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煤電價格聯動機制壽終正寢:盤點煤和電的那些愛恨情仇

最新高手視頻! 七禾網 時間:2019-09-27 11:40:59 來源:撲克財經 作者:章舟

導言


根據最新的國務院常務會議,明年2020年1月1日起,現行標桿上網電價機制,將改為“基準價+上下浮動”的市場化機制,意味著煤電價格聯動機制的壽終正寢。從此電價有了相對固定的錨,也有了波動下限。


在我國,煤電占到總電量的大半,而近年來我國煤電行業日子并不好過,今年情況有所好轉,但虧損面依然高達50%左右。那么新政策的實施,對電力企業會有怎樣的影響呢?早在今年初,撲克投資家就把煤和電的關系做了詳細的梳理,謹此舊文重發,供廣大投資者參考。


正文


在“去產能”和高煤價的雙重壓力下,火電企業近來的日子并不好過。就連根正苗紅的央企也是如此。


2018年12月29日,上海清算所發布消息稱,大唐發電控股的子公司大唐保定華源熱電有限責任公司(華源熱電)近日申請破產清算,牽涉到該公司目前在銀行間市場存續的五期債務(共計145億元)。由此可見,即使是央企,也不是萬能的保險箱,面對市場波動,破產依然在所難免。



無獨有偶,另一家央企旗下也有企業陷入了轉賣之中:去年8月17日,華潤電力與國源時代煤炭資產管理有限公司(下稱“國源公司”)簽署了《股權轉讓框架協議》,前者同意轉讓間接持有的全資子公司華潤煤業,及華潤煤業旗下三家煤炭企業的股權及下屬所有煤礦:山西華潤聯盛能源投資有限公司;山西華潤煤業有限公司;太原華潤煤業有限公司。但不包括華潤煤業目前持有的除三家公司以外的所有其它公司和股權,這部分資產由華潤電力負責從華潤煤業中剝離。


為何煤炭價格一漲,電力企業  就陷入困境呢?這還要從源頭開始講起。


1、煤和電的是是非非


眾所周知,電力屬于二次能源,需要由一次能源產生。而電力的來源無非就那么幾種:

1)火力發電;

2)水力發電;

3)風力發電;

4)核能發電。


因為全社會對電力的需求是剛性的,并且趨勢永遠是增長的,如果放棄某種發電方式,產生的電力缺口就只能用其他發電方式來填補。“用愛發電”只能是小清新的一廂情愿,帶來的后果只會更加嚴重。


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【圖】愛永遠也發不出電來


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【表】全球電力生產結構匯總


由于燃煤發電價廉,一直居高位,2010年占全球發電總量的8698/21577.7= 40.3%,到2017年回落速度緩慢,仍然保持在9723.4/25551.3= 38.1%。2017年最大的燃煤發電生產國是中國,占全球燃煤發電總量的4360.9/9723.4= 44.8%,其次是美國,占總量的1314/9723.4= 13.5%,比去年有所回落。


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【圖】燃煤發電(單位:TWh)


燃油發電占化石燃料發電份額較少,2017年僅占全球發電總量的883/25551.3= 3.5%。其中燃油發電最多的國家是沙特(意料之中,油比水還便宜的地方),占燃油發電總量的154.3/883= 17.5%,其次是日本,占54.8/883= 6.2%。


國內:煤炭依然是發電的主力軍


提到火力發電,一般人的印象可能是這樣的:高聳的煙囪,永遠不停的黑煙,難聞的氣體,爆表的空氣污染指數……總之,火力發電,似乎天生就和污染結下了不解之緣,這也是火電的“原罪”。


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【圖】人們對火電廠的慣常印象


但實際上,這種偏見不但錯了,而且錯的離譜。在過去的十幾年里,能耗高,污染大的傳統煤電廠紛紛被關停,取而代之的是大型環保的煤電廠,在這樣的電廠里,不僅應用最新的技術使得煤炭燃燒更有效率,并且產生污染的氣體早已被回收利用,黑煙滾滾已經成為歷史。


截至2017年末,達到超低排放限值的煤電機組已達7億千瓦,占全部煤電機組的71%;累計完成煤電機組節能改造6.04億千瓦,已完成到2020年改造任務的96%;我國電力行業二氧化硫、氮氧化物、煙塵三項污染物的排放總量已從峰值的2950萬噸下降到2017年的260萬噸,降幅高達92%。全國燃煤電廠100%實現脫硫后排放。現代的煤電行業,早已告別了“傻、大、黑、粗”的傳統,變得非常清潔。


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【圖】處理污染的“秘密武器”:電除塵器


通過靜電吸附和震打錘敲擊,將粉塵收集在灰倉中,在通過倉泵以及壓縮空氣和輸灰管道的配合將灰吹入下圖灰庫中,并由采購方采購,做類似加氣塊等的附加產品


以國內清潔煤電的典范——上海外高橋第三發電廠為例,該廠2016年平均能耗水平是美國先進電廠的85.7%,氮氧化物排放水平僅為其五分之一。2017年該廠在嚴峻的發電形勢下,其實際年平均供電煤耗仍然有望低于280克/千瓦時,優于2016年;氮氧化物、二氧化硫、煙塵等年平均排放指標也都創造了歷史最好成績,據預測將分別低于13.6、10.7、1.3毫克/立方米,繼續保持世界煤電節能減排的領先水平。


