煤價聯(lián)動“壽終正寢”，煤價將會走向何方?

據(jù)新華社9月26日晚間報道，26日召開的國務院常務會議決定，對尚未實現(xiàn)市場化交易的燃煤發(fā)電電量，從明年1月1日起，取消煤電價格聯(lián)動機制，將現(xiàn)行標桿上網(wǎng)電價機制，改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。

這意味著，我國將告別已經(jīng)實行了15年的煤電聯(lián)動機制。

為解決“市場煤”與“計劃電”的矛盾，2004年12月，國家發(fā)改委印發(fā)了《關于建立煤電價格聯(lián)動機制的意見》，要求加強電煤價格監(jiān)測工作，穩(wěn)妥實施煤電價格聯(lián)動，適當調控電煤價格，加強對電煤價格的監(jiān)督檢查，即根據(jù)煤炭價格波動相應調整電價。

該機制出臺的背景在于，我國煤電機組在總發(fā)電裝機中占比超過五成、在總發(fā)電量中占比超過六成，而燃料成本在煤電機組的營業(yè)成本中占比七成左右，煤價的變化對機組邊際利潤空間存在巨大影響。煤電價格聯(lián)動機制著眼于理順煤電價格關系，促進煤炭與電力行業(yè)全面、協(xié)調、可持續(xù)發(fā)展。上述意見也提出了上網(wǎng)電價與煤炭價格聯(lián)動、銷售電價與上網(wǎng)電價聯(lián)動、確定電價聯(lián)動周期等舉措。

近年來，我國加快推進電力體制改革，將過去執(zhí)行“政府定價”的計劃交易轉為雙方“協(xié)商定價”的市場化交易。當前，燃煤發(fā)電市場化交易電量已占約50%、電價明顯低于標桿上網(wǎng)電價。因此煤電聯(lián)動機制已經(jīng)失去其原本意義。而且，之前的煤電聯(lián)動政策較多注重上游的煤價，對下游的需求端關注不夠。實際上在“去產(chǎn)能”和高煤價的雙重壓力下，火電企業(yè)近年來的日子并不好過。就連根正苗紅的央企也是如此。

自我國供給側結構性改革以來，受降成本、降電價的總體要求制約，煤電價格聯(lián)動機制基本已經(jīng)陷入停滯狀態(tài)。當前燃煤發(fā)電市場化交易電價明顯低于標桿上網(wǎng)電價，背后折射出的正是全社會用電量增長乏力、非燃煤發(fā)電量占比提升的電力市場現(xiàn)狀。在這樣的電力供需形勢下，加速電力市場化改革，大概率會增大電價下調的空間，燃煤發(fā)電企業(yè)只能從煤價上尋求更多的利潤空間，這意味著電廠對動力煤價格的壓價意愿會增強。

在新機制下，下游的需求也可以影響電價，比如說如果電力供大于求，電價自然就會往下走;電力供應緊張，電價就會上浮。此次出臺的政策進一步兼顧了上下游波動，結合了煤炭價格和電力市場狀況。

從生產(chǎn)端看，火電企業(yè)必然將控制煤炭價格成本(目前平均約占電價成本65%左右)及提升度電煤炭消耗兩方面工作推進到更重要的層面，無形中會對降低對動力煤的需求，以市場競爭的機制推動煤價保持在對煤電雙方利益更加均衡的價格中樞之中，同時也將火電企業(yè)的技術改進工作不斷向前推進。另外，競價模式還將為未來新能源消費打開空間，以邊際成本的競爭決定發(fā)電項目的上網(wǎng)優(yōu)先權的良性發(fā)展模式，實現(xiàn)國家電改工作始終倡導的“提高用能效率、降低系統(tǒng)用能成本”的根本宗旨。

有分析師表示，由于總火力發(fā)電量不變，對煤炭整體需求沒有影響。而規(guī)定了電價下浮不超過15%，本質上對電廠是種保護，擔心價格戰(zhàn)過于慘烈，沖擊比之前預想的略小。另外，他還認為電廠盈利會分化加大，成本優(yōu)勢強的企業(yè)通過降價加大發(fā)電小時數(shù)，發(fā)電量增長彌補有限的電價下調，盈利未必下降還可能上升。成本高的電廠可能小時數(shù)和電價雙降。長期看有利于火電企業(yè)產(chǎn)能集中。煤電價格聯(lián)動機制取消，利好西部煤炭企業(yè)和長協(xié)銷售量占比高的企業(yè)。

總體來看，在國內供應穩(wěn)步提升和供給側結構性改改革的大背景下，2019年國內煤炭市場淡旺季波動規(guī)律性逐漸削弱，煤價階段性上漲或是下跌均將受到一定限制，并逐漸向綠色區(qū)間(500-570元/噸)靠攏。今年全國煤炭價格走勢呈現(xiàn)出兩大特點，一是價格重心整體下移，二是價格波動幅度收窄。以秦皇島港5500大卡動力煤為例，2018年煤價最高值為2月初的770元/噸，全年煤價最低值為4月中旬的565元/噸，兩者價差205元/噸。2019年1月1日至2019年9月26日平均價格為603元/噸，同比下跌58元/噸，跌幅達8.77%，全年價格位于580-640元/噸之間運行，從數(shù)據(jù)中我們可以明顯看見今年煤炭價格重心在下移的同時，波動幅度也有所收窄。

當前煤炭市場供需格局趨于寬松。首先從供應來看，國內方面，今年以來國家發(fā)改委、能源局共新建批復煤礦項目30個，合計產(chǎn)能15970萬噸/年，隨著先進產(chǎn)能的加速釋放，晉陜蒙等重點產(chǎn)煤地區(qū)煤炭產(chǎn)量得到有效增加，1-8月份，全國原煤產(chǎn)量240929萬噸，同比增長4.5%。進口煤方面，盡管有關部門對進口煤進行嚴格管控，多地區(qū)取消異地報關，但今年進口煤數(shù)量仍然不斷攀高，1-8月份，全國進口煤炭22028.4萬噸，同比增長8.1%。需求方面，受貿易戰(zhàn)影響，工業(yè)用電不斷疲軟，加上新能源和外來電的不斷擠壓，今年沿海六大電廠耗煤量出現(xiàn)下滑，與此同時在長協(xié)煤以及進口煤的有效補庫下，電廠庫存卻居高不下，采購以剛性需求為主，直接對煤價形成打壓。

后期來看，隨著新增產(chǎn)能陸續(xù)投產(chǎn)釋放，國內煤炭供給能力將不斷增強，而下游電廠在高庫存以及低日耗的常態(tài)下，用煤需求難以有大幅提升，煤炭價格重心繼續(xù)下移將是大概率事件。那從明年1月1日起，實行新的電價定價機制后，電價下行，燃煤電廠盈利受損，這將進一步加大煤價下行的壓力，因此2020年電煤市場價格降至550元/噸以下，長協(xié)煤基準價格降至520元/噸以下或是必然。