面对低价煤 火电企业“哭笑不得”

添加时间：2012-10-25 14:45:28 来源：国际煤炭网

　　一边是持续走低的煤炭价格，另一边是萎缩的用电需求，火电企业的日子并不好过，不少企业正陷入有电发不出来的困境中。如果经济增速继续放缓，全社会用电需求下降的局面不改变，南方水电的满发还将挤占火电企业的销售空间，火电行业或将持续上半年有电发不出的郁闷日子。

　　面对传说的低价煤，火电企业哭笑不得

　　“由于电力需求下降，我们有装机但却不能发电。”一位企业老总说。

　　中电联的数据显示，受经济增速放缓的影响，全国全社会用电需求下降，加之水电满发，挤占火电市场空间，火电企业发电量下降，部分省市的一些火电厂干脆停工。分析人士说，没有发电量和开工，煤炭价格这次持续下跌对火电企业利好有限。厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强认为，火电行业至少存在地区性的产能过剩，比如西北、东北，当地的火电设备利用小时数比较低，虽然这算是一种比较正常的现象，“但让人郁闷的是火电投资近年来的大幅度下降。”

　　而据中电联的统计报告指出，虽然今年初以来尤其是6月份以来，沿海下水市场煤价下降较多，但煤电企业重点合同煤炭价格的上升幅度很多都超过了国家监管规定的5%，加上坑口煤和内陆煤价降幅相对较小，五大发电集团实际到场标煤价格同比下降幅度较小。

　　电煤消耗持续下降。以浙江为例：7月份，统调电厂电煤消耗745.2万吨，同比下降7.8 %，降幅比上月缩小2个百分点，环比增长24.2%。截至7月底，省统调燃煤电厂库存321.6万吨，平均可用13天左右。

　　受盈利欠佳影响，投资火电热情降温

　　中电联的数据显示， 2009年电力基础设施建设达到一个阶段性的投资高峰后，此后速度便趋于缓慢，火电项目投资、设备利用小时数、开工率、发电量等一系列的指标都成下降态势。

　　林伯强强调，虽然火电投资应该逐渐下降，但应当警惕目前这种快速的下降。他解释，火电投资下降，在经济增速放缓的今年可能影响不大，但是如果下降继续持续，在几年后经济高速发展，全社会用电量大幅度上升时，由于火电装机量不足，将会引发大面积“电荒”。

　　水电满发，对火电雪上加霜

　　市场分析人士判断，7~10月是雨水集中季，这将会是水力发电的黄金时节，水电将大幅度挤占火电盈利空间，火电企业和水电企业“不相容”的局面将继续上演。种种迹象显示，受到中国经济增速放缓以及水电满发影响，火电企业下半年以来形势更加严峻，发电量和售电量都持续下降，企业经营状况堪忧。中投顾问能源行业研究员宛学智建议，火电企业应当控制新项目的上马，减少新机组的投产，提高发电效率，同时优化产业结构，增强自身的盈利能力。通过多方面调整摆脱持续低迷的局面。

　　林伯强建议增加火电项目投资，在“电荒”出现前做好准备。“而这需要政府对火电投资适当引导，毕竟现在火电企业连年亏损，民间资本投资兴趣有限。”宛学智认为虽然目前“水上火下”的格局，有利于我国逐步摆脱长期严重依赖火电的状况，增加水电在整个电力构成中所占比重，从而合理优化能源结构，保障我国电力供给。但这种局面会随着经济强势复苏，电力需求暴涨的到来而消失。

　　发改委或年底前批准电煤价格并轨

　　近日获悉，目前国家发改委正在就电煤价格并轨方案征求意见，电煤价格并轨方案有望在年底之前公布。

　　在此次征求意见稿中，有三个主要变化：其一，取消电煤重点合同，用中长期合同取代之，中长期合同期限在2年以上，国家发改委为此将专门出台一个 《煤炭中长期合同管理办法》;其二，中长期合同价由煤电供需双方协商确定，即国家不设置前置性基础价格，价格由企业自主协商;其三，电煤价格改革有一整套方案，除了电煤并轨机制外，铁路运输和电价也有配套措施。

　　在这些变化中，中长期合同价由煤电供需双方协商确定，可谓影响深远，一旦实行将意味着电煤并轨真正实现市场化。不过针对这一条是否属实市场分析人士说法不一，记者暂时也未能得到官方权威证实。

　　此前的说法是，自2013年煤炭产运需衔接方案起，重点电煤合同将过渡到2至5年中长期合同，中长期电煤合同由供需双方按基准价加自动调整方式定价，其中基准价由发改委确定。

