江浙火电企业利润大幅增加

引言

国内动力煤价格近年来总体处于下行周期，不过，此前两年第四季度前后均出现了反弹行情。2013年第四季度，动力煤期价从538元/吨最高反弹到600元/吨，同期环渤海煤炭价格指数从530元/吨上涨到631元/吨。2014年，期价从9月中旬的506元/吨最高涨至10月中旬的533元/吨，环渤海煤炭价格指数从8月底的479元/吨上涨到12月的526元/吨。

今年第四季度动力煤市场是否会重复往年的行情走势？火力发电企业当前生产形势怎样？电厂备货采购心态如何？为了更好地把握第四季度煤炭价格走势，继6月底走访了动力煤坑口产区、7月底走访港口后，9月14日至19日，期货日报和郑州商品交易所再次联合组织有关人员对江浙一带动力煤下游电企进行了实地调研。

火电企业生产效益明显改善

在对江浙一带的电厂调研中，记者了解到，今年火电企业利润大幅增加，这主要得益于煤价的下跌。

“今年年初以来，环渤海煤炭价格指数已下跌120元/吨，下跌幅度超过20%，煤企亏损面进一步扩大。电厂的日子相对要好过一些，虽然今年4月全国燃煤发电上网电价平均每千瓦时下调约2分，但对于电厂而言，煤价下跌40元/吨左右就可以抵消其影响。”连云港某电厂负责人说，今年完成企业年初预定的利润指标应该没有问题，目前电厂利润较去年有明显增加。

据了解，电力企业生产成本可分为变动成本和固定成本。变动成本主要是燃料成本，火电企业即为燃煤成本。近年来得益于煤价的大幅下挫，火电企业燃料成本占比逐年下降，江浙地区电厂目前燃料成本占总成本的60%—65%，较2013年下降约10%。固定成本主要是设备折旧、员工薪酬、材料费及管理费等，固定成本也不是一成不变的。“通常情况下，员工薪酬会随着工作年限的增加而小幅增长，但财务及管理成本会逐渐降低，且降幅一般要高于薪酬的增幅。因此，电厂固定成本一般会随着机组使用时间的增加而小幅下降。”盐城市某电企负责人称。

在考察中记者还了解到，由于利润情况较好，政府对脱硫脱硝上网电价有补贴政策，环保费用的增加对大型电企影响不大。“连云港地区电厂环保措施普遍执行较好，环保费用对我们也没有形成太大负担，电价补贴基本能够覆盖成本的增加。”上述连云港电企负责人说。

当然，目前电企也有苦恼。受经济增速放缓、产业结构调整影响，工业用电需求不断萎缩，电厂可利用小时数逐渐下降。与此同时，各地新投产的机组不断增加，火电产能过剩已成事实。

据了解，江苏今年火电装机容量增速高于全国平均水平，但机组可利用小时数有所下降。今年1—8月江苏火电机组平均可利用小时不足3200小时，同比减少100小时。2014年电厂机组平均可利用小时数约为5200小时，预计今年平均可利用小时数为5000小时，同比将减少200小时。

浙江某电力企业负责人也表示：“我们集团今年燃煤机组可利用小时数降至4000多小时，原来浙江火电紧缺时，这一数据最高可达7000小时。”记者发现，统计数据也印证该负责人的说法，浙江省截至今年8月火力发电设备平均利用小时数累计为2698小时，去年同期该数字为3028小时。我国几个经济水平靠前省份中，以浙江、福建下降最为明显，截至8月的火力发电设备平均利用小时数降幅均超过10%。目前电厂的最大难题已从买煤变为卖电，除了电力需求大幅降低外，浙江省火电企业还受到外来电、水电的双重冲击。

