市场化，造成了一次能源（煤炭）的市场定价，与二次能源（发电）的政府定价之间的不匹配。

2004年末，中国正式启用“煤电联动”机制，要求以6个月为一个周期，在平均煤价波动超过5%时进行调整电价。此后该机制在煤炭、电力企业矛盾不断变化的市场环境下进行完善。

截至2016年末，除受环保或可再生资源税影响的电价调整之外，因触发煤电联动机制进行的电价调整有四次。分别发生在2004年5月、2005年6月、2015年4月及2016年1月。

煤价自2016年下半年开始回升，但电价与之始终没有“联动”的迹象。发改委有关负责人在去年1月指出，2017年煤电标杆上网电价全国平均应上涨0.18分/千瓦时。按照煤电联动机制规定，标杆上网电价调整水平不足0.2分/千瓦时，当年不调整。

煤价高位运行一年后，2017年火电企业的上网电价仍未做出调整。当年6月，发改委以取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的方式，变相上调了电价。

2018年1月以来，煤价再次步入快速上涨通道。袁家海表示，按照煤电联动的机制，应于2017年12月-2018年1月期间公布煤电联动的方案，但至今仍未公布，“今年实行煤电联动的可能性并不大。”他对界面新闻记者说。

“当前的煤电矛盾还在于能源供应链上利润分布的不合理。”工银国际原材料行业总分析师赵东晨表示，煤炭、发电环节整体的蛋糕不够大，输配电、售电环节享有垄断利润，化解煤电矛盾的关键在于破除电网垄断，将超额利润反哺上游煤炭和发电行业，而非上游两个行业之间的博弈所能解决。

“煤电联营可以为发电企业解决煤炭供应稳定性、或价格波动的问题，但这仍然只是一个权宜之计。”王秀强也指出，煤炭、发电本是上、下游的关系，实行煤电联营可能导致外部问题内部化，本质上不利于发电企业自身降本增效、技术升级，也不利于电力市场化改革。

事实上，如果没有一个市场机制去即时、有效地传导煤企和电企之间的价格因素，而是完全基于“限煤令”、“煤炭长协”、“煤电联动”、“煤电联营”等行政手段来缓解煤电矛盾，得到的很可能是“按下葫芦浮起瓢”的结果。

2012-2016年，煤价市场处于谷底期间，国家发改委出台多项政策，如要求全国煤矿严格执行276个工作日制的限产政策，促使煤价的上涨。

2016年下半年，煤价陡升，并超过红色区域。为了抑制煤价过快上涨，发改委又制定政策，放松对煤炭的限产，曾在两个月内开了六次煤炭会议，出台多项调控措施。

煤电矛盾再现

在中国煤炭去产能政策的推进下，自2016年下半年，国内煤炭开始走出此前低谷，煤价步入上行通道。下游发电企业的成本随之升高。

2017年，需求超预期、产能置换滞后、入港汽车禁运等多重因素，致使国内煤价居高不下，全年煤价综合水平大多运行在600元/吨以上的红色区域。

尤其是入冬以后，国内用电需求连续攀升，煤价急剧上涨，电厂库存大幅下降。煤电矛盾愈演愈烈。

1月22日，国家电力投资集团、中国华能集团、中国大唐集团、中国华电集团四大发电集团联合印发的《关于当前电煤保供形势严峻的紧急报告》（下称《报告》），将电煤矛盾推向了顶点。

去年11月，中国国电集团公司与中国神华集团宣布合并重组，正式成立国家能源投资集团有限责任公司（下称国家能源集团），取代了原五大发电集团中的国电集团。作为“煤电联营”的典范，国家能源集团并未参与此次紧急报告。

赵东晨认为，中国神华集团与中国国电集团纵向整合的核心意义在于，将双方在产业链的上游煤炭开采、运输和发电三个环节的优势资源有机整合，在电价形成中产生更大影响力。

但其他企业很难复制这一模式。

该《报告》称，燃煤电厂正面临全国性大范围的保供风险，提请发改委出手调控电煤价格，保证电煤供应。

华东某电厂的一位高层领导对界面新闻记者表示，其所在电厂由于机组大、效率高，2017年尚未亏本，但利润额已大幅减少。

截至2月6日，五大发电集团下属上市公司有四家公布2017年业绩预告。除大唐发电(3.810, -0.06, -1.55%)（601991.SH）外，其他三家净利润均为大幅下降。其中，华能国际(5.950, -0.11, -1.82%)（600011.SH）预计2017年净利润为23亿-14亿元，同比减少74%-84%；国电电力(2.990, -0.08, -2.61%)（600795.SH）预计净利润为18亿-23亿元，同比下降49.66%-60.6%；华电国际(3.550, -0.10, -2.74%)（600027.SH）预计净利润与去年相比减少27.8亿-31亿元，同比减少约83%-93%。

上述公司均指出，业绩下降的主要原因是2017年燃煤价格同比大幅上涨，导致煤机盈利能力严重下降。

与2012年前煤炭“黄金十年”时电企面临的单纯性成本压力不同，如今的火电行业还面临产能过剩的危机。

随着新增电力装机的不断扩大，2016年，全国火电装机容量10.5亿千瓦，设备平均利用小时4165小时，同比降低199小时，为1964年以来最低水平。2017年，受电力消费较快增长、水电发电量低速增长等因素影响，全国火电设备利用小时4209小时，同比有所提高，但仍低于往年平均水平。

