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煤價連跌10個月 上網電價下調呼聲漸高
迎峰度夏，全國日發電量屢創新高，可電煤價格仍然沒有抬頭跡象。去年9月以來，國內煤炭價格已經連續下跌10個月，早已跌破發改委年初設定的5%煤電價格聯動預警線，呼籲有關部門下調上網電價的聲音漸高。煤價狂跌，電價何去何從？煤電聯營又是企業規避風險的有效途徑嗎？煤價連跌10個月，與煤價聯動的電價是否該跟上腳步？三伏天，大范圍的極端酷熱天氣導致全國用電量迅速激增。國傢電力調控中心數據顯示，7月24日至25日，全國日發電量兩次刷新歷史紀錄，其中7月25日達到168.67億千瓦時，華北、華東、華中3個區域電網均創歷史新高。但酷暑天氣也未能令煤炭價格“解凍”，環渤海動力煤價格繼續維持下行，且跌幅再度擴大，國內煤市仍陷“寒冬”。7月31日海運煤炭網指數中心發佈的環渤海動力煤價格指數顯示：5500大卡動力煤的綜合平均價格報收570元/噸，比上周又下降瞭8元/噸，比年初的633元/噸已經下降63元/噸，降幅接近10%。分析價格下滑的原因，除瞭受國內煤炭需求放緩的影響外，還有國際煤炭市場供給過剩的原因。中國煤炭工業協會認為，國際煤炭市場供需嚴重失衡，價格持續大幅下跌，進口煤大量湧入我國，進一步加劇瞭國內煤炭市場供大於求局面，推動價格不斷下滑。此前還有人寄望於迎峰度夏電煤消費高峰帶動電煤價格反彈，如今也希望落空瞭。7月以來，國內主力電廠存煤可用天數仍然高居20天左右，未來放量采購可能性不大。煤炭市場的大逆轉，也帶來瞭煤炭、電力兩個行業的“大變臉”。從前“閉著眼睛都能掙錢”的煤炭行業出現瞭大面積虧損，上半年規模以上煤炭企業利潤同比下降43.9%，虧損企業虧損額198.58億元，同比增長134.6%。黑龍江、吉林、重慶、四川、雲南、安徽等6個省市出現煤炭全行業虧損，有的煤炭企業已經出現瞭貸款發工資和延遲發放工資的現象。而經歷瞭多年虧損的火電行業卻開始扭虧為盈。2011年的兩次電價上調和去年開始的煤價下降，已經令2012年火電業績大幅增長。業內人士介紹，電煤在火電成本中至少占七成，2013年火電企業還是會延續利潤大增的趨勢。近期已有多傢上市電力企業預告上半年凈利潤翻番，如桂冠電力(600236,股吧)增長5.2倍，大連熱電(600719,股吧)增長3.97倍，粵電力A增長3.96倍。市場價格、企業盈利都發生瞭巨變，那“計劃電”是否應當跟上市場的腳步呢？去年12月25日，國務院出臺“深化電煤市場化改革的指導意見”中規定：當電煤價格波動幅度超過5%時，以年度為周期，相應調整上網電價，同時將電力企業消納煤價波動的比例由30%調整為10%。如今煤炭價格與年初相比，跌幅已經接近10%，已經遠遠超出煤電價格聯動政策中5%的上限。鑒於政策中提到的“以年度為周期”，業內不少人認為，最遲明年1月有關部門將下調上網電價。火電行業存在許多影響盈利的不利因素，電價調整時機未到？不少煤炭行業人士認為，下調電價可以促電力消費，幫助煤炭從“去庫存”轉向“補庫存”，度過困局。也有不少學者認為，下調電價有利於降低工業生產成本，有助於緩解許多產業的困難局面。但中國電力企業聯合會認為，下調上網電價時機未到。中電聯副秘書長歐陽昌裕說，雖然火電行業從過去嚴重虧損轉變為當期盈利，但仍然存在許多影響盈利的不利因素。受全社會用電需求增長下行影響，火電設備利用小時下降，企業邊際利潤在下降。上半年水電、風電出力較大，設備利用小時數均有較大增長，唯獨火電發電量低速增長，設備利用小時同比下降83小時。去年開始的全面脫硝等環保改造工作需要較大投資，國傢出臺的補貼電價遠不能抵消成本的增加。而因往年煤電聯動價格遠沒到位，火電企業歷史欠賬較多，五大發電集團負債率均在80%以上，遠高於國資委預警線。此外，各地煤價變化情況相異，不少省份出臺幹預價格的“煤電互保”政策，甚至部分地區煤炭企業上調煤價，例如龍煤集團就要求煤價較去年底價格再上漲90元/噸。