“未来电力需求变化主要还是看宏观经济情况，如果经济特别是第一产业能有改观，用电会有明显增加，否则未来电力行业产能过剩会更加突出。”光大期货动力煤研究员张笑金说。

煤电联动或再次启动

“对于煤炭价格，电厂追求相对低价，不追求绝对低价。”杭州某电力集团负责人告诉记者，由于宏观经济增速放缓及环保压力的加大，煤炭需求呈萎缩态势，煤企日子不好过。作为环渤海下水煤的重要采购客户，他们也考虑到电企与煤企的历史渊源及社会责任，没有再刻意地去压低煤价，煤价的大幅下挫更多是市场规律及煤企间的竞争所致。

在调研中，其他大型电厂负责人也表示，今年电厂完成年度利润指标只是时间早晚问题，甚至个别电厂已经完成了年度利润指标，因此他们不会过分地压低煤价。如果煤价过低，有关部门会择机再度下调燃煤机组的上网电价，对电厂意义不大。

中信期货动力煤研究员崔春光告诉期货日报记者，明年2—4月国家发改委再次启动煤电联动机制的概率较大。他预计2015年至2016年3月1日期间，国内煤炭价格较上一个联动周期均价下跌90.77元/吨（以秦皇岛港5500大卡山西末煤为例）。根据2012年12月20日国务院办公厅发布的《关于深化电煤市场化改革的指导意见》中的相关规定，通过折算得出江浙两省燃煤上网电价理论上每千瓦时应下调4分钱，考虑到江浙两省火电机组可利用小时数下滑的比例，燃煤机组上网电价每千瓦时下调3.5—3.8分钱的可能性较大。

“目前的煤电联动是电煤价格与上网电价之间的联动，但作为成熟的市场，应该将销售电价一并纳入其中，在销售电价一侧体现电价的成本、供需关系，最终实现电煤价格与销售电价的联动，这样才能更好地显现电力的商品属性。”崔春光说。

江浙地区电企无冬储意愿

记者在此次调研中发现，华东地区电厂完全不存在冬储备货的概念。以往可能由于北方地区冬储，出现过煤炭供应紧张、运力挤占的局面，华东电厂为保证供应而不得不备货。今年来看，随着需求大幅萎缩，电厂负荷下降，在电厂日耗煤普遍减低的情况下，库存可用天数自然升高，加上下水煤供应充裕，也不存在拉不到煤而影响供电的情况，未来电厂库存降低将是常态。

“江浙沪地区本无需冬储，冬储概念更适合北方。”江阴地区煤炭贸易商李先生告诉记者，随着冬季临近，北方采暖需求增加，会大幅提升动力煤的需求量。因此北方电厂、供暖企业在9—10月份需补充库存，一是提前储备一定的煤炭以防止煤源临时短缺，二是提前低价采购，避免冬季煤炭价格过高。

事实上，往年江浙地区电厂参与冬储，更多是被动性参与，电厂主要担心北方冬储效应引发煤源紧张以及煤价涨幅过大。江浙沪地区冬季取暖带来的煤炭需求增量其实很小，电厂通过第四季度的平稳采购即可满足下游需求增量，反而是7—8月夏季居民用电增幅更加明显，电厂往往提前储备。因此在目前上游供给宽松以及电厂库存较高的背景下，江浙地区电厂基本不需要提前采购煤炭，也没有冬储的意愿。

“以前用电旺季来临前，我们都是在外面到处求购煤炭，经常担心采购不到足够的煤源。煤炭供应紧张的时候，我们也不得不买劣质褐煤，甚至用些煤泥进行混烧。”江苏升辉热电公司副总经理程浩说，但现在情况完全变了，采购工作容易多了。电厂订货后，贸易商现在会派船送货到电厂仓库的泊位，而且今年采购的都是相对优质的煤炭，劣质煤没有再用过。

据了解，升辉热电属于民营热电厂，主要为印染厂供热。每年煤炭采购量约20万吨，空干基挥发分在23%以下，收到基全硫在0.6%以下，每年生产60万吨蒸汽。煤炭主要由贸易商以随行就市的价格供货。该电厂临近江阴港，载重600吨小船可直接到厂，贸易商供货上门。

