爱华网文/张波 进入4月份以来，在煤炭行业传统的淡季，煤炭价格并没有出现相应的下降，呈现出淡季不淡的局面。市场普遍预计，煤炭价格将在2008年整体呈现出完全强势格局。目前来看，中转地秦皇岛煤价大幅度反弹接近历史高点。5月5日，中转地秦皇岛大同优混(发热量6000大卡，下同)价格为670元/吨，较上期上涨15元/吨，山西优混(5500大卡)价格为620元/吨，较上期上涨15元/吨，山西大混(5000大卡)价格为545元，较上期上涨10元/吨。各煤种价格接近2月份的年内高点。 此前，中国电力企业联合会披露，一季度电煤价格继续处于高位上涨。在2007年全国电煤价格平均上涨35元-40元/吨、涨幅超过10%的基础上，2008年的煤炭产运需衔接会签订的电煤合同平均价格，再次上涨35元-45元/吨，部分地区甚至超过70元/吨。 在山西、陕西、河南、山东、四川、安徽、江苏、辽宁、内蒙古、河北、甘肃、贵州、湖南和云南等省区，各电力企业都接到煤炭企业书面或口头的通知，要求在合同规定的基础上，继续上调电煤价格。根据中电联统计，煤炭企业要求涨价基本都在30元-50元之间，甚至更高。2007年以来，平均电煤价格累计涨幅已经超过100元/吨以上。 煤炭价格从来没有这么紧俏过！这让煤炭行业很是滋润，而下游的电力部门叫苦连天。近期，国内煤炭价格持续上涨，下游行业尤其是电力企业的成本不断增加，而电价管制使得电力企业只能自己承受上升的成本，发电企业一季度业绩“哀鸿一片”。根据中电联的报告，今年1-2月份，电力行业利润总额同比下降55.85%，火电企业利润仅为25.49亿元，同比下降75.39%。 煤价上涨的三大原因 我国煤炭价格从2006年开始逐步放开，供给和需求的变化直接决定着价格的波动。近两年来，煤炭需求量的不断增长，导致煤炭供应相对紧缺，是煤炭价格不断攀升的关键因素。 从供给方面看，我国煤炭产量始终保持较快增长。根据煤炭工业协会的统计，2007年我国原煤产量达到25.36亿吨，同比增长超过8%；近5年来，我国年均煤炭产量增长都在2亿吨左右。 尽管煤炭生产增速较快，但需求方面更加快速的增长导致供给相对不足。这是煤价居高不下的第一个原因。据国家统计局数据，今年一季度，全国规模以上企业原煤产量为5.69亿吨，同比增长14.6%；而3月末全社会煤炭库存为1.44亿吨，同比下降3.6%。 从主要耗煤行业看，今年一季度，电力行业耗煤3.77亿吨，增长12.9%；钢铁行业耗煤1.03亿吨，增长4.7%；建材行业耗煤6100万吨，下降1%；化工行业耗煤3300万吨，增长6.6%。 高耗能行业的高速发展更加大了对煤炭和电力的需求，并最终导致对煤炭的需求大增。 2007年，我国新增火电装机容量8158.35万千瓦，预计将增加煤炭需求1.5亿吨以上。同年，全国水泥产量同比增长9.68%，钢铁产量同比增长15.7%，均超过煤炭产量的增幅。全国各地相继上马的煤化工项目，将进一步抬高对煤炭的需求。 必须认识到的是，我国煤炭需求的持续增长与资源价格偏低是分不开的。较低的能源价格促成了我国产品的竞争力，但也引发了对资源的不合理需求，并出现了能源浪费、过度投资等一系列问题。这是煤价上升的第二个原因。 当前，国际能源价格不断攀升，国际油价站上120美元/桶，澳大利亚BJ煤价格再次冲击130美元/吨，都给国内煤炭价格上涨带来“动力”。 实际上，政府对于煤炭价格的控制在2002年才得以解除。然而，在随后几年的煤电联动协议当中，煤炭价格仍然受到多方压制，煤炭价格也一直远低于国外同期价格水平。 放眼全球煤炭行业，国内的煤炭价格仍然远低于同期国际市场价格，行业受压制情况明显。但即使是上涨后的煤价，与国际煤价相比也有很大差距。“动力煤差价在140-150元/吨，焦煤最大差价甚至于达到1000元/吨。”有专家分析认为，国内外的价差必然导致我国进口煤的积极性下降，从而增加了对国内煤炭的需求量，进一步推涨国内煤价。 在中国煤炭信息网公布的一份统计数据来看，4月24日，澳大利亚BJ现货价格(发热量5500大卡)为124.65美元/吨，较上期下降0.45美元/吨。与同等发热量(5500大卡)的山西优混秦皇岛港口平仓价615元/吨相比，澳煤BJ价格较国内高出258元/吨。
