煤价下调杯水车薪电企止亏艰难-北极星火力发电网

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海运煤炭网公布的最新一期环渤海发热量为5500大卡的动力煤均价为828元/吨，跌幅从前一报告周期的2元/吨收窄至1元/吨。至此，环渤海动力煤均价已连续7周下跌，累计下跌了15元/吨，跌幅为1.78%。煤炭是发电企业的主要原料，也是发电企业的主要成本来源，它的下跌可以减少发电企业的生产成本，但是综合来看，连续7周的价格下跌对电力企业的止亏终究也仅仅是杯水车薪。

动力煤炭价格因何下跌

为何动力煤价格连续七周下跌呢?中国煤炭运销协会市场观察员李朝林告诉记者：“这主要是由于机组没有正常运行、电厂存煤多、煤炭价格高，电力企业为减少发电成本而减少发电量导致的。6月份以来，南方降雨充足，国内多数地区也突然由旱转涝，各地水库蓄水充分，使得水力发电得到提升，补充了电力需求。加上各地因降雨而气温不高，空调负荷没有上去，使得火电出力减少，同时水电出力多，一定程度抑制了煤炭需求。这些都是煤炭价格下降的原因。”中商流通生产力促进中心煤炭分析师李廷说：“进口煤炭补充也是煤炭价格下降的原因之一，特别是补充了华东、东南沿海的煤炭市场。另外，经济放缓是一个原因。”年初，产煤大国澳大利亚发生洪灾，煤炭大幅减产，严重波及全球的煤炭供给市场，一度使得全球煤炭价格上涨，同时也导致了国内煤炭进口大幅下降，拉高了国内煤炭价格。数据显示，上半年进口煤炭7049万吨，同比下降11.8%。净进口煤炭6174万吨，同比下降11.5%。在煤炭进口量持续增加的情况下，国际煤价并没有出现明显上涨，而是持续窄幅振荡，这对于未来几个月我国煤炭进口量继续保持较高水平至关重要，从而使国内煤市预期发生了一定变化，在一定程度上对煤炭价格起到了抑制作用。

本轮煤价下降对电力企业分区域影响

在火电的发电成本结构中，50%以上为煤炭燃料成本。煤炭价格的波动变化将对发电企业的经营状况产生直接影响。近期电厂存煤充足，电煤需求处于稳中趋弱的态势，同时随着市场煤价的回落，电煤价格面临较大下调压力，企业经营压力暂时略得缓解。

在问及煤炭价格下降对电力企业的影响时，李朝林说：“煤炭价格下跌对发电企业有很多好处，如缓解用电紧张，增加开机率等，而最大的好处是减少了直接成本。”分析师李廷补充：“但是这也是分区域的，8月15日，秦皇岛港煤炭库存下降27.56万吨至747.24万吨，环比跌幅3.56%。8月12日，广州港煤炭库存下降9.83万吨至241.09万吨，环比跌幅3.92%。煤炭价格降低主要是指以海运为主的煤碳价格，以运往华东地区的电煤为主，煤炭价格大概下降约为4%左右，这4%看似是不多，而实质上的影响并不小，因为这小小的4%的直接结果是每发1千瓦时电，可以降低1分钱的发电成本，一亿千瓦时电就可以减少一百万的成本。而对于坑口主产区，煤价则没什么影响，8月15日，山西大同6000大卡动力煤车板价735元/吨，山西朔州5200大卡动力煤车板价585元/吨，均与上周持平。华中地区，湖南湖北煤炭价格变动更是微乎其微。”在这个问题上，李朝林表示：“最近几个月来，由于煤炭市场供应偏紧，山西中南部地区电煤的铁路车板交易价格整体上呈小幅度上涨态势，基本上没有听说降价的情况。

