煤市反弹乏力 “黄金十年”难再现

2014-01-08 来源:陕西糖果派对煤业开发有限责任公司

似乎每一个阶段的经济发展“阵疼期”,都与煤炭有着千丝万缕的关联,都牵动着每一个经济学家、企业家、煤商、新闻媒体的“神经”,他们便把目光齐刷刷投向偏居一隅的中国大陆东北角海港城市秦皇岛。似乎想用睿智的头脑、灵敏的嗅觉,从这个常居人口只有290万的海港小城中,测试出中国经济发展的方向和趋势。

煤炭想说爱你不容易

自2002年至2012的10年间,中国经济高速发展。据中国煤炭运销协会数据显示,中国能源消费总量由2001年的15亿吨标准煤增长至2011年的34.8亿吨标准煤,年均增长率为8.8%。其中,煤炭表观消费量由2001年的13.84亿吨增长至2011年的37.2亿吨,年均增幅达到10.4%。

但从2011年四季度开始,煤炭需求增长显现放缓迹象,煤价进入回调通道。尤其是自进入2012年6月份以后,加速回落,到现在为止,仍然没有结束。2012年前10个月,中国90家大型煤炭企业利润同比下降22.2%,其中17家企业出现亏损,亏损面18.9%,亏损面比去年上涨12.2%。

据行业内专业人士分析,国内外经济增长整体放慢,是导致此轮煤市回调的直接原因,而且此轮回调不会是阶段性回调。这次回调应当是煤炭市场的一个拐点,煤炭行业由此将从高速发展期进入平稳发展期。今后在相当长一段时期内,煤炭市场将处于供大于求的态势,煤炭企业要持续面临市场压力。

随着煤炭市场全球化程度的加深,中国煤业过去的“黄金十年”将难以再现,煤炭行业进入“微利时代”。

煤市出现“小阳春”

据海运煤炭运价指数OCFI发布的航运数据显示:本期(12/14-12/25),沿海煤炭运输市场整体形势温和回暖,海运煤炭运价指数(OCFI)延续小幅上涨态势,报收824.49点,周环比上涨2.05%。分子指数方面,华东线指数报收859.35点,周环比上涨2.56%;华南线指数报收707.79点,与上周持平。

华东航线运价方面,截至2012年12月25日,秦皇岛至上海航线2-3万吨船舶的煤炭平均运价为32.5元/吨,周环比上涨0.9元/吨,该航线4-5万吨船舶的平均运价为27.7元/吨,周环比上涨1.4元/吨;秦皇岛至宁波航线1.5-2万吨船舶平均运价为35.8元/吨,周环比上涨0.6元/吨;秦皇岛至南京航线2-3万吨船舶的煤炭平均运价为38.2元/吨,周环比上涨0.4元/吨;秦皇岛至张家港航线2-3万吨船舶的煤炭平均运价报收34.3元/吨,周环比上涨1.0元/吨。

华南线方面,秦皇岛至广州航线5-6万吨船舶运价为37.3元/吨,与上周持平。

针对本期沿海煤炭运价走势,记者采访了秦皇岛海运煤炭交易市场交割中心主管章锐,他告诉记者:“从近期已签订合同来看,2013年电煤价格略高于2012年重点合同价,但低于现行市场价,导致市场户加大促销,推货增多,同时电厂也急于在年底前抢拉最后一批计划煤,使得短期内市场货源增多,运力需求出现吃紧局面,沿海地区海上煤炭运价整体回暖。而华南地区,由于受年底前高位的进口煤影响较大,运价上扬受到压制,表现依旧不够稳定。”

“根据当前的煤市运营情况来看,国内煤市情况已经出现好转,港口煤价走稳态势明显,电厂煤炭库存也出现明显回落。”最后,主管章锐告诉记者道:“临近年末,电厂进入最后一批电煤的采购阶段,以上因素利好沿海煤运,而持续增加的进口煤,以及煤价并轨政策发布,大煤大电购销煤观望态势,煤炭市场成交量依然偏低使沿海煤运短期承压,近期沿海煤炭运输市场或仍小幅波动,以走稳为主。”

煤炭海运价格延续涨幅,带动了煤市阶段性的活跃。同时,煤价较前段时间也略有涨幅,一度出现了煤市“小阳春”的现象。

记者在秦港股份有限公司调度指挥中心一楼电子显示屏上看到,截止到2012年12月26日,秦皇岛4500大卡热量动力煤价格为450-460元/吨,5000大卡年发热量动力煤价格为540-550元/吨,5500大卡发热量动力煤价格为630-640元/吨,5800大卡发热量动力煤价格为665-675元/吨。

秦皇岛煤炭网财经频道监测数据显示,2012年12月26日,秦皇岛港煤炭卸车量8276车,较前一日增加16车或0.19%,较去年同期增加550车或7.12%;铁路调入量65.2万吨,较前一日减少0.3万吨或0.46%,较去年同期增加2.2万吨或3.49%;锚地船舶数66艘,较前一日增加8艘或13.79%,较去年同期减少2艘或2.94%。

