神秘的2006年煤电联动

    虽然上市公司均表示未收到通知，近日关于下一轮煤电联动传言喧嚣尘上，上网火电厂电价调整幅度从13-25元/兆瓦时莫衷一是。我们根据已掌握的煤价数据，对即将进行的煤电联动做一测算；具体幅度可能在10－18元/兆瓦时之间；这一幅度同市场先前预测基本一致，6月初左右出台不至于给市场和IPP股价带来显著惊喜
　　 
　　我们计算本轮煤电联动主要使用以下两种方法：观察测算2005年煤电联动后煤价变化计算相应补偿，以及计算电力行业整体盈利情况推测合理补偿。前者是我们的主要依赖方法。
　　 
　　本次煤电联动覆盖区间是2005年5月之后到目前为止。在实际操作中有两种可能：第一种可能是简单考虑两个时间点的煤价差异；第二种可能是同时再考虑2005年合同价格上涨未得到当年煤电联动合理补偿的部分。按照去年发改委的测算方法，2005年煤电联动是建立在2005年电煤合同价格比2004年9月份上涨8％的假设基础上的，但实际合同电煤价格上涨可能10－15％之间；在提高资源价格鼓励节约社会的目标下，这2－7个百分点的差异也有可能被考虑在今年的煤电联动之中。
　　 
　　对于煤价的取样我们参考了发改委计算煤电联动的以往标准--大型煤炭企业和大型电力企业的合同交易价格。在考虑了2006年合同电煤价格上涨平均均5％（神华为15－20元/吨）的基础上，我们选取了三组煤价数据。（2004年9月如无月度价格，按照2004年3、4季度均值计算；选取2005年364g/Kwh作为基础煤耗）。
　　 
　　第一组是电力企业到厂煤价，我们认为这对发改委的总体电价测算最具有标竿意义。2005年5月至今煤价上涨约27元/吨，如果考虑上次煤电联动对于2005年合同价格上涨估计不充分，需要考虑联动的煤炭价格上涨为46元/吨。按照70％的补偿比例，如果只补偿2005年5月至今部分，含税上网电价上调10元/兆瓦时；如果弥补部分包括2005年合同价格上涨超过预测部分，电价调整可以达到17元/兆瓦时。
　　 
　　第二组是神华内销价格，神华内销中70％为沿海销售，30％销售给内蒙古、河北、东北和京津塘地区电厂，对东部地区电价调整有一定的参考意义。考虑与不考虑2005年合同上涨过高在内的电价调整幅度为11－17元/兆瓦时。最后一组是煤炭企业电煤出矿价格，这对内陆产煤省电价调整可能更具有指导意义。具体煤价走势请参见上文表1。电价调整幅度在10－20元/兆瓦时之间。以上数据较好的反映了去年以来煤价走势的变化--随着运输瓶颈的缓解，沿海地区煤价上涨相对和绝对幅度都低于内陆，中间环节受到挤压，利润从煤炭消费行业以及煤炭流通交易行业向煤炭生产企业流动估计本次内陆电价调整不会低于东部沿海；但是考虑到沿海地区经济较为发达，装机容量集中，全国电价调整水平将会届于东西部之间并更接近东部地区。
　　 
　　还有一种测算方法，即是依赖煤电联动使得电力行业利润率恢复到去年下半年电价调整实施、煤价相对稳定的水平上。从发电企业来看，2005年下半年第三和第四季度利润率水平都在12.8％，但是2006你那第一季度由于煤炭价格上涨和利用小时下降，行业利润率下降到8.3％。在这种情况下，电价提高在一季度平均319元/兆瓦时（含税）的基础上需要提高4.5%或者14元/兆瓦时（含税）；如果考虑到需要电价调整的火力发电占总电量的80％，火电上网电价需要提高18元/兆瓦时（含税）。但是，如果本次电价调整不考虑弥补由于利用率下降带来的利润率压力，实际调整幅度可能小于18元/兆瓦时（含税）的水平。
　　 
　　电价调整对于利润率低的IPP正面影响较大，我们覆盖公司中，内蒙华电敏感度最高，长江电力最低。但是有趣的是，敏感度高的公司往往同时受到其他成本因素甚至公司治理因素的影响，我们认为不应该盲目跟进。