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【圖】清潔煤電的典范——

上海外高橋第三發電廠,處處鳥語花香。


煤電,目前中國的最佳選擇


說了這么多,雖然煤電的污染無法絕對消除,但現代科學技術的廣泛應用,以及嚴格標準的實施,已經將污染可能造成的危害降低到最低程度。相比之下,其他的發電形式似乎更加清潔,但這樣的結論能否經得起推敲則是要打上大大問號的。


1)水電:雖然沒有廢氣排放,但應用范圍相對比較有限,只適用于水能資源較為豐富的地區,并且建設水電站也會帶來一系列復雜的生態環境問題。


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【圖】三峽工程全景


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2)風電:完全的綠色發電方法,但應用范圍極為有限,只適用于風能較為豐富的地區。


3)太陽能發電:也是完全的綠色發電方法,但同樣有適用范圍的問題,例如在多陰雨的地區,太陽能發電很明顯是賠本買賣。


4)核電:雖然是很有前途的發電途徑,但由于技術要求較高,在國內還處于試點階段,僅僅在少數地區實現了應用。


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【圖】2016年中國各種發電類型比例


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【圖】中國2016年不同發電方式發電量增長情況對比


總而言之,目前的中國,不能沒有煤電,也離不開煤電。


2、動力煤的市場周期


煤炭依照用途的不同,可以分為焦煤和動力煤兩類。焦煤的主要作用是生產焦炭,用作金屬冶煉的原料,在本文中不做討論。


廣義上來說,凡是以發電、機車推進、鍋爐燃燒等為目的,產生動力而使用的煤炭都屬于動力用煤,簡稱動力煤。我國的動力煤消費結構中,有65%以上是用于火力發電;其次是建材用煤,約占動力煤消耗量的 20%左右,以水泥用煤量最大;其余的動力煤消耗分布在冶金、化工等行業及民用領域。


煤炭這十年:歷史趨勢波動回顧


1)2008~2011:瘋狂的煤炭


往前追溯到2008年,當年的煤炭價格可謂過山車一般,二季度開始煤價快速上漲,8月份達到頂峰,之后價格突然跳水。以秦皇島的發熱量超過5500大卡的山西優混為例,2008年1月末的價格為570元/噸,5月初的價格為620元,但到7月份的最高價竟達到了1000元,12月初又回落到了570元左右。


為了限制瘋漲的煤價,2008年發改委連續下發兩次限價令,6月19日下發《關于對全國發電用煤實施臨時價格干預措施的公告》。40天之后的7月23日,再次下發《國家發展改革委關于進一步完善電煤價格臨時干預措施的通知》。


2011年,煤炭“黃金十年”結束的前一年,也是煤炭價格最為鼎盛之時。發改委在11月30日宣布,將在全國范圍內對發電用煤(電煤)實施臨時價格干預措施。2012年度合同電煤價格漲幅不得超過上年合同價格的5%。自2012年1月1日起,秦皇島等環渤海地區主要港口5500大卡電煤平倉價最高不得超過每噸800元人民幣;通過鐵路、公路運輸的電煤市場交易價格,不得超過煤炭生產經營企業今年4月底的實際結算價格。


2)2011~2015:煤炭的寒冬


從2010年至2015年,全國經濟增長速度從10.4%下降到2014年的7.4%,呈逐年降低趨勢。然而,全國煤炭產量卻從2010年的32億多噸增長到2014年的38億多噸,增長近19%。2015年國內煤炭產能約42億噸,加上每年約2億噸的煤炭凈進口量,預計我國煤炭供給能力約44億噸,而2015年我國煤炭消費量約為39億噸。此外,截至2015年末,煤炭社會庫存高達3.5億噸。煤炭明顯處于產能過剩狀態。


在這樣的背景下,煤炭價格加速下跌,毛利率水平從30%左右一路下降到2015年的15%左右,煤炭企業叫苦不迭。經歷黃金十年后,煤炭行業步入低谷的十年。


為改善供需格局,抑制煤價下跌,2016年以來,國務院及各省市出臺了一系列煤炭去產能政策。2016年2月5日,國務院發布煤炭行業去產能的綱領性文件《國務院關于煤炭行業化解過剩產能實現脫困發展的意見》(以下簡稱《意見》),對煤炭產能影響最大的包括三點:(1)從2016年開始,用3至5年的時間,再退出產能5億噸左右、減量重組5億噸左右;(2)2016年起,全年作業時間不超過276個工作日(簡稱“276個工作日”政策);(3)2016年起,3年內原則上停止審批新建煤礦項目、新增產能的技術改造項目和產能核增項目;確需新建煤礦的,一律實行減量置換。


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強大的去產能政策,終于使得煤炭行業苦盡甘來。翻看近兩年動力煤的走勢圖,則可以總結為兩個階段:一是2016年的持續上漲階段,二是后面的高位寬幅震蕩階段。