煤价这一轮持续高位运行和去年以来小煤矿的大批关停有关，这些被关停的小煤矿所空缺的产能没有转移到大煤矿，一时间大煤矿也没有时间加大开采力度。此外，在电力新建装机大幅增加的情况下，煤炭产量和铁路运力没能同步增加，造成煤炭供应偏紧和铁路运力严重不足。这是煤价高涨的第三个原因。 火电叫苦连天 相对与火电行业的叫苦连天，煤炭行业确实活得滋润。从煤炭上市公司的第一季度报告来看，一季度煤炭上市公司的净利润同比增速达到了65%，煤炭上市公司的营业利润率环比全部上涨。 更为严重的事，据国家电监会近日披露的数据，京津唐等地电煤库存已低于警戒线。数据显示，我国大型发电厂电煤库存较上月再降10.7%——截至5月18日，全国10万千瓦及以上燃煤电厂的煤炭库存已降至4171万吨，而之前截至4月20日的煤炭库存为4669万吨。 从地区分布来看，煤炭库存低于警戒线(7天)的地区有：京津唐(6.9天)、蒙东(6.4天)、河北(5.5天)、湖南(5天)、安徽(2.8天)。四川省10万千瓦及以上燃煤电厂的电煤库存106.9万吨，约可用9天。 在煤电价格联动暂时无望的情况下，火力发电企业面临的不仅仅是导致的利润亏损，更为关键的是2008年全国发电设备平均利用小时数持续下降，发电市场的竞争将进一步加剧，缺电情况下掩盖的矛盾和问题将进一步显现。 5月6日再度传出五大电力集团一季度全部亏损的消息。自去年冬天电煤价格快速攀升以来，其一步步挤压着火力发电企业的利润，以五大电力集团为首的电企多次吁请政府，尽快实施第三次煤电联动。 在6日电监会召开的内部座谈会上，电力企业均声称：“如果煤电再不联动，电力企业将无法生存。”临近夏季用电高峰，电力行业要求煤电联动的呼声日渐高涨。此前的4月21日，在煤炭产运需形势调研分析会上煤炭供需各方争论激烈，国家发改委召集电监会、部分煤炭和电力企业及相关行业协会，着重研究电煤库存紧张、煤炭价格疯涨等问题。 1-2月份，电力行业利润总额由去年同期的216.10亿元下降到95.41亿元，同比下降55.85%，低于煤炭行业利润增速，其中，火电企业利润仅为25.49亿元，同比下降了75.39%。 据了解，受电煤成本上涨等因素影响，华能集团一季度利润水平与去年相比大幅度下降，一季度集团发电主业亏损0.8亿元；大唐集团出现5年来首次整体性亏损，燃煤成本上涨23亿元；国电集团一季度亏损8.24亿元；华电集团一季度亏损达8.13亿元 “受灾害、电煤价格持续高位、清洁环保上网电价增加、企业财务费用和利息支出增长等因素影响，电力行业利润下滑十分明显。”中国电力企业联合会秘书长王永干接受记者采访时表示，电力供应业要消化脱硫上网电价、优先安排清洁电力和大机组发电带来的上网电价增加等因素，利润也下降了37.63%。 国泰君安电力行业分析师姚伟认为，火电业绩政策性拐点已然临近，无论从哪个盈利指标来看，今年一季度火电行业业绩都已到了近年来的低谷。他认为，火电上市公司主营业务收入较5年前增长近4倍，但净利润仅为5年前一半。行业景气度的最重要指标之一的毛利率下降了约12.4%。 目前的最大问题在于，大量中小电厂由于煤炭价格过高、银行贷款难度上升，导致资金链紧张。