日前,国家发改委、电监会提出了一份关于加快推进电价改革的文件。据悉,该文件刚刚结束内部征求意见的程序,有望于近期出台。时间可向前追溯一个月,当时合同煤价格机制即将改革的消息不胫而走,迹象显示,一轮着眼价格机制改革的煤电联动预期已经形成。
电力价格是我国能源价格市场化改革的最后一个堡垒,一旦放松管制将对中国能源市场的进步有巨大推动作用。 欲改煤先改电
前述文件表示,将改变上网电价行政主导的现状,提出竞价上网、加快核定输配电价、销售电价与上网电价联动的新的上网电价机制。实际上,在市场传闻合同煤价格机制即将改革时,业界就一致认为,不改变电价机制,合同煤价格改革难以有实质性进展。欲改煤先改电,电价改革目前正处于一个相对有利的时间窗口。
据统计,31家发电上市公司2009上半年共盈利87亿元,较2008年同期增长了491%。从毛利率、利润率、净资产收益率指标看,2009年上半年恢复到2007年同期50%－75%的水平。而申银万国保守测算认为,2009年三季度发电量环比二季度提升15.1%,其中火电发电量三季度环比二季度提升13.8%,利润总额环比二季度上升约20%。
电力需求持续增长、电煤价格平稳、煤炭运输能力充足、电力机组利用小时数回升,可以说,电力行业已经漂亮翻身,不断恢复元气,有能力迎接改革带来的不确定性风险。
其实,竞价上网早已在各电网公司广泛试点,目前华北电网、西北电网、华中电网等区域电网也已建立电力交易中心,人员也已经配备。发电企业方面,大企业也已经设立了专事竞价研究的部门,同时,发电和电网企业竞价需要的二次设备也已成熟。
宏观方面,目前物价水平基本平稳。央行行长周小川日前透露,9月份CPI同比增幅将仍然是负值,但环比已经开始转正。我们看到,美元持续贬值,带来输入性通胀预期,首先将表现为大宗商品、能源价格上涨。如果能源价格传导机制不理顺,不改变“市场煤计划电”的束缚,火电企业很可能在未来煤炭涨价时再度陷入亏损境地。
此外,由于2008年第二次上调电价时,销售端电价没有动,造成国家电网上半年出现170亿元亏损,而推进电网特高压等项目建设需要电网盈利。电企方面,在上调上网电价后的经济复苏中,长三角、珠三角地区电企盈利恢复超出预期,以粤电力为例,三季报年化ROE超过20%。而中部地区电企的盈利恢复却较为缓慢。
针对这种情况,以有保有压的行政方式下调较快复苏地区上网电价,以保证电网盈利,造成的结果将是,盈利效率高的企业反遭打压,这将无异于杀鸡取卵,而且是一种体制倒退。而为保经济复苏,政府也不愿上调销售电价,进而增加用电企业成本。那么,以较为市场化的方式让发电企业、用电企业、电网自行协调上网、销售电价将使阻力减少。
目前,电力行业虽有所恢复,但仍处于供过于求的状态,竞价上网有可能形成差别电价,并令总体上网电价下降,短期内对发电企业有负面作用,但电价形成机制改革将对发电企业特别是火电企业形成长期利好,上网电价市场化将使火电企业有能力将燃煤成本向下游传导,保持盈利的稳定性,彻底改变被动局面。
联合证券电力行业研究员王爽认为,发电企业将经历一次大“洗牌”,行业内部的利润将重新分配,管理者的能力将起到极大作用,能够胜出的优秀电力公司会占据更大的利润份额,并表现出更高的投资价值。
从成品油价格改革现状来看,虽然调价周期缩短,但政府限价的情况依然存在,因此可以预期,对电价改革,初期政府也不会完全市场化,价格管制不会完全解除,改革依然会采取渐进策略。 合同煤占比高的煤企很受益
以电价改革为契机,合同煤定价机制便有望跟随改革。山西证券煤炭行业研究员张红兵认为,电价体制改革的话,电煤肯定也会改,电价体制不改,煤电就不能彻底联动。