3)2016年開始的大牛市行情回顧


在大周期上看,2016年要屬動力煤市場的最耀眼的一波牛市行情。從2015年11月底到2016年11月初,動力煤經歷了接近1年的持續性上漲行情。最低點從285.8元/噸到最高點669.4元/噸,累積最高漲幅達134%。


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這一年也是動力煤的一個政策年,16年以來,為了解決煤炭市場供大于求的問題,國家陸續出臺了一系列政策措施,緩解供需矛盾,動力煤從4月底開始突破底部形態轉為持續多頭趨勢,價格也是一路水漲船高,煤炭廠商自然也是盆滿缽滿。


4)第二階段—進入高位區間震蕩階段


隨著國內“保供應、穩煤價”措施的實施,2016年11月中下旬動力煤從高位回落,直到現在,動力煤始終處于大周期的寬幅震蕩狀態。震蕩特征總結為:偏多震蕩周期較長,空間逐步收窄,下方支撐較強。


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動力煤向何處去?


2018年以來,動力煤社會庫存開始趨勢上行,供過于求擔憂加大。同時,由于市場主動補庫存和鐵路運力充裕,煤炭庫存更為明顯的向中下游環節累積。雖然其中存在隱性庫存顯性化的因素,明年上半年市場仍將存在明顯的去庫存壓力。那么這樣的壓力來源何方呢?


3、煤和電的恩恩怨怨


煤價和電價的關系——2018動力煤價背后的推手


從2018年下半年開始,終端電廠在長協煤和進口煤的保駕護航下,不斷推高自身庫存,用高庫存去博弈高煤價,高企的終端庫存成為高懸在煤價上方的達摩克利斯之劍。伴隨著需求的逐步走弱,高庫存的利空作用終于在10月中旬發酵,動力煤價自此步入了漫長的下行周期。


從10月到12月,在經過了2個半月的下跌后,高庫存的壓制何時能得以緩解成為動力煤價止跌企穩的關鍵因素之一?


將2018年沿海6大電廠的補庫周期進行了拆分,通過對比前幾輪的庫存周期來分析預測本輪煤價下行的終點。


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年初到1月底,受我國極端天氣的影響,用煤需求旺盛疊加運力掣肘,電廠被動去庫,煤價推至年內第一高點(770元/噸);


2月初到3月底,開工偏晚,年后需求回落,煤價回落,電廠被動補庫;


3月底初到4月中,在下跌行情中后段,市場悲觀預期加劇,電廠則開始主動去庫(此時煤價619元/噸),煤價繼續回落,并第一次觸底(569元/噸);


4月中到6月中,開工釋放需求,進口煤政策收緊,疊加天氣帶動的日耗超預期,電廠去庫進程被動延續,煤價觸底回升,并被推至年內第二高點(708元/噸);


6月中到8月初,旺季日耗不及預期,需求同比回落,電廠被動補庫,庫存在7月中旬突破1540萬噸的閥值后,電廠補庫節奏放緩,而市場此時情緒崩塌,煤價加速下跌,煤價第二次觸底(597元/噸);


8月初到10月中,電廠緩步主動補庫,疊加坑口民用煤、水泥廠用煤需求加持,煤價震蕩上行,并受進口煤消息刺激,被推至年內第三高點(673元/噸);


10月中到12月初,高庫存弱需求的利空開始發酵,煤價步入下行通道,此時電廠庫存達1588萬噸,電廠被動補庫至12月初的1800萬噸;


12月初至今,旺季需求疲弱,電廠主動去庫,煤價加速下跌,最低577元/噸。


從2018年終端電廠的庫存周期和煤價的相關性角度,可以發現:電廠被動去庫和主動補庫的行為都是推漲煤價的主要動力,但在被動去庫的周期內,煤價上漲的速度更快,主動補庫對煤價的推動作用更為平緩(對比2018年煤價3次階段性觸頂)。


電廠主動去庫和被動補庫的行為是煤價下行通道打開的信號,2018年3次煤價階段性觸底前電廠的庫存高點分別為1474萬噸(3月底)、1543萬噸(7月中)、1820萬噸(12月初),而3次觸底的低點分別為569元/噸(4月中)、597元/噸(8月初)和目前的577元/噸(12月底),在主動去庫和被動補庫的周期內煤價分別下跌了50元/噸(3月底-4月中)、83元/噸(7月中-8月初)、55元/噸(12月初至今)相比而言,本次去庫的高點更高,去庫時間更長。


煤炭一漲價,電企就“吃藥”,原因何在?


縱觀整個市場,同為周期行業,煤炭在上游,電力在下游,每次只要煤炭一漲價,電力企業就“深受其苦”,利潤空間不斷壓縮,甚至陷入虧損的泥潭。


煤炭價格的上漲,直接反應在煤炭行業的毛利率水平的上漲,對下游行業影響比較大,其中對火電行業的沖擊最為直接。


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【圖】煤—電行業毛利率變動(來源:Choice  注,發電行業當季毛利率數據來自火力發電上市公司毛利率的算術平均值)


2008-2015年,煤炭行業毛利率見頂后就一路下滑,到2015年見底,在15%左右;2016年供給側改革的推進,煤炭行業毛利率快速反彈,目前處于歷史高位,達到30%左右;