　　不过按照现在的说法，发改委将不会再牵扯其中，完全由市场决定。对此林伯强表示，赞同更加市场化的并轨方案。“之前意见的第一稿是不被看好的，因为如果交由政府部门来定基准价，那就跟并轨之前没有太大的差别。真正的并轨就是应该放开由市场来决定。”

　　长期以来，我国在煤炭供应方面实行双轨制，也就是计划煤跟市场煤双轨运行。前者就是在国家的计划指导下进行生产和销售，由煤炭供需运三方一起签订合同，其价格受政府管制，明显低于市场价。

　　由于电煤价格并轨刚刚起步，其中还有很多其他配套改革措施需要颁布，所以后续还有诸如《煤炭中长期合同管理办法》等规定的出台。不过当前电煤价格并轨的条件已经基本成熟，在煤炭供应进入到相对的宽松期之后，发电企业的成本已经基本可控。

　　据悉，该方案的最终出台还要等国务院批准。

　　煤炭行业进入买方节奏

　　与往年“一煤难求”不同的是，伴随着煤炭价格持续走低，煤炭企业及沿海港口库存压力一度激增。

　　“方案出台以后，就需要看市场供需的情况，目前的情况对电力企业更为有利，因为煤炭市场有点供过于求，所以电力企业在谈判桌上的筹码更多一些。” 中银国际煤炭行业研究员刘志成同时表示，即使没有新方案出台，在业内人士看来，煤炭行业的好日子也是一去不复返，煤价上涨动能不足。

　　5月以来，国内煤炭价格下跌趋势明显，环渤海动力煤综合平均价格由今年5月初的786点下跌至631点，目前在630点左右震荡。

　　刘志成在接受记者采访时称，“近期煤炭价格反弹和部分企业减产有关系，煤炭价格已经跌破了有些企业的成本线。短期如果煤价反弹，关停的产能还会恢复，这本身对煤炭价格就是一种打压。而从长远看，过去煤炭供给不足与运力不足有极大关系，未来几年几条重要铁路建成，以及新煤矿建成，都会促使煤炭供应过剩。”

　　一方面是煤炭供给过剩，另一方面则是电厂的需求增速有所放缓。资料显示，2012年1～8月，全国累计用电量同比增长5.1%，但是增幅较去年同期放缓6.8%，增长继续放缓，8月份用电增速较7月份回落0.9%，并处于历史低位。

　　东莞证券认为，在用电需求增长乏力导致电煤需求锐减，以及国际电煤价格的冲击造成国内煤炭库存的高位徘徊，使得电煤价格不可避免的大幅回落。“不过，目前还有一种担忧，煤炭价格跌下来了，电厂盈利变好，电价会不会下调呢?”刘志成强调。

　　特高压电网仍是救治电荒良药

　　尽管存在不同声音，特高压电网在今日之中国，仍不失为救治电荒的最好良药之一。在电荒即将成为一种常态的趋势下，特高压有理由发挥它的功效，并获得提速。因为，从优化资源配置来看，以目前已经投运的晋东南—南阳—荆门1000千伏特高压试验示范工程为例，每天可送电200万千瓦，改造后能达到500万千瓦，这相当于每天从山西往湖北输送原煤2.5万～6万吨，无疑是为湖北“送”来了一座葛洲坝电站。

　　从经济效益看，目前西部、北部地区电煤价格为200元/吨标准煤。将煤炭从当地装车，经过公路、铁路运输到秦皇岛港，再通过海运、公路运输到华东地区，电煤价格则增至1000多元/吨标准煤。折算后每千瓦时电仅燃料成本就达到0.3元左右。而在煤炭产区建坑口电站，燃料成本仅0.09元/千瓦时。坑口电站的电力通过特高压输送到中东部负荷中心，除去输电环节的费用后，到网电价仍低于当地煤电平均上网电价0.06～0.13元/千瓦时。

　　此外，特高压更是解决清洁能源发电大范围消纳的必要支撑。事实上，我国风电主要集中在“三北”地区，当地消纳空间非常有限。据测算，如果风电仅在省内消纳，2020年全国可开发的风电规模约5000万千瓦。而通过特高压跨区联网输送扩大清洁能源的消纳能力，全国风电开发规模则可达1亿千瓦以上。

　　尽管如此，国务院高层对特高压的态度仍然谨慎，对特高压项目的审批依然没有放开闸门。虽然，国家能源局也于近日明确指出，电网企业要科学制定和灵活调整电网运行方式，强化统一调度，组织好跨区、跨省输电，提高常态下资源合理配置和紧急状态下相互支援能力。虽然，国家电网公司早已做好规划，计划“十二五”期间在华北、华中、华东建设特高压同步电网，形成“三纵三横一环网”，以实现资源和效率的最佳配置。