高位运行了一整年的煤价，则为大部分煤企带来可观的年度业绩。Wind数据显示，截至1月底，29家已发布业绩预增公告的煤企中，净利润超过1亿元有25家，19家公司预计净利润增幅超过100%。

大同煤业(6.210, -0.39, -5.91%)（601001.SH）、潞安环能(12.010,-0.69, -5.43%)（601699.SH）、陕西煤业(8.650, -0.46, -5.05%)（601225.SH）、冀中能源(5.750, -0.24, -4.01%)（000937.SZ）等多家煤企，预计净利润的同比增长都在200%以上。

雪上加霜的运力

和往年不同的是，铁路运力紧张成为此次影响国内煤价和供应的主要因素之一。

“去年的煤电矛盾是由煤炭供应紧缺造成，现阶段的主要原因在于运输和需求。”一德期货煤炭分析师关大利对界面新闻记者表示，今年的公路运输受到较大压制，铁路运输瓶颈比较明显，整体煤炭运输受限制比较大。

交通部门表示，进入2018年1月下旬，铁路运力从前期的港口方面向“两湖一江”地区倾斜，但随着需求的持续旺盛，火运“一车难求”局面逐步蔓延，形成大范围的运力紧张局面。

2017年2月，环保部印发《京津冀及周边地区2017年大气污染防治工作方案》，要求天津港(9.890, -0.30, -2.94%)7月底前不再接收柴油货车运输的煤炭；9月底前，天津、河北及环渤海所有港口全面禁止接收柴油货车运输的煤炭。

煤炭汽车运输方式受限，需求转向铁路运输，铁路运输异常紧张。山西省孝义铁路局的一位工作人员曾对界面新闻记者表示，近期车皮紧缺尤其严重。“煤炭上站台十来天，也没等到车皮的，太正常了。”该人士说。

在2017年11月底的全国煤炭交易大会上，中国铁路总公司货运部主任赵峻表示，煤炭主产地的惯用通道运力偏紧，虽然铁路部门已购置车辆，但在高峰期敞车仍有较大缺口。

“在去产能的大背景下，很多低效产能被退出，导致产量下降，造成此波煤价上涨。”华创证券能源电力分析师王秀强对界面新闻记者表示。去产能也间接加剧了运力的紧张。

因为随着去产能的推进，东北、华中、西南地区小煤矿大量关闭退出，煤炭产能逐渐向晋陕蒙宁四省（区）集中，煤炭跨区调运规模持续扩大，煤炭采购平均运距增加，物流成本也相应增加，铁路运力短缺矛盾突出。

赵峻预计，仅晋、陕、内蒙古三地，2018年新增铁路外运需求将超1亿吨，目前山西铁路外运的主要固定通道运输能力已趋近饱和。

上述四大发电集团在《报告》中称，目前在发电厂跨区调运煤炭采购成本中，物流成本的占比高达50%。

长协机制生变

与此同时，2018年煤炭中长期合同（下称长协）的分配方式发生了变化。

四大发电集团在《报告》中称，从2018年电煤订货情况看，各发电集团的年度长协合同比例大幅下降，预计全年综合煤价比2017年还要上涨不少。

中国煤炭网则发文称，2018年市场上的长协煤合同总量并没有减少。只是在长协合同量的分配上，浙电、粤电、上电等其他地方国有电力企业，与四大央企电力集团享受同等待遇。

这意味着，央企电力集团（如五大发电集团）不再享受优先保供和高比例供应的待遇，与地方国有电企“平起平坐”，这将减少央企电力集团到手的长协煤量。

上述华东电厂的高层也向界面新闻记者证实了这一消息。

“煤炭长协的总量可能在增加，与之相对应‘市场煤’的采购量反而可能会减少。”他说。

煤炭长协，又称“重点电煤合同”，是发改委为应对煤价快速变动，牵头煤炭、发电行业签订购销合同，以协商一致的价格，煤炭企业向电力公司保供一定数额的煤炭。在次轮煤价上涨周期中，长协煤价大大低于市场价。

王秀强认为，发改委推进的煤炭长协兼顾了煤、电双方的利益，保障了发电企业煤炭供应的稳定性，以及市场波动性很大的煤炭行业利益。

工银国际原材料行业总分析师赵东晨也肯定了煤炭长协的积极意义。但他指出，该机制会导致煤炭供需之间的对比，集中在剩余30%左右的市场定价部分体现，对于市场价格的波动在客观上有放大效应。

针对煤炭企业的长协履行率，电企和煤企看法不一。

电力企业称，目前市场煤价高位运行，煤炭企业长协的履行率不高，由此导致电煤紧缺。

内蒙古伊泰煤炭股份有限公司一位副总经理对界面新闻记者表示，近几年煤企的长协履约率都不错，签订长协的积极性很高，且都优先保供五大发电集团。

一位不愿具名的煤炭行业从业者对界面新闻记者称，现阶段造成煤电矛盾的原因之一是，电力企业在面对低温天气，日耗处于高位，但仍不积极采购，存在等待煤炭企业让利、“再等等就能靠政策和市场调节买到低价煤”的心理。

如今，发改委的调控仍在继续。

2月4日，秦皇岛港务局召开了关于传达国家发改委稳定价格的会议，秦港股份(5.180, -0.20, -3.72%)公司董事长曹子玉称，发改委作出销售、采购的煤炭不允许超过750元/吨的指示。各采购单位在采购期间一旦发现有超过该价格的煤炭，需通过秦皇岛港口反应给发改委，发改委将约谈该单位，同时控制运力。