與煤炭行業毛利率走勢呈現負相關性的火電行業,受益于煤炭價格的單邊下行,火電行業的毛利率水平從2011年到2015年呈現快速上升態勢,一度接近35%的歷史最高水平;從2016年開始火電行業毛利率水平快速回落,目前處于歷史低位。


1)2018年:趨勢還在繼續


據報道,今年電煤價格全程高于國家發改委規定的綠色區間,當下供暖季局部地區出現供應吃緊的態勢。而受累于此,火電行業虧損面接近一半,預計全年累計虧損數百億。


作為煤炭市場風向標,環渤海動力煤價格指數今年來高位波動運行。11月28日最新一期報收于571元/噸,環比上漲1元/噸。


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中國電力企業聯合會發布的《2018年前三季度全國電力供需形勢分析預測報告》(下稱《報告》)顯示,根據中國沿海電煤采購價格指數,反映電煤采購綜合成本的CECI5500大卡綜合價前三季度波動區間為571-635元/噸,各期價格都超過了《關于平抑煤炭市場價格異常波動的備忘錄》中規定的綠色區間上限。


事實上,從去年起我國煤電企業虧損情況已經頗為嚴重,國家發展改革委不斷對建設風險進行提示。根據中電聯統計,2017 年五大發電集團到場標煤單價比上年上漲34%。測算出2017 年全國煤電行業因電煤價格上漲致使電煤采購成本比上年提高2000 億元左右。受此影響,2017年全國規模以上火電企業僅實現利潤207億元,比上年同期下降83.3%;受此影響,發電企業利潤同比下降32.4%,重點發電企業煤電板塊已出現全面虧損。


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2)火電企業近半虧損 累計超百億


近兩年煤炭供應偏緊,導致煤價一路上漲,盡管長協煤的價格明顯低于市場價,對市場穩定起了很大作用,但也在不斷攀升。例如,上都電廠長協煤價格約為140元/噸,電廠生產成本不斷增加,利潤空間正在被壓縮,不少電廠都處于虧損狀態。據初步測算,前三季度全國發電行業因電煤價格上漲導致電煤采購成本同比提高近400億元。疊加電價調整滯后、利息壓力加大、產能利用率低等原因,1—8月,火電行業資產利潤率僅為1.1%,全國火電虧損面為47.3%。


中國(海南)改革發展研究院課題組調研的山西省火電企業中,有83%虧損。此前有媒體報道,四川火電處于全行業虧損的狀態,至少一半電廠的負債率達到100%,其中部分企業超過150%,安全、環保改造等日常運維的資金缺口巨大。


2016年下半年至今,我國電煤供應形勢從寬松轉為偏緊,部分地區煤價大幅度上漲,導致煤電企業經營形勢嚴峻。中電聯常務副理事長楊昆表示,煤電企業的可持續發展,正面臨巨大挑戰。


菜貴傷民。上一輪煤價上漲周期出現在2008—2011年,期間五大發電集團火電板塊連虧四年,累計虧損額高達921億元。據了解,煤價高位游走兩年半來,煤電行業當前虧損面已接近一半,其中,五大發電集團2017年火電板塊已經虧損132億元,預計2018年全年火電板塊虧損額將在140億元左右,虧損面將超過50%。


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年關將至,電企卻頻頻“哭窮”,連央企也難以獨善其身。寒冬之下,電企還能過得好這個年么?這還要從電廠的成本講起。


發電成本的秘密:一度電要多少錢才不會虧本?


常用的度電成本計算公式如公式1:

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其中,Cn:第n的成本支出;

Qn:第n年的發電量;

N:機組運行年限。


公式表達的含義是,在發電廠經營期內發生的全部成本與全部發電量的比值。


但公式1未考慮資金的時間價值,若考慮資金的時間價值,度電成本計算公式可以表示為公式2:

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其中,r:內部收益率(定為8%),或稱折現率。

公式2中,成本和發電量都通過折現率進行折現。


考慮資金的時間價值計算得出的度電成本更具參考意義。從公式可以看出,不同年度的成本和發電量的折現系數不同,因此需要計算不同年度發電廠的成本和發電量。


首先,考慮電廠的技術參數。


1)技術參數


機組容量是火電廠最重要的技術參數,直接影響電廠的投資成本、煤耗率、年發電量、占地面積等參數。


計算度電成本過程中涉及到的技術參數如下表所示:


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項目總投資包括建筑工程費、設備購置費、安裝工程費、其他費用、建設期利息、脫硫脫硝系統費。


項目總投資=裝機容量×(單位造價+脫硫裝置單位造價+脫硝裝置單位造價)


預期年發電量=裝機容量×預期年利用小時數


其次,考慮發電廠的成本參數。


2)成本參數 


成本支出=生產成本+稅金及附加


生產成本=固定成本+變動成本=(折舊費+攤銷費+保險費+大修費+工資及福利費+土地使用費+財務費用)+(燃料成本+水費+脫硫脫硝費+材料費和其他)


稅金及附加主要包括增值稅、城市維護建設稅、教育附加費。


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根據參數值算出發電廠每年的成本支出和發電量,帶入公式進行計算,就可以得出度電成本。