此前,有分析指出,合同煤价格谈判将由一年一次改为一季度一次,此外还有可能打破两大集团的价格联盟,由企业自由谈判,提高谈判频率和效率,有助于价格形成。中银国际电力研究员于念认为可以这样理解,“原来的联盟是国家计划经济遗留下来的,但是市场竞争发展的趋势也会让其逐渐走向另一种联盟。”
每年煤电双方的合同煤价谈判旷日持久,今年则更为特殊。为取得谈判有利地位,煤电双方均以整体利益为重,提前或在谈判期间作出影响市场的举动,比如煤炭企业对市场煤限产保价或提价,电力企业提前囤煤或加大进口,这样不仅扰乱了真实的市场价格,还加深双方矛盾,不利于价格最终形成。
截至目前,2009年的合同煤价格依然没有明确结果,其间不时传出部分地区及煤炭电力企业签订结算价格,比如不久前华电能源与龙煤集团签订了重点电煤合同,以低位发热量5000大卡煤炭质量为基数,在2008年价格基础上上调50元/吨至342元/吨,上涨幅度17%。
据了解,此类合同均有年底多退少补的协议,“目前企业对外都会留个口”。而其他许多地区,动力煤合同价格仍然处于悬而未决的状态。为保证正常发电,动力煤重点企业如中国神华、中煤能源与发电企业签订的合同均为有量无价合同,煤电双方约定年底进行结算。代表性企业对结算价格遮遮掩掩,市场也就难以形成有影响的决定性价格。
申银万国电力行业研究员曾在报告中指出,“由于部分电力企业合同煤三季度的结算价格相比二季度有所提升（平均幅度在5%）,综合导致电力企业燃煤价格三季度环比略有提升。”对此,海通证券煤炭行业分析师韩振国表示,“根本没有比较基数,这个说法不靠谱。”
东北证券煤炭行业研究员王师表示,“合同煤价格具有不确定性,因此各企业就没有在财务报告中反映,意味着即便合同煤价格涨价也没有兑现到三季度业绩中,需要等待年底形成统一价格再具体计算。”王师预计,2009年合同煤价格涨幅应在4%－8%之间。
我们看到,一方面,今年的合同煤价格似乎由更为市场化的阶段性结算价格所代替;另一方面,由供需反映的市场煤价格却似乎被“计划”了一样。今年春节后至国庆前,秦皇岛各动力煤种价格几乎为一条水平直线,即便在夏季用煤高峰也没有掀起大的波澜,价格稳定为合同煤定价提供了基础。
这是否意味着最终的合同煤价格将更为接近市场煤全年均价呢？
对此,大同证券煤炭行业研究员于宏认为,煤价坚挺,也是最平稳的一年,对于合同煤涨价,电企只能接受,以后市场化的合同煤应该由供需决定价格。我们看到,在2009年的煤电僵局中,动力煤结算价格与市场煤价格差距正在缩小,因此二者并轨的难度正在降低。
以目前5500大卡发热量的动力煤,合同煤结算价格为550元/吨,而市场煤价格已经超过600元/吨,合同煤结算价与市场煤价格仍然存在价格折让。考虑到2008年合同煤价格为460元/吨,则如果以2009年市场均价作为年底最终合同煤价格,则合同煤价格涨幅有望超过20%,相关合同煤占比较高的上市公司业绩增厚可见一斑。而对于合同煤占比高的电力企业,伤害程度就要看其能否成功向下游转嫁了。
合同煤价格机制改革,将令合同煤价更充分地体现市场供求关系,以及资源产品应有的价格。目前采煤条件越来越差的情况下,人力成本逐渐攀升,煤价存在棘轮效应。且目前国际原油价格处于历史低位,一次能源的价格总是震荡上涨。
对此,于宏认为,资源涨价是趋势,但煤炭产能也在扩张,未来将压制煤炭价格。在于宏看来,内蒙、新疆的煤炭产能扩展太快,而且山西未来开辟第二条煤炭通道,运力上将不存在问题。从某种程度上说,市场化程度提高将带来一个多角博弈的电煤市场。