“如果说以前15到16天是偏紧的库存水平，未来可能就会成为常态水平。”江苏某国有大电厂相关负责人表示，尽管国有大电厂还没有严格进行库存管理以降低存储环节资金占用，但民营电厂、热电厂为追求利润最大化，在预期煤价仍未触底的情况下，低库存、不备煤将是常态。

市场对四季度动力煤价格存分歧

在此次调研中，对于第四季度动力煤价格走势，电厂、贸易商存在一定的分歧。

“目前沿江各港口煤炭库存充足，采购十分便捷，上游煤企供应过剩，且苏南地区不存在冬储，煤价难以上涨。”江阴港某贸易商表示，预计年底前煤价维持涨势的时间较短，冬季煤价仍会走低。按当前神华挂牌价402元/吨来算，还有20元/吨下跌空间，但不会跌破380元/吨。另外，高卡煤有下跌空间，但低卡煤则会较为抗跌。

江苏某电厂负责人认为，目前来看，第四季度江浙地区钢铁、纺织、化工行业经营情况难有起色。在供应充足的背景下，煤炭价格即使反弹，空间也不会太大。考虑到煤企几乎全面亏损，煤价向下有一定的成本支撑，下跌空间也不大，因此煤价在底部窄幅波动的可能性更大一些。不过以往年经验来看，第四季度煤企是否联合挺价是一个关键性因素。

“目前煤炭物流各环节的瓶颈已逐步被打破，动力煤供给非常充裕，煤炭市场化程度越来越高，神华对煤炭定价权的影响力较往年趋弱，且神华、中煤、同煤今年年度销售任务均未完成，若后期联合挺价将损失部分市场份额。”市场人士表示，第四季度煤炭价格上有“天花板”，向下空间却不明朗。

期货日报记者发现，从走访企业情况看，南方无冬储，北方虽有冬储，但库存高位，供应充足，电厂也不急于补库，低库存将成为常态。从长期角度来看，特高压带来的“煤从空中走”将在未来持续抑制煤价，目前煤炭产业链的每个环节都还未到最困难的时期。

张笑金认为，第四季度煤炭需求缺乏亮点，冬储备货更多是促进产区低卡煤销售，前期部分中小煤矿低卡煤库存较大，未来面临去库存的过程，港口部分低卡煤价格可能因此会有所回暖。

“另外，电厂盈利情况普遍较好，特别是国有大型电厂没有主动压价，更多是有针对性地谈一些优惠措施，对价格敏感度不高。不排除煤企在11、12月提高现货报价，电厂为保证供应及煤炭品质一致性，也会接受价格的上调，但幅度和空间都将有限。”张笑金称，第四季度煤价下行空间不会太大，尽管需求不足，但大矿减产、水电退出、北方冬储都将影响市场。电厂担心煤电联动再启动，也没有主动压价的动力。

针对目前的市场分歧，杭州大望投资有限公司动力煤研究员阳莎莉建议，应关注宏观面是否有利好消息影响市场，并注意新增矿井今年10月前是否陆续开始生产，这将影响今年煤价的反弹高度。另外，还需关注坑口往北方各港发运量是否减少，主要是民营矿较多的内蒙古地区。

“到年底煤电谈判之前，下游补库是毋庸置疑的，但采购方式将从集中采购转变为分阶段补库，并且避开大秦线秋季检修。因此，今年煤价反弹力度预计弱于往年，10月份5500大卡动力煤主流市场价会回升至400—410元/吨。”阳莎莉说。

“从目前供需情况分析，受9月中旬天气逐渐转凉、工业需求萎缩及水电供应环比增加等因素影响，电厂日均耗煤再度探底，而供给仍较充足，煤炭价格继续下探的可能性较大。”崔春光认为，虽然多重因素制约煤价回升，但综合考虑北方冬季取暖需求增加等因素，冬季煤价回升的可能性较大，只是今年价格回升的启动点较往年滞后，且涨幅受限。