据统计,在去年12月20日至23日之间,秦皇岛港煤炭调出量日均达到了72万吨水平,12月20日煤炭调出量曾一度达到80万吨。锚地船舶数量也出现增长,连续四天保持在60艘以上水平,12月21日达到72艘,达到12月份以来锚地船舶数量最高值。秦皇岛港煤炭近期交易量较12月中上旬有所回暖。

12月28日,记者在大秦铁路终点秦皇岛港卸煤现场翻车线看到,两条昼夜不停的皮带运输机线如同两条滚滚向前流动的“黑色瀑布”,源源不断地将黑色的煤炭送往码头储煤场。两条流动的皮带,运行速度是每秒5.1米,相比过去,加快了0.3米。别小瞧这个似乎不多的提高,快了这0.3米,秦皇岛港单条翻车线的运送能力,就每小时增加了600吨。

秦皇岛港鸿港公司卸车部王金祥告诉记者:原来卸一列车煤的时间是105分钟,现在卸车只需要95分钟就可以完成。

正如王师傅所言,现代化的卸车工具及手段,其速度之快确实令人叹为观止。记者看到,3节车厢,240吨,2分30秒就完成了一个翻卸流程。上世纪八十年代秦皇岛港主要接卸的是普通的解列作业的车型,车钩都是必须要人工摘开的,加上受车型限制,一条翻车线,每个小时只能翻卸23到25个车皮,最多不超过1500吨。后来,自动翻车虽然代替了手动摘钩解列作业,翻卸效率得到提升;但由于翻车机全部依赖进口设备,最怕发生故障,任何一个零件的损坏,都会造成停产事故。

经过无数次的技术改造,秦皇岛港务局于1998年完成了翻车设备国产化,现在单条翻车线每小时的翻卸量,已经从最初的1500吨,提高到现在的7200吨;日均卸车70万吨,为每年两亿多吨电煤装船海运,奠定了基础。

煤业继续“过冬”

十八大之后,国家新一届领导人做出了“稳定经济发展,继续深入改革”的承诺。但要克服国际对我国经济的影响,需我国增加投资,因我国利用外资、增加出口和拉动内需等刺激经济措施都略显乏力,如我国去年利用外资同比一直属于负增长。今年,随着国际货币宽松政策实施,利用外资有增加的可能;同时,我国对外投资也将增加;今年出口受国际经济不景气影响不会对经济产生大的拉动作用;再有,我国内需拉动是一个漫长的过程,每年增长幅度有限,因老百姓需要的我国技术达不到,生产不出来;我国能生产出来的,大部分老百姓都已有;但随着我国技术进步2013年内需要好于2012年。

根据这些,如经济发展要较快一些,需要我国大幅度增加投资,现CPI偏低和人民币升值有利于增加投资,但有2008年的经验,国家投资不会太多太快,缓慢均匀投资应该是首选,民间投资也会相对谨慎;虽然国家前期增加了对铁路的投资,是因从2011年6月份开始,该行业投资同比处于负增长到2012年10月份。

今年经济发展将与去年第四季度相类似,全年整体形势将是前低后高;各行业产能过剩依然存在。为此,今后一段时间,煤炭市场大部分时间都处于弱平衡状态,部分阶段将出现过剩加剧。以煤炭行业过剩为例,截止到去年10月份,我国煤炭产量3.16亿吨,其中国有重点产量为1.65亿吨,仅占煤炭总产量的52.34%;而国有重点企业如果完全释放产能可以占到总产量的60%以上,现在煤炭市场需求不佳,才低于60%。由此看见,煤炭产能还没有充分释放,煤业在经济转型中还将继续“过冬”。

煤电并轨“自由恋爱”

2012玛雅人的世界末日没有来,煤电并轨却来了……

今年电力能源行业中最引人注目的焦点非电力改革莫属,尤其是有关煤电并轨的探讨声不绝于耳。初步方案逐渐走入人们视野后,煤电并轨所产生的重要意义更是被大肆渲染,煤炭、电力行业再度被推到舆论的风口浪尖。

去年12月25日,国务院正式发布了《关于深化电煤市场化改革的指导意见》。宣布自2013年起,取消电煤价格双轨制,煤炭企业和电力企业自主衔接签订合同并确定价格、鼓励双方签订中长期合同,同时完善煤电价格联动机制。

多方期待的电煤并轨新政,终于在2012年的最后几天尘埃落定。

这意味着,电煤价格经过了10多年的行政干预之后,终于走上了全面市场化之路。不仅如此,国务院在《意见》中提出了搁置已久的煤电联动机制:当电煤价格波动幅度超过5%时,以年度为周期,相应调整上网电价。

在《意见》中,提出当电煤价格波动幅度超过5%时,以年度为周期,相应调整上网电价。这就意味着,火电企业的上网电价将通过涨价的方式,缓解了因煤炭价格上涨带来的经营困境,而电煤价格的上涨压力,转移到了电网企业。但值得一提的是,《意见》并没有明确火电调整上网电价的具体幅度究竟是多少,这也使得一些电力企业认为还需要再次出台有关煤电联动的实施细则。

拉郎配式的双轨制就此拜拜?

