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集成期货煤炭行业研究员邓舜认为,从近一段时间港口煤价来看,前期虚涨的部分已开始回调。不过,目前电厂库存偏低,缺少压价的话语权。4月正式进入煤炭消费淡季后,煤价仍有一定的支撑,不具备大跌的可能性,价格趋稳或小幅下跌的可能性较大。
“从目前的现状来看,主产地在安全、环保检查的制约之下短期内煤炭产量增幅仍然有限,预计3月底之前煤价将难以下跌。四月份以后随着主产地开工率逐步提升,加之沿海电厂进入检修期,煤炭的需求量随之回落,供需将呈宽松的局面,煤价或将稳步回落。”卓创资讯动力煤分析师荆文娟对《中国产经新闻》记者指出。
联动机制仍需完善
有分析指出,煤企电企矛盾激化其实已经是业内普遍现象,企业的“上书”,等于给政府出了一个难题,而且是一个两难问题。如果要求煤炭大幅度降价,政府全力要求推荐的煤炭去产能和供给侧改革将会遇到很大阻力。如果不降价,大幅度亏损的火电企业也会衍生很多问题。
针对煤企、电企两者之间的矛盾,国务院在2012年发布《关于深化电煤市场化改革的指导意见》,提出继续实施并不断完善煤电价格联动机制,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%。然而,虽然煤炭价格在 2016 年大幅上涨,但是煤电价格联动机制并未启动。
业内人士坦言,煤电价格联动落空,煤价不断波动,2017年将是煤电企业最为困难的一年。
2015年以来已两次下调全国煤电上网标杆电价,电力直接交易进一步降低上网电价,而燃料成本、环保成本大幅上涨、煤电利用小时持续下降导致发电边际成本上升,煤电企业抗成本波动能力明显弱化。
对此,中电联建议完善煤电联动机制,重新调整联动周期、价格计算机制等关键环节,以合理疏导煤电企业成本。
“煤电联动机制并不是想象中的涨价、降价那么简单。存在很多不确定的因素。而且需要从多方面去考虑定夺。稍有不慎,就会出现大问题。现在电能出现了过剩,煤企在寄希望于价格联动机制的同时,更应该从自身去寻找问题,积极解决。” 品牌中国战略规划院副秘书长刘如君对《中国产经新闻》记者指出。
据了解,截至2016年年底,全国煤电装机9.4亿千瓦,“十二五”以来煤电装机累计新增2.91亿千瓦。煤电设备利用小时数降至4165小时,为1964年以来年度最低。有业内人士预测,到2020年煤电装机将达到13亿千瓦,大大突破“十三五”规划制定的11亿千瓦的目标,煤电利用小时数将进一步降至3600小时左右。化解煤电产能过剩风险将是今后几年电力行业的一项重要难题。
面对严重的煤电产能过剩,国家电网公司副总经理韩君表示,在当前电力供大于求的情况下,省间壁垒的问题日益突出,价格机制的市场调节作用难以得到有效发挥,新能源发电难以充分消纳。对此,他建议打破跨省交易壁垒,加快制定省间和省内电力中长期交易实施细则。
聂光辉指出,当前电力交易规模和价格总体仍以行政定价为主,能否打破跨省交易壁垒、破除地方利益保护,是下一步深化改革、降低成本的关键。
据了解,目前市场化交易仍面临区域壁垒和地方保护等诸多问题,区域电力市场的形成仍然有难度。这不仅为电力市场化改革形成了重重阻碍,更阻碍了可再生能源的消纳,许多省份为了保护当地煤电企业,宁可用省内高价煤电,也不用外来的低价风电和光电。
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