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尴尬的煤电联营
但是在执行过程中,煤电联动却存在联动不及时和联动幅度不到位等问题,在煤价高企时电力企业时时陷入亏损困境。资料显示,2008-2011年,彼时的五大发电集团火电业务分别实现利润总额-400亿元、-63亿元、-137亿元、-312亿元,直到2012年煤炭价格下行,其火电业务才开始实现盈利。
2004年的煤电联动政策中,煤价涨幅的70%由电价来补偿,其余30%由发电企业通过降低成本来承担的规定也引起较大的争议,有分析认为这对电力企业降低成本、提高效率要求过高。在上述2012年底下发的《意见》中,对此做出了调整,当电煤价格波动幅度超过5%时,以年度为周期,相应调整上网电价,同时将电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%。
但是出于经济及社会影响的考量,煤电联动机制一直无法真正落实。2007年底,在谈及煤电价格联动话题时,国家发展和改革委员会价格司司长曹长庆曾指出:“电价的调整既要考虑煤炭成本上升的影响,也要考虑电力企业消化煤炭涨价的能力,还要考虑电力企业的发展等因素。另外,我们还要考虑整个工业企业的承受能力,居民家庭的承受能力,对价格总水平的影响等。”
3. 煤电套保
动力煤套期保值简单地说就是,现货市场上买进或卖出一定数量动力煤的同时,在期货市场上卖出或买进数量相等、方向相反的动力煤期货合约,以一个市场的盈利弥补另一个市场的亏损,达到规避价格波动的目的。
近两年来,随着供给侧结构性改革深入推进,煤电企业在积极配合去产能政策的同时,也在努力调整思路,主动进行创新,不断打造自身的核心竞争力。在经营思路创新上,金融衍生品工具为煤电行业的发展带来了积极的变化。
华东某大型电厂期货部门负责人谈及近几年在期货市场上套保的经验时说:“大型电厂参与期货套保具备体量大、接货能力强和资金充裕的优势。如果将套保作为一种电厂的采购渠道,那么就是帮助企业完成发电利润目标的一种安全保障。这项工作的关键是企业领导对套保的认可与支持,需要在期现一盘棋的角度下考虑。”
据悉,该企业每年将电煤采购总量的20%设为上限,开展套保。当期货多单赚钱时,说明煤价在上涨,意味着现货面临更多的亏损,不值得庆祝;当期货多单亏钱时,说明煤价在下跌,意味着现货采购成本下降,有更多的盈利,反倒值得高兴。带着这种先进的理念和务实的套保态度,当期货价格低于购买目标线后,他们即在20%的总量控制下买入套保。华东另外一家电厂则在日常工作中将动力煤买入套保看作是库存管理的一部分,即通过线上(期货)和线下(现货)的结合,灵活运用这种类似云采购的方式进行库存的科学管理。
不过就套保而言,国内企业还处在初级阶段。相比之下,欧洲著名能源企业RWE的套保之道值得学习借鉴。
从财报看德国电力RWE如何玩转套期保值
德国莱茵集团(RWE)成立于1898年,拥有能源、采矿及原材料、石油化工、环境服务、机械、电信和土木工程7个分部。为德国最大的能源供应商和国际先进的基础设施服务商。莱茵集团的构想是追求多元化公用事业,提出了欧洲能源市场的全新服务概念。莱茵集团是德国四大电力公司之一,在全球范围内拥有2000万客户甚至更多,是德国同时经营煤炭与核能基础设施的公司之一。
首先来看一下下面这张信息量很大的图,涵盖了RWE所有的套保头寸甚至套保均价:
1)套保年限
RWE的煤炭和核电部门的套保头寸从2017年一直套到2020年。相比之下,国内最多只能套一年,而且黑色化工等还只能套159,而且除了主力合约,远月合约流动性也堪忧,如果量大远月还不是你想套就能套上)。
没错,老外就是今年到三年后的头寸都做套保,而且告诉你总共多少量要保,现在保了多少比例了(2017,2018和2019年都保值了超过90%的计划,2020年超过70%)。但隔得近的年份多套些,隔得远的年份少套些,随着时间的推进,慢慢的移仓,慢慢的加大较远年份的套保比例直到完成总计划套保的比例,也起到了平滑套保成本的效果。
2)直接和间接套保
上图深蓝色的柱子代表直接套保,表示电力就用电力期货或掉期来保值;浅蓝色的柱子代表间接套保,表明电力可能用发电的原料-煤炭按照生产比例或热值守恒来套保。间接套保有一定的基差风险,所以比例较小,但有时候可能有流动性方面的考虑,间接套保效果更好。
3)价差套保(下半张图)
对于电厂来说就是原料端买入煤炭或者天然气的同时在成品端卖出电力,对应钢厂就是买矿石焦炭卖出钢材。但国内就要一条腿一条腿自己凑。
由此可见,在玩转套保的道路上,国内的电企和国际先进水平相比,还有着相当大的差距,远非一日之功。
博弈终非长远,双赢才是追求
煤电博弈不应是你赢我输的零和博弈,“双赢”才是最佳选择。而从目前来看,矛盾的主要方面还在发电企业这一头——市场煤,计划电的结构性矛盾并未根本改变。
为了达到这种双赢,近年来,在电价改革方面的政策可谓不遗余力。近三年来,输配电价改革的顶层设计涵盖了跨省跨区专项工程、区域电网、省级电网、地方电网和增量配电网等输配电各个环节、全部领域,初步建立了电网企业激励约束机制。
但相比而言,发电企业的市场意识还有待提高、改革意识更要加强。唯有通过电力改革的方式,顺势而为,提高自己的竞争力和盈利能力,才能求生存谋发展。否则优胜劣汰,大浪淘沙,撑不住的电企就得出局。
总而言之,电价市场化是大势所趋。但是,在当前市场不够成熟、规则尚不健全、电力交易市场还未建立的情况下,放开上网电价可能导致价格非正常波动,影响电力系统安全运行,不利于经济社会发展。
因此,应该结合当前实际情况,通过分步骤、分阶段、按次序,采取两部制、市场电价试点和建立完全交易市场等途径,逐步增加电力用户和发电企业的选择权,一步步提高电力市场化程度,最终使电力企业不再因煤炭价格的大幅波动而陷入困境。
参考文章
1. 用历史推演未来,动力煤的下行之路如何走?易芳,2018
2. 度电成本——如何测算火电厂的发电成本?北极星电力网,2017
3. 简述“上网电价(标杆电价)”的前世今生:北极星电力网,2018
4. 追本溯源,从寻煤炭定价机制、先行指标到形形色色的煤价,中债资信,2017
5. 煤电联营:市场经济40年,煤炭价格还是双轨制?改!能源杂志,2018
6. 市值风云——40张图表详细解读煤炭行业周期拐点:常山,2018
7. 世界电力报告&中国电力报告:2018
8. 缘何2018年煤炭市场“旺季不旺、淡季不淡”?谭亚敏,2018
9. 动力煤——漫漫熊途何时休,振翅破茧看需求:东海期货,2018
10. 从财报看德国电力RWE如何玩转套期保值,老马识途,2017
11. 煤电博弈何时才能双赢?证券时报,2018
12. 中国上网电价机制改革研究:胡军峰、南珂,2018
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