发改委鼓励延长煤炭中长期合同期限 煤电跷跷板如何破局

21世纪经济报道 综合,  观点 2018-12-03 17:06:00
     

临近年底,各地2019年度电煤采购合同陆续开始签订,煤、电双方的博弈也日益加码。


在这个决定明年市场格局基调的关键时刻,国家发改委11月29日发布《关于做好2019年煤炭中长期合同签订履行有关工作的通知》(以下简称《通知》)文件,对2019年煤电中长期合同的签订作出指导。


与2018年相比,此次通知更加鼓励延长合同期限,由2018年的一年期,提高至鼓励签订2年及以上量价齐全的中长期合同。这在一定程度上能够稳定煤价,缓解下游火电企业经营困境。


鼓励延长合同期限


2016年下半年以来,由于煤炭去产能及环保督查等多方面因素影响,全国电煤供应形势持续偏紧,部分地区煤价大幅度上涨,导致下游的火电行业经营形势严峻。


为缓解煤炭供需紧张及下游火电企业经营困境,发改委在2016年底、2017年初连续推出“组合拳”、干预煤炭价格大幅波动,包括鼓励大型煤企释放先进产能、增强运输保障、以及在煤炭、电力企业间推动签订直购直销的中长期合同等。


2018年,煤电中长协机制再次升级,除定价机制继续按照“基准价+浮动价”的办法(基准价为535元/吨)外,合同由采购双方升级到了包括铁路运输在内的产运需三方合同。此外,发改委还要求中长期合同的比例,应占到煤、电企业自有资源量或采购量的75%以上。


21世纪经济报道记者梳理《通知》发现,对2019年中长期合同签订,发改委也划出了量价红线。与2018年相比,今年更加鼓励延长合同期限,由2018年的一年期,提高至鼓励签订2年及以上量价齐全的中长期合同。


申万宏源煤炭行业分析师孟祥文指出:“这意味着发改委希望通过让煤电双方签订更长时间的长协合同的方式来稳定煤价,不希望明年煤价出现大幅波动。”


2019年年度中长期合同定价依旧采用2017-2018年的定价公式,即以535元/吨为基础价格浮动。此外,对中长期合同签订量的占比要求也未变化,即保持在75%的比例。


《通知》还新增了对季度、月度长协及外购煤长协定价机制的要求。这一项指引略超市场预期。《通知》要求,季度、月度及外购煤长协定价机制,原则上要保持在绿色区间以内(即500元-570元/吨);外购煤长协,如因采购成本较高的,价格应不超过黄色区间上限(即不超600元/吨)。


尽管这一要求听上去对火电减负颇为利好,但孟祥文表示,“恐怕该指导未必能得到执行。此前2018年6月,发改委同样发文要求月度长协不可超过600元/吨,但是煤企并未执行。2018年中国神华月度长协价格632元/吨,而秦皇岛港现货均价为650元/吨左右,价差在30元/吨左右。若依旧要求月度长协价格降至600元/吨左右的话,2019年的现货均价将在620-630元/吨左右,基本符合市场预期。”


有业内人士指出,签订下一年度中长期合同时,煤电双方的博弈会加剧,电企方面会想方设法多采购长协煤,从而打压市场价格;而煤企则尽量变相降低长协煤投放量,抬高市场价格。


中电投先融期货日前开展的调研结果显示,大型煤企通过垄断从市场采购现货,并将年度长协煤、月度长协煤及现货捆绑销售给电力企业,目前各发电集团正联合寻求发改委对2019年中长期合同签订进行协调,解除大型煤企的捆绑销售。


煤电跷跷板如何破局?


尽管发改委2017年以来多次出台政策协调煤炭供需,但由于受煤炭去产能及2018年上半年的安全大督查、进口煤受限、局部运力紧张等多方面因素影响,动力煤价格今年持续保持高位运行。


作为煤炭市场风向标,环渤海动力煤价格指数今年以来持续在高位波动。11月28日最新一期报收于571元/吨,环比上涨1元/吨。现货市场主流成交价格在637元/吨左右,环比上涨6元/吨。


受煤价高位影响,2017年及2018年前三季度,煤炭企业的利润大幅增长。煤炭工业协会数据显示:2017年全国规模以上煤炭企业主营收入2.54万亿元,同比增长25.9%;利润总额2959.3亿元,同比增长290.5%。国家统计局11月27日发布数据显示:今年1-10月,煤炭开采和洗选业实现利润总额2561.7亿元,同比增长10.7%。


而火电企业的经营则步履维艰。据中电联统计数据,2017年,华能、华电、大唐等五大发电集团单在火电板块的累计亏损额就高达132亿元。


中国电力企业联合会稍早前发布的《2018年前三季度全国电力供需形势分析预测报告》显示,今年以来,动力煤市场价全程高于绿色区间,明显抬高了煤电企业采购成本。初步测算,今年前三季度全国发电行业因电煤价格上涨而导致的电煤采购成本同比上涨了近400亿元。受此影响,今年1-8月,火电业平均资产利润率仅为1.1%,全国火电行业亏损面为47.3%。


中国(海南)改革发展研究院(下称中改院)课题组的调研认为,火电行业出现普遍亏损,是多种因素叠加,尤其是政策性和体制性因素共同影响的结果。亏损背后主因,包括煤价持续上涨、煤电价格联动机制作用有限、利息压力加大、调峰保供的政策性因素等。


在不少火电业人士看来,滞后的煤电联动机制抑制了煤电产业链的成本传导,煤炭成本波动未能及时反映在电价上。自2016年下半年煤价大幅上涨以来,电价仅在2017年7月1日上调过一次,上调幅度不足以覆盖煤价涨幅。以山西运城某电力公司为例,其上网电价涨幅为3.93%;同期企业不含税采购综合标煤单价涨幅为41.24%。


在上述调研中,中改院专家认为,我国电力消费需求快速增长,其他种类的能源在未来5年左右还难以取代火电;更重要的是,火电在电力体系中还承担着其他能源发挥不了的“主动调峰”和“兜底保供”的作用。因此,政府及主管部门等要采取长期短期结合的措施,把解决火电行业普遍亏损作为基础设施补短板的重要任务。


该课题组专家还强调,改变“煤盈电亏”困局的根本出路,在于理顺电价形成机制,打破电网垄断格局,加大市场化电力交易比重,推动建立包含中长期、现货交易的全市场化交易机制。


而当前最可行的短期措施,无疑是把2019年度的煤电中长期合同签订落到实处。为保证年度中长期合同的履约落实,《通知》明确表示,发改委将会同有关方面共同指导,重点对20万吨及以上的中长期合同进行监管等。


(编辑:张艳  审校:霍吉平)
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