一些煤炭合同的交易价格往往低于实际交易价格。山西省煤炭产品的车板含税交易价格要么是平稳运行，要么是呈上涨的态势，反正没有出现煤炭价格下滑的情况。”这就意味着在全国范围内，大部分地区的电力企业没有感受到煤炭价格下跌的“春风”。然而在8月10日左右，已经有研究报告指出沿海6大发电厂存煤量减少，这就为发电企业增加煤炭需求埋下伏笔。一旦供需倾斜，煤炭价格就会上升，那么刚刚被缓解的这点有限范围内的亏损会不会再次折进去也就成了未知数。

动力煤未来走势如何

李朝林表示：“未来动力煤价格肯定是会上涨的，但是涨幅不大。”李廷则表示：“煤炭价格近期相对平稳，而冬季用煤高峰期马上就要到来，煤炭冬储提前必然是煤炭价格回调的动力之一，而大秦线铁路9月下旬检修，煤炭的运输减缓也会导致煤炭价格回调。”据华宝证券的研究报告显示，曾连续数周维持在17天以上的沿海六大发电集团的存煤出现骤降，其中粤电8月5日当周降幅高达23.44%，存煤降至10天左右，接近电厂库存的预警线。同时环渤海动力煤价格指数以及中国沿海散货运价格指数的跌幅也呈现放缓的趋势，这也成为动力煤价可能出现拐点的诱因。而一旦动力煤的价格出现拐点，东南地区的火电企业发电成本再次上升也将成为板上必然的事实了。

煤电“跷跷板”何时平衡

短期的煤炭价格下跌，在一定程度上缩小了发电企业的成本。而从长远上看，造成今天的局面并非是表面的波动可以解决问题的，“市场煤，计划电”的本质不变，煤电这对常年存在的矛盾是不可能得到根本改善的。如何处理这对矛盾，目前关注度最高的莫过于煤电一体化和煤电联动。

煤电一体化经营主要由煤电企业联营和煤电企业合并重组组成，其实质是通过煤电统一核算，减少交易成本，用煤炭的盈利弥补电力的亏损，抑制煤价大幅波动对电价的影响，缓解市场煤价对计划电价带来的冲击。煤电一体化在国内备受关注，也成为许多电力企业的共同选择。为生产足够的煤炭产能，各电力集团纷纷跑马圈地，积极发展煤炭产业。但这也面临一个问题，就是煤、电两个行业虽然密切相关，但毕竟是两个行业，所谓隔行如隔山。使用何种经营模式才能真正发挥煤电联营的优势，如何回避煤炭市场价格波动带来的经营风险降低损失，如何在经营过程中避免煤炭市场价格波动所带来的价格风险，都是在推进煤电一体化的过程中需要进一步探索并逐步解决的问题。李朝林说：“煤电一体化主要是由于国家政策的鼓励，而如果没有利益分配的不均也不需要一体化，煤炭利润高，电力企业相对弱势，搞煤电一体化可以适当补贴发电厂的直接成本。也可以把煤炭的高利润适当地向电力企业转移。煤炭价格如果一直下跌，电力企业则没有必要搞煤电一体化。”煤电价格联动可以在一定程度上和一定时间内缓解电煤供应量与电煤价格之间的矛盾，调整供需关系为稳定电价、保障工业正常运行提供帮助。但是煤电联动机制也有一个不可回避的问题，就是煤电互动可能造成双向增长，煤价上涨引发电价上涨，电价上涨再诱发煤炭价格上涨。因此，作为两种重要的基础性能源，煤炭、电力价格这种螺旋式上升存在引发通货膨胀的风险。我国曾两次启动煤电联动机制又两次叫停，在2008年5月到6月间，电煤价格再次大幅度上涨，但由于当时CPI飙升，通货膨胀问题也有所凸显，以致呼声极高的第三次煤电联动也未能落地。

目前国内煤炭价格涨幅已超过10%，局部地区涨幅更大，电煤价格也随之连续走高，国内主要发电企业对于重启煤电联动的呼声越来越高，但在目前我国通货膨胀压力还没有有效缓解的情况下，煤电联动机制再次被搁浅，短期内卷土重来的希望比较渺茫。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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