这种状态持续下去，将可能导致越来越多的小机组经营困难，可能被迫减少发电量或关停；夏季用电高峰到来时，局部地区电网由于电源结构不合理，或过于依赖大机组也可能会出现问题。 行政管制煤价可行否？ “煤炭价格管是管不住的。”煤炭工业协会一位老专家表示，在国际能源价格普涨大涨的情况下，通过非市场方式限制国内煤炭价格并非良策。据了解，今年一季度中煤和神华两在集团，电煤的合同兑现率都超过了100%，其中中煤集团电煤合同兑现率达到118%，神华集团电煤合同兑现率达到148%。 对此，一位业内人士指出，煤价上涨之势很难阻挡，国内煤炭央企主要就是中煤和神华，其产量只占全国的15%，对全国价格的影响力有限。 平安证券煤炭行业研究员陈亮则分析指出，从市场情况来看，目前上述两家央企在煤价上似乎已经有所让步(与市场差价约200元/吨)，但全国煤价上涨的势头并没因此减弱。 实际上，在目前国内煤炭市场供需偏紧的情况下，业内普遍认为今后煤价还会‘小步慢走’地上涨。 据统计，今年以来经过几次价格上调，焦煤已由去年底的870元/吨左右调整到目前的1350元/吨左右，上调幅度达到52%；动力煤由去年底的540元/吨左右调整到750元/吨左右，上调幅度也达到37%左右。 业内人士指出，从根本上讲，煤电联动是解决当前煤炭与电力企业之间矛盾的治本之法，但由于CPI过高，所以短期内不太可能实施。受各方利益影响，短期内煤炭企业与电力企业联合的可能性并不大。在这种情况下，“下游电力企业所呼吁的煤电联动的举动，更像是向中央政府要政策补贴或‘逼迫’国家控制煤价。”一位业内人士分析说， 对此，有分析师表示出担忧。有分析师认为，中国神华（爱股,行情,资讯）以及其他煤炭企业所面临的最大风险之一就是中国政府将会采取措施直接或间接稳定煤炭价格。 但是，从上述情况分析来看，政府直接干预煤炭价格的可能性并不大，更倾向于通过其他手段调节煤炭企业与火电企业之间的价格矛盾。与此同时，在煤炭市场价格普涨的大趋势下，中煤、神华等央企还可以通过新增合同走现货交易，以及其他增加现货交易比例的方法获利。 如何化解 分析人士指出，电煤问题是影响电力工业运行和经营的最主要问题，并且矛盾已经非常突出，如果不能很好地得到解决，可能会产生更大的问题。很多人呼吁，迫切需要政府采取更有针对性的措施加以解决，哪怕是短期的权宜之计，以缓解电企经营压力。 如何化解电煤矛盾，从而保证电力供应的平稳运行？有分析人士认为，从长远看，应鼓励电力和煤炭企业的重组联营；从近期看，则应加大政府对电力行业宏观调控的力度。 国务院发展研究中心产业部研究员钱平凡指出，应鼓励电力和煤炭企业的重组、联营和多元化发展。由于大型煤炭企业和电力集团都是国有企业，按照国外能源市场化发展的经验，许多电力企业本身就是集煤炭、电力生产和运营于一体的能源公司。 从近期看，化解电煤矛盾还要寄希望于政府加大对电煤的保障力度，做到“可控、可调、监管、服务”。 可控就是在电力企业经济效益急剧下滑、煤炭企业利润大幅上升的状况下，坚决采取行政、法律和经济手段，加强对煤炭价格管理，严禁提价的限价政策措施；可调就是在煤价过快上涨、行业经营情况整体恶化的情况下，电力价格也应该并可以进行适当的调整，在近期物价上涨压力较大、煤电联动比较困难的情况下，建议国家把集中调控改为电煤价格分散疏导，发改委应提出严格的疏导电价的原则和要求，各省根据省内电力企业亏损和电煤价格上涨的现实情况，有差别地进行适当的价格疏导，或进行适当的政府补贴，在尽量不增加社会负担的情况下维持企业基本的正常经营；监管就是要加强对年初已经签订的供应合同执行情况进行检查，确保按签约合同的量、价供货，提高合同的兑现率。
