电煤价格联动 电价定价机制现曙光

电力18讯：    中信证券研究咨询部  徐忆婕 关薇

　　入冬后，全国大范围的缺电现象不但没有缓解反而愈演愈烈，目前许多地区电煤涨价更是火上浇油:一方面电力供应频频告急，另一方面占全国发电能力70%以上的火电发电成本不断攀高，以五大发电集团为首的发电企业要求上调电价的呼声越来越高。
　　最近四川省宣布，从2003年12月1日开始，在枯水期，烟煤价格每吨上浮5元，除居民用电和农业用电以外的电价相应上调2厘9，也就是说实行电煤价格联动，受到煤炭企业和火电厂的普遍欢迎。这里面反映出来的关于未来电价定价机制可能发生变化的信号，值得仔细品位。

　　电价面临上调压力

　　从目前的情况看，电价上调的压力主要来自于电煤价格上涨，那么是否存在控制电煤价格上涨，从而避免电价上调的可能呢？我们认为这种可能比较小，主要基于以下三个方面的判断：
　　一方面，煤炭生产企业认为自己长期以来承受了本不应该的过低价格，因此煤价实行市场化定价以后，要求讨回部分利润的呼声非常强烈。目前煤炭企业已经整合形成了几大集团，相对于以前各自为战的分散情况，煤炭生产企业在应对发电企业集体采购时的谈判能力大大提高。
　　另一方面，近1-2年我国对于煤炭的需求和对于电煤的需求将保持快速增长，而国家关闭小煤窑的政策又使煤炭供应能力的增长受到限制，因此电煤的供需对比情况也会刺激煤价上涨。
　　此外，合同电煤价格相对于煤炭平均价格，近几年来的涨幅明显偏低，虽然国家对于电煤价格控制得很紧，但是要求电煤涨价的动力却不断积蓄。这一点从2003年春夏季的煤电风波也能得到反映。
　　目前各地火电企业电煤平均库存水平在不断下降，山东等地因为电煤不足，部分火电厂被迫停机，甚至在产煤大省山西，也不断传出电厂电煤告急的消息。因此，虽然国家发改委日前发出了《关于开展煤炭价格和涉煤收费专向检查的紧急通知》，要求对各地煤炭的产、供、运、销各环节价格和收费进行专项检查，但是根据我们的判断，在目前煤电两大集团的电煤价格博弈中，煤炭生产方的谈判能力更强。估计最后在有关政府部门的干预下，电煤价格最终将有3%-5%的上升，涨幅在5-8元左右。既然上游的价格上涨难以避免，那么发电企业要求电价响应上调的要求将更加强烈。

　　电价上调的几种可能方式

　　根据我们了解到的情况和作出的判断，未来电价上调可能有以下几种方式：
　　区域性电价上调在矛盾突出的地区和电价偏低的西部地区上调电价。例如四川、湖南、福建等地区，枯水期对于火力发电的依赖非常强烈，今年以来高温干旱的气候条件使水电的发电能力大受影响，而西部地区普遍上网电价偏低，超发部分电价更低。这些地区电价上调的可能更大。
　　结构性电价上调目前发电企业主要有两种电价，计划内电量按合同电价核算，计划外电量按超发电价核算，超发电价一般远低于合同电价。结构性电价上调是指，电厂计划内电量执行发改委审批电价，超发电量电价随供需紧张和煤价上涨而上调。
　　季节性电价上调即在冬季和夏季用电高峰期实行煤电价格联动。
　　虽然全国性电价大幅度普涨的可能性不大，但我们认为，基于紧张的电力市场供需现状以及煤价上涨的现实，部分电厂电价上调已成必然。虽然电价上调并不能完全弥补发电成本的增加，但足以成为火电公司的一个强大利好因素，一旦更多电厂电价上调成为事实，将对一直笼罩在成本增加阴云中的电力板块产生良好的刺激作用。


    审批定价弊端显现  

　　长期以来我国实行的电价审批定价机制在目前受到了强烈的冲击和质疑。煤价、运输价格已经实行市场化定价，而电价还是国家审批，当上游煤价和运价上涨时，发电企业却没有价格消化的余地，再加上很多地方存在电费拖欠问题，发电企业资金趋紧，企业经营环境恶化。
　　2000年以来全国平均煤炭价格涨幅超过20%，合同电煤价格在国家统一控制下从166元/吨涨到171元/吨，涨幅只有3%，但是电煤的市场价格实际已经超过200元/吨，而同期全国范围内电价却经历了一次普遍下调，发电企业受到电价下调和电煤涨价的双重压力。目前，一部分电厂甚至存在发电越多，赔钱越多的情况。例如，湖南华银电力的株洲电厂，计划内每度电上网电价0.36元，超出计划部分按0.25元核算，而电厂每发一度电的成本是0.27元，也就是说，每多发一度电，电厂就要亏2分钱。尽管电厂已经完成计划内发电指标，但是明知亏损却还要开足马力生产，企业经营和利润都受到较大影响。（中证网）