下表是根據30萬千瓦機組的單位造價、2017年3月份各省電煤價格等數據,計算得出利用小時為4500小時、煤耗率為310和300兩種情況下的30萬千瓦機組的度電成本。值得注意的是,實際成本受到的影響因素很多,絕大部分為可變成本,因此該數據僅供參考。


將計算得出的度電成本與標桿電價進行比較,比較結果如下表所示:


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注:表中紅色單元格表示度電成本低于標桿電價。


成本算出來了,那么企業的電價是多少呢?我國現在的電價體系大致為:銷售電價=上網電價+輸配電電價+其他。為了更好地了解電價體系,今天我再來為大家簡單介紹一下有關電價的一些知識。


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3)上網電價


上網電價,是指電網購買發電企業的電力和電量,在發電企業接入主網架那一點的計量價格。簡而言之,就是發電廠賣給電網公司的電力價格。


目前,我國還處于電力體制改革的過渡期。根據相關國家規定,上網電價主要實行兩部制電價。簡單來說,兩部制電價包括基本電價與電度電價。基本電價又叫容量電價,電度電價又叫電量電價。


其中,容量電價由政府制定,電量電價由市場競爭形成。容量電價主要是保證設備折舊等“固定成本”的回收;電量電價主要是電廠發電所需煤等“變量成本”的回收和所需要賺取的“利潤”。容量電價保證成本回收,不虧本。電量電價保證利潤。


4)標桿電價


標桿電價,是為推進電價市場化改革,國家在經營期電價的基礎上,對新建發電項目實行按區域或省平均成本統一定價的電價政策。


標桿電價,可以事先向社會公布。2004年,我國首次公布了各地的燃煤機組發電統一的上網電價水平,并在以后年度根據發電企業燃煤成本的變化進行了適當調整。


“上網電價”與“標桿電價”的關系


在我國電力工業發展初期,不同發電廠的上網電價是不一樣的,是政府與電網公司根據發電廠建設及發電成本確定的。隨著電力體制改革的進行,為了公平競價上網,各地方都設立了統一的上網電價,稱“標桿電價”。但是,根據國家節能環保等政策,對不同發電企業地方政府會給一定的補貼。


因此,在目前的電力改革背景下,“上網電價”就是“標桿電價”,只不過二者出現的時期不同,使用“標桿電價”,代表意義更加深入,即蘊含著“現在的上網電價是基本統一”的深意。


5)傳統的上網電價


上網電價的形成方法主要有個別成本訂價法、標準成本訂價法和競爭形成法三種。


個別成本訂價法:其本質是“成本加”模式,即在核定每個電廠成本、費用、稅金的基礎上,加上一定的回報制定電價。較長時期以來,我國一直采用這種方法制定上網電價。


標準成本定價法:將電力生產企業按一定方法劃分成若干類型,參照各類型的平均成本,制定各類標準成本,并以此為基礎,確定各類電力生產企業的上網電價。


競爭形成法:又稱市場定價法,是指買賣雙方在市場上通過公平交易形成價格。


目前火電和風電的標桿電價制定方法為基于標準成本定價方法,將發電企業按一定標準劃分成若干類型,參照各類型的平均成本或邊際成本,制定各類標準成本,并以此為基礎確定各類電力生產企業的上網電價。單位投資、變動成本和發電利用小時數是電價制定的關鍵參數。


常規中小型水電也采用標桿定價方法,大水電采用成本加成電價(成本+利潤+稅金)。


6)發展及現狀篇


簡單來講,我國上網電價主要經歷了從傳統上網電價到標桿電價的成功轉變過程。


根據國家電價改革方案的總體要求,為推進按社會平均成本定價,給投資者明確的價格信號,直到2004年,國家才出臺了標桿電價政策。新建發電項目根據區域社會平均成本確定一個上網電價,并向社會公布,同一區域內同質同價。


2004年之前的發電廠仍存在一廠一價的情況。2014到2017年之間,我國各省的煤電標桿電價的對比情況主要如下圖所示。


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歸結起來,就是:電力是特殊商品,價格是受到國家高度管控的,電力企業不可能隨心所欲漲價,對比之下,煤炭的價格已經完全市場化了,可以自由波動。那么煤炭的定價機制又是怎樣的呢?


7)煤炭價格:市場為主,調控為輔


煤炭價格以市場化定價為主,主要由煤炭供需決定。煤炭長期供給取決于煤炭產能,但短期實際產量受超產、非法生產、不合規生產、政策性限產等影響較大,或大幅度偏離核準產能,同時進口政策的變化對煤炭供給產生一定影響。煤炭需求與宏觀經濟增速相關性較大,短期內存在季節性波動。


煤炭作為基礎性能源,其需求與宏觀經濟密切相關,2006~2012年宏觀經濟快速增長,帶動煤炭需求攀升,而新建產能釋放存在一定的滯后,因此拉動煤炭價格不斷上升。長期供給主要由產能決定,2006年開始伴隨著大規模的煤礦投資,產能規模(包括在建)迅速上升,在3~5年的建設周期后,新建產能逐步投產,供給上升。2013年及以后,需求增速下滑,而供給卻達到歷史高值且仍不斷釋放,供需格局發生逆轉,煤炭價格下行。