部分因素制约电企参与期货

记者发现，此次调研的煤电企业对动力煤期货价格均较为关注，并且多数电企直接或间接参与过动力煤期货，对期货交易、交割规则均较熟悉。

盐城某电厂负责人告诉记者：“我们平时非常关注动力煤期货价格，它更能反映未来电煤的真实价格。我们很看重期货的价格发现功能，很多时候期货价格趋势走出来之后，现货价格才表现出来，所以现在做燃料价格预算的时候，一定会参考几个活跃合约的价格。”

动力煤期货上市以来，越来越受到煤电企业的重视，在煤电谈判中的影响也逐渐增强。不过，当前仍有一些因素制约煤电企业参与期货。

首先，目前电力企业盈利情况非常好，认为没必要进行套期保值。一位不愿透露姓名的电厂负责人对记者表示：“目前我们电厂发电成本为每千瓦时0.25元，燃煤机组上网电价接近每千瓦时0.4元，利润水平为近十几年以来最高。”因此，即使煤炭现货价格出现一定涨幅，电厂对套保的积极性也不高。

目前多数电厂人士认为，从长周期来看，全国各类煤矿年产能已经超过50亿吨，煤炭产能严重过剩局面已经形成，短期难以改变，煤炭去产能也是一个长期的过程。随着铁路建设的完善、港口吞吐能力出现过剩，未来运输及转运环节价格也有下行空间。环渤海港口动力煤平舱价仍处于下行通道，电企不担心买不到煤，也没有必要做套期保值。

其次，对期货的认知及体制因素也影响了部分企业参与期货。“如果在期货上亏了钱，领导不好交代；如果在现货上亏损，可以归结为市场下跌和行业的不景气所致。”这种观点在不少企业都能听到。

“企业领导的理念在短期内很难发生转变。”河南某国有控股企业人士告诉记者，受传统经营模式的影响，目前许多生产型企业的领导层对期货交易认识不足，在采购、销售等环节并没有考虑如何利用期货市场规避市场风险、锁定成本和利润，对期货这一事物虽不排斥，但也不接受。

“大型电厂均为国有企业，考核标准决定了其经营理念以稳为主。”崔春光表示，电厂进行现货交易，即使煤炭现货价格上涨，领导也不会承担责任，因为这是市场因素。若电厂参与期货出现了亏损，那么相关领导或许就会受到一定的惩罚，因为这是个人主观判断的失误。因此，对电厂领导来讲，参与期货交易的积极性会受到一定影响。

另外，此次调研的部分电力企业对参与期货还有一些其他顾虑。有电企认为，目前动力煤期货交割中有一些不确定性因素，如交割品的不确定性直接影响了电厂接货的积极性，交割地的不确定性增加了买方的接货成本。大多数电厂参与期货更多是为了参与交割，采购到价格合适的电煤。

“电厂之前几次参与动力煤期货交割，出现过既要到南方港口取货，又要到北方港口取货的情况，交割地的不确定性增加了电厂的接货成本，抵消了期货盘面部分盈利。此外，还出现过动力煤交割品不适合直接入炉燃烧的情况，这也影响了电厂参与交割的积极性。”一家长期参与期货的电企负责人告诉期货日报记者。

对于目前存在的问题，崔春光认为，电力企业应该建立完善的期货部门，制定科学的参与制度，避免由个别领导主观意识来做决定，也避免由个别领导来承担责任。参与期货应该由专业团队系统、科学地进行分析，不投机、不冒进，更不退缩。

“当时确定动力煤期货合约时，下游电厂对硫分的要求为1.0%，但随着环保要求的不断提高，目前下游电厂接货以0.6%—0.8%硫分为主，未来甚至可能更加严格。因此有必要将交割品硫分的要求提高，并加上硫分升贴水规定。同时，也应该考虑电厂的诉求，添加交割品挥发分的要求，并对交割港口做小幅合理的调整，这样电厂才能更加安心地接货。”崔春光建议。

（钢为网）