火電企業實際享受到的到場煤價下降幅度差異較大。綜合以上因素，中電聯建議國傢暫不宜下調電價，給火電企業一個休生養息的機會，以恢復火電行業的可持續發展能力。“其實，電價從來都不是一個簡單的成本問題，而是牽涉到經濟增速、經濟結構調整、節能減排、能源消費總量等諸多宏觀問題。”歐陽昌裕說。他介紹，上半年的經濟發展數據已經顯示，我國的結構調整出現積極變化，其中高耗能產業開始“減速”，高技術產業不斷“加速”尤為顯著。“如果現在下調上網電價甚至終端電價，很可能誘發高耗能產業的反彈。”歐陽昌裕認為，當前仍要加快推進電價機制改革，讓電價真正成為體現燃煤成本、環境成本、資源稀缺程度的指標。針對今年清潔能源快速發展的勢頭，國傢還應當抓緊研究水電價格形成機制，尤其是研究雲南、四川、湖南等水電大省的火電價格形成機制。煤電聯營可規避企業風險，但這符合改革方向嗎？市場驚天大逆轉，企業該如何規避風險？中國煤炭工業協會副會長薑智敏認為，企業依靠政府出臺“煤電互保”政策是行不通的，因為這是煤炭價格市場化的倒退。“不該走回頭路，政府的手應當從價格幹預中抽離出來，轉而在清理稅費、建立退出機制等方面多做文章，促進煤炭行業產業升級。”其實，在煤炭和電力行業中，有一種趨勢沒有變，那就是煤電聯營。前一階段煤價飆升，電廠虧損，煤電聯營成為電廠擺脫窘境的途徑之一；如今煤企虧損，電廠扭虧為盈，煤電聯營又成為煤企減虧的選擇。6月20日，山西潞安集團與格盟國際能源有限公司煤電聯營合作協議簽字儀式在太原舉行，這是繼同煤集團重組漳澤電力(000767,股吧)、煤銷集團與國際電力合並重組為晉能集團之後，產煤大省山西第三個大型煤電聯營合作項目。中國華能集團副總經理胡建民介紹，為瞭提高盈利能力，該公司進軍煤炭板塊，目前煤炭自給率已經超過20%。盡管當前煤炭行業不景氣，但如果有合適的機會，華能還是會爭取有協同效益、有競爭力的煤炭資源。薑智敏說，煤炭和電力兩個產業依賴性高，互補性強，協同發展條件好，煤電一體化可以實現自我調節，規避市場風險。早在2011年電力行業尚處困境時，大同煤炭集團就收購瞭漳澤電力47.36%股份，成為漳澤電力控股股東。同煤董事長張有喜當時曾表示，電廠不可能永遠虧損，趁低抄底正是進軍電力板塊的有利時機。而兩年多的發展經歷也表明，參股漳澤電力，為同煤電力板塊充實力量，為煤電一體化發展打好瞭基礎。截至目前，我國主要煤炭、電力企業幾乎都涉足瞭煤電聯營，出現瞭多種聯營模式：煤炭企業控股和建設電站的“神華模式”、煤炭企業興建電站的“山西焦煤模式”、電力企業興辦煤礦的“魯能模式”，以及煤電合一、統一經營、電力集團集中控股的“華能伊敏模式”等。由於我國運力資源短缺，大型發電集團和煤炭企業還加快瞭對鐵路、港口和航運的投資，進一步打造煤電運一體化產業鏈。但也有專傢認為，在“市場煤”和“計劃電”的大背景下，煤電聯營也隻能是治標不治本，甚至可能醞釀新的矛盾。廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強說，煤電聯營是“市場煤”與“計劃電”背景下緩解煤電價格矛盾的權宜之舉，並不能真正消減價格與價值背離造成的社會性損失。中國國際經濟交流中心特邀研究員范必說，全面推行煤電聯營有可能催生出若幹個占據煤、運、電整個行業鏈條的特大型能源集團，容易形成新的壟斷，對正在推進的煤炭、運力、電力行業市場化改革構成阻力。此外，煤炭開采和火力發電都屬於資金需求大、專業技術性強的行業，在不少聯營項目中，許多企業都是初次涉足彼此行業，且多為被動進入，多元化風險不容忽視。有的發電企業大規模進入大型煤化工項目，已經開始面臨技術和市場的雙重風險。薑智敏提醒，無論市場煤、電勢頭孰高孰低，煤電聯營都應該是資本聯合、專業化經營，雙方按照股比，定期分紅或補充資本金。
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