2016年初,伴隨著部分虧損產能的自發退出、政策性的去產能、行政性的減量化生產以及對超產和安全生產的持續檢查,供給顯著減少,供需格局再一次變化,煤炭供不應求,煤價再度回升,直至今日依舊處于上升區間。


煤炭的價格雖然主要由市場決定,但作為我國最重要的基礎性能源,事關國計民生,因此同樣受政策調控影響很大,主要集中在供給端,目前政策對供給的調控手段包括產能退出、控制新增產能、減量化生產等,具體政策如表1所示;此外,在價格過高時期,發改委通過直接約談大型煤炭企業以控制煤價。


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說了這么多,概括起來就是,煤炭價格主要由市場決定,但下游的電力企業定價卻是受到高度管控的,不能隨意調整價格,因此每當煤炭價格高企時,電企“吃藥”便不足為奇了。


4、電煤真是一對冤家么?


如同上文所言,煤炭市場定價,電力企業卻沒有自主定價權,同時還承擔著保證電力供應的任務,一旦遇到煤價暴漲,便只能自家吃進,進而便出現了大規模的虧損,幾十億乃至上百億那是家常便飯。


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不過老古話“手心手背都是肉”,同樣都是大型企業,總是讓上游的煤炭“吃肉”,而不理會下游電企的困境顯然是不可能長久的。為了熨平煤價波動所帶來的風險,電力企業可謂各顯神通。下面我們就來盤點一下,電力企業的“扭虧”之道。


長協價——以神華煤炭為例


大宗原料物資價格波動頻繁,為減少價格波動帶來的影響,上下游往往通過長協合同確定采購量、長協價或長協價的制定機制,此類產品如鐵礦石、煤炭、天然氣等,通過長協合同制定的長協價或一段時間內保持不變,或在某一固定價格的基礎上根據現貨價格的變化再做出相應調整,以上定價方式都將影響市場平均交易價格。


2016年之前,由于缺乏科學的長協定價機制,煤炭長協價格未實際嚴格執行。2016年1~11月,隨著煤價重回上升通道,開始重拾長協價與現貨價雙軌制,但長協價仍無明確定價機制,以煤電雙方協商為主。


國內煤電企業簽訂長協合同的做法最早追溯到1993年。1993~2012年間,國家為確保電價穩定,設定了國有大型電廠的電煤價格,并制定價格雙軌制,即在價格調控下分為重點電煤合同價格和市場煤價格。在煤炭供應緊張、電價機制不完善的格局下,重點電煤價格低于市場煤200元/噸左右,極大地保護了發電企業利益。但煤炭企業不情愿履行重點合約,在煤炭供應緊張時,重點電煤合同兌現率往往較低。


2012年起,隨著國內經濟走向疲弱,國內煤價大幅下滑,市場煤價格跌至與重點電煤價格相近的水平,成為煤價改革、取消重點電煤的好時機。2012年,發改委發布《關于深化電煤市場化改革的指導意見》,決定自2013年起,取消重點合同,取消電煤價格雙軌制;煤炭企業和電力企業自主銜接簽訂合同,自主協商確定價格,鼓勵雙方簽訂中長期合同。2013~2015年間,煤炭價格處于下行通道中,長協合同無法執行年初價格,年內神華集團甚至一個月調整幾次。因此,2016年之前,由于缺乏科學的長協定價機制,煤炭長協價格并未實際嚴格執行。


2016年以來,隨著供給側改革的進行,煤價重回上升通道,煤炭企業處于優勢地位,而電廠受成本端煤價上漲影響,虧損范圍逐步擴大。2016年1~7月,神華集團參考環渤海動力煤價格指數,以月度定價的方式確定每月基準價;2016年8~11月,神華集團開始重拾長協價和現貨價的價格雙軌制,但長協價仍無明確定價機制,以煤電雙方協商為主。


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2016年12月起,長協價有了較明確的制定機制,且履約率較高。大型煤炭企業將長協價分為年度長協價和月度長協價,其中年度長協價每月變化,即在535元/噸基準價的基礎上根據上月的煤炭價格指數進行調整,而月度長協價直接在現貨價基礎上下調一定幅度,下調幅度隨行情變化,多為10~20元/噸


2016年12月起,按照發改委的規定,以535元/噸為基準價,煤電企業按照定價機制溝通協商確定每月的長協價。從神華集團、中煤集團等中央企業長協價執行情況來看,長協價分為年度長協價和月度長協價,具體來看:


1、年度長協價:每月變化,即在535元/噸基準價的基礎上根據上個月的煤炭價格指數進行調整,具體公式為:年度長協價格=535*50%+上個月月底的煤炭價格指數*50%。其中上個月的煤炭價格指數,多為兩個價格指數的平均值,但各家煤炭企業選取的參照指數略有不同,如神華選取的為環渤海動力煤價格指數和CCTD秦皇島煤炭價格,而潞安集團采用環渤海動力煤指數和太原煤炭交易中心指數,陜煤化集團采用環渤海動力煤指數和陜西煤炭價格指數。


2、月度長協價:直接在現貨價基礎上下調一定幅度,具體下調幅度隨行情變化,多為10~20元/噸;在供給嚴重不足時,甚至與現貨價相同(此時長協優勢在于至少能保證一定的煤炭供給)。


根據汾渭能源統計,目前煤電交易中,年度長協約占35%的份額,月度長協約占40%的份額,現貨約占25%的份額。2017年以來,年度長協價(選取環渤海價格指數和CCTD價格指數為參照指數)、月度長協價、現貨價(以秦皇島港山西產5500大卡動力末煤平倉價為例)以及兩大價格指數的走勢如下圖:


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本次政策層面極大推進長協合同的簽訂并統一長協價的制定規則,主要為抑制煤炭價格的過快上漲,減輕下游電力行業的成本控制壓力(以及促進市場供需平衡和行業健康協調發展)。2017年以來,發改委對煤炭企業履約率提出嚴格的要求,目前國內煤炭企業對長協合同的整體履約情況較好,基本達到發改委要求的長協合同量季度履約率在80%以上,半年度履約率在90%以上。


從實際效果來看,長協價對穩定現貨價格(指長協合同以外的銷量的價格)作用有限,現貨價格的高低仍主要取決于供需及其他市場化因素;但長協價對抑制市場平均煤價的上漲起到一定的作用,煤炭采購量中長協合同占比較高的電廠也將從中受益。在市場價格嚴重偏離政策意圖時,發改委可以通過行政手段控制月度長協價,那么市場上將有約75%(年度長協+月度長協)的煤炭交易受到價格管制,對于短期內市場平均煤價的上漲起到一定平抑作用。


煤與電的聯姻——電廠自營煤炭


煤炭是上游行業,電力為緊密的下游行業,我國約45%的煤炭用于發電。煤炭是決定燃煤發電成本的關鍵因素,一般占50%~70%。長期以來,煤電雙方博弈一直沒有停止過,市場主動權在輪回中轉換,每次煤電矛盾都需要政府協調解決。


在煤炭價格持續上漲階段,國家實施“煤電聯動”政策,減輕電力企業的發電成本壓力;而煤炭價格持續下滑時,地方政府或電力企業實施“煤電互保”政策,減輕煤炭企業的經營壓力。煤電聯營可使煤礦和電廠成為利益共同體,可以有效化解煤電矛盾。


正因為煤電之間的天然關系,也由于煤價不斷攀升與“計劃電”電價的管控,促使電力企業積極開發煤炭業務。2004年開始,電力企業在國家政策鼓勵下紛紛開始經營煤炭行業。以五大發電企業為主的電力企業積極收購現有煤礦和開發新煤礦,煤炭開發與生產得到快速發展,煤炭年總產量從2009年的1.3億噸提高到2014年的2.7億噸。


2012年以來,五大電力企業的煤炭板塊開始由盈利轉為虧損。為了減少虧損,五大電力企業積極對煤炭板塊進行“瘦身”,加快退出條件差、效益差的煤礦;同時加快推進煤電一體化,發揮煤電聯營優勢。煤炭企業為了用售電利潤彌補售煤虧損,繼續推進煤電聯營,但是由于煤電也已開始出現過剩苗頭,煤炭企業因資金問題無力大規模發展煤電聯營,煤電聯營進入平穩發展階段。


到了2 018年9月,國家發展改革委、國家能源局下發《關于深入推進煤電聯營促進產業升級的補充通知》,促進煤電聯營落地。其中明確,鼓勵發展多種形式的煤電聯營,同等條件下優先支持煤炭和發電企業相互持股比例超過30%的項目。優先釋放煤電聯營企業的優質產能。


目前,我國煤電聯營主要有6種模式,分別為煤電一體化運行模式、煤炭企業辦電廠模式、電力企業辦煤礦模式、煤炭企業參股電廠模式、電力企業參股煤礦模式和煤炭電力企業互相參股模式。


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毋庸置疑,煤電聯營可以降低煤炭企業和電力企業各自的風險,實現兩者之間的互保。對于電力企業來說,可以更好地抵抗市場風險,獲得比較穩定的煤炭供應;而對于煤炭企業來說,此舉同樣可以獲得可靠的煤炭銷路。


尷尬的煤電聯營


但是在執行過程中,煤電聯動卻存在聯動不及時和聯動幅度不到位等問題,在煤價高企時電力企業時時陷入虧損困境。資料顯示,2008-2011年,彼時的五大發電集團火電業務分別實現利潤總額-400億元、-63億元、-137億元、-312億元,直到2012年煤炭價格下行,其火電業務才開始實現盈利。


2004年的煤電聯動政策中,煤價漲幅的70%由電價來補償,其余30%由發電企業通過降低成本來承擔的規定也引起較大的爭議,有分析認為這對電力企業降低成本、提高效率要求過高。在上述2012年底下發的《意見》中,對此做出了調整,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%。


但是出于經濟及社會影響的考量,煤電聯動機制一直無法真正落實。2007年底,在談及煤電價格聯動話題時,國家發展和改革委員會價格司司長曹長慶曾指出:“電價的調整既要考慮煤炭成本上升的影響,也要考慮電力企業消化煤炭漲價的能力,還要考慮電力企業的發展等因素。另外,我們還要考慮整個工業企業的承受能力,居民家庭的承受能力,對價格總水平的影響等。”


煤電套保


動力煤套期保值簡單地說就是,現貨市場上買進或賣出一定數量動力煤的同時,在期貨市場上賣出或買進數量相等、方向相反的動力煤期貨合約,以一個市場的盈利彌補另一個市場的虧損,達到規避價格波動的目的。


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近兩年來,隨著供給側結構性改革深入推進,煤電企業在積極配合去產能政策的同時,也在努力調整思路,主動進行創新,不斷打造自身的核心競爭力。在經營思路創新上,金融衍生品工具為煤電行業的發展帶來了積極的變化。


華東某大型電廠期貨部門負責人談及近幾年在期貨市場上套保的經驗時說:“大型電廠參與期貨套保具備體量大、接貨能力強和資金充裕的優勢。如果將套保作為一種電廠的采購渠道,那么就是幫助企業完成發電利潤目標的一種安全保障。這項工作的關鍵是企業領導對套保的認可與支持,需要在期現一盤棋的角度下考慮。”


據悉,該企業每年將電煤采購總量的20%設為上限,開展套保。當期貨多單賺錢時,說明煤價在上漲,意味著現貨面臨更多的虧損,不值得慶祝;當期貨多單虧錢時,說明煤價在下跌,意味著現貨采購成本下降,有更多的盈利,反倒值得高興。帶著這種先進的理念和務實的套保態度,當期貨價格低于購買目標線后,他們即在20%的總量控制下買入套保。華東另外一家電廠則在日常工作中將動力煤買入套保看作是庫存管理的一部分,即通過線上(期貨)和線下(現貨)的結合,靈活運用這種類似云采購的方式進行庫存的科學管理。


不過就套保而言,國內企業還處在初級階段。相比之下,歐洲著名能源企業RWE的套保之道值得學習借鑒。


從財報看德國電力RWE如何玩轉套期保值


德國萊茵集團(RWE)成立于1898年,擁有能源、采礦及原材料、石油化工、環境服務、機械、電信和土木工程7個分部。為德國最大的能源供應商和國際先進的基礎設施服務商。萊茵集團的構想是追求多元化公用事業,提出了歐洲能源市場的全新服務概念。萊茵集團是德國四大電力公司之一,在全球范圍內擁有2000萬客戶甚至更多,是德國同時經營煤炭與核能基礎設施的公司之一。


首先來看一下下面這張信息量很大的圖,涵蓋了RWE所有的套保頭寸甚至套保均價:


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1)套保年限


RWE的煤炭和核電部門的套保頭寸從2017年一直套到2020年。相比之下,國內最多只能套一年,而且黑色化工等還只能套159,而且除了主力合約,遠月合約流動性也堪憂,如果量大遠月還不是你想套就能套上)。


沒錯,老外就是今年到三年后的頭寸都做套保,而且告訴你總共多少量要保,現在保了多少比例了(2017,2018和2019年都保值了超過90%的計劃,2020年超過70%)。但隔得近的年份多套些,隔得遠的年份少套些,隨著時間的推進,慢慢的移倉,慢慢的加大較遠年份的套保比例直到完成總計劃套保的比例,也起到了平滑套保成本的效果。


2)直接和間接套保


上圖深藍色的柱子代表直接套保,表示電力就用電力期貨或掉期來保值;淺藍色的柱子代表間接套保,表明電力可能用發電的原料-煤炭按照生產比例或熱值守恒來套保。間接套保有一定的基差風險,所以比例較小,但有時候可能有流動性方面的考慮,間接套保效果更好。


3)價差套保(下半張圖)


對于電廠來說就是原料端買入煤炭或者天然氣的同時在成品端賣出電力,對應鋼廠就是買礦石焦炭賣出鋼材。但國內就要一條腿一條腿自己湊。


由此可見,在玩轉套保的道路上,國內的電企和國際先進水平相比,還有著相當大的差距,遠非一日之功。


5、博弈終非長遠,雙贏才是追求


煤電博弈不應是你贏我輸的零和博弈,“雙贏”才是最佳選擇。而從目前來看,矛盾的主要方面還在發電企業這一頭——市場煤,計劃電的結構性矛盾并未根本改變。


為了達到這種雙贏,近年來,在電價改革方面的政策可謂不遺余力。近三年來,輸配電價改革的頂層設計涵蓋了跨省跨區專項工程、區域電網、省級電網、地方電網和增量配電網等輸配電各個環節、全部領域,初步建立了電網企業激勵約束機制。


但相比而言,發電企業的市場意識還有待提高、改革意識更要加強。唯有通過電力改革的方式,順勢而為,提高自己的競爭力和盈利能力,才能求生存謀發展。否則優勝劣汰,大浪淘沙,撐不住的電企就得出局。


總而言之,電價市場化是大勢所趨。但是,在當前市場不夠成熟、規則尚不健全、電力交易市場還未建立的情況下,放開上網電價可能導致價格非正常波動,影響電力系統安全運行,不利于經濟社會發展。


因此,應該結合當前實際情況,通過分步驟、分階段、按次序,采取兩部制、市場電價試點和建立完全交易市場等途徑,逐步增加電力用戶和發電企業的選擇權,一步步提高電力市場化程度,最終使電力企業不再因煤炭價格的大幅波動而陷入困境。


責任編輯:劉文強

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