去年12月21日,国家发改委发布了《关于解除发电用煤临时价格干预措施的通知》,文件称鉴于当前电煤供需逐步趋缓、电煤价格在全国范围内基本稳定,决定从2013年1月1日起,解除对电煤的临时价格干预措施,电煤由供需双方自主协商定价,同时要求各省做好煤炭价格监测和市场监管。

但发改委的这份文件并未提及核心内容,其“简单”提法让业内失望之极。但随后,12月25日国务院发布的《意见》,对电煤并轨做了更为全面的部署。首先明确提出:“以取消重点电煤合同、实施电煤价格并轨为核心,逐步形成合理的电煤运行和调节机制。”具体实施措施上,自2013年起取消重点合同,取消电煤价格双轨制,不再下达年度跨省区煤炭铁路运力配置意向框架。

除此之外,发改委还要求地方政府不得干预煤电企业正常经营活动,还要对合同的签订和执行情况进行汇总。在运力方面,运输部门要对落实运力的合同由发改委、铁道部、交通运输部备案。

至此,实行了长达16年的电煤价格双轨制尘埃落定,终于彻底终结。

那么,并轨后煤炭交易模式会怎样呢?是否会发生大的变化呢?

据消息人士透露,神华集团今年的中长期合同方案已经出台。其具体内容为,中长期合同煤较当期环渤海动力煤价格降10元/吨,中长期合同量与现货量的比例是7:3。

据了解,神华集团的方案在国家发改委处获得认同的可能性较大。与此同时,神华集团的中长期合同方案亦获得部分煤企的效仿,众多煤企也同步将各自的中长期合同煤方案搬到谈判桌前:较之当期环渤海动力煤价格下线下浮10-15元/吨。

秦皇岛海运煤炭交易市场总经理王立锋从煤炭市场交易模式的角度认为,神华集团的方案最为科学合理,事实上目前神华集团在秦皇岛的煤炭交割已按照如此方式进行,应该能继续被电企所接受。他认为电煤价格并轨后,大型煤企和电企确定中长期煤炭量价合同的可能性极大。毕竟中长期稳定的合同才能使得供需双方能保持基本稳定的衔接,这对双方都是有利的。

他同时强调,作为煤炭交易中心更多的在于服务,交易中心同时应该具有价格发现、引导供需、减少流通成本的功能,而非操纵和决定价格。

在去年12月份召开的山西2013年煤炭订货会上,几大煤炭企业的电煤价格均较2012年有所上浮,这似乎已经践行了本次电煤并轨的主基调“随行就市”,每吨上调幅度在14元-30元之间,但仍低于市场价。

煤电联动如何度“蜜月”

当电煤价格波动幅度超过5%时,以年度为周期,相应调整上网电价,同时将电力企业消纳煤价波动的比例调整为10%。

煤炭企业作为电煤的供应方,已经将涨价诉求变为现实;而对于需求方电力企业来说,显然不会轻易接受这一变动。

一位知情人士透露,在此前的煤炭订货会上,大同煤炭集团拟签订电煤数量为6600万吨,各大电厂对于协议的数量没有异议,然而由于价格未能达成一致所以并没有签订合同。据了解,大同煤矿集团提出2013年直达煤重点合同价提价15~20元/吨,但电力企业则要求按照2012年的价格执行;而下水煤(水路运输的煤炭)重点合同价是在环渤海指数基础上降5-10元/吨,但电力用户要求降20元/吨。

对于煤炭企业和发电企业的不同利益诉求,国家政策将会如何协调?对此,国务院在上述公布的《意见》中,给出了答案煤电联动。具体表述为:继续实施并不断完善煤电价格联动机制,当电煤价格波动幅度超过5%时,以年度为周期,相应调整上网电价,同时将电力企业消纳煤价波动的比例调整为10%。

此前在2004年,国家发改委曾下发《关于建立煤电联动机制的意见通知》,规定原则上不少于6个月为煤电价格联动周期,平均煤价波动幅度达到或超过5%相应调整电价,而彼时电力企业需消纳煤价波动的30%。

“电煤并轨,可以说是本次政策中最大的亮点。”在后续的采访中,山东普阳集团董事长、山东煤炭储备配送基地总经理刘家文向记者介绍道,“电力企业消纳煤价波动的比例降至10%,意味着如果煤价每吨上涨了100元,其中10元的涨幅由电力企业自主消化,90元的涨幅可能通过调整上网电价向下游传导,这减轻了煤价上涨对电力企业带来的成本压力。以一年为周期调节上网电价,初步实现了煤电价格联动,告别以往的计划电和市场煤老死不相往来的局面。而参照成品油调价机制,发改委下一步可能采集多地煤价作为对照标准,作为调节上网电价的标准,从而保证了发电企业的基本利润,也为建立煤电产业链的中长期机制扫清了障碍。”

煤电联动需看无形之“手”

实施煤电联动,一个老生常谈的问题又一次摆在公众面前:如果电煤价格上涨过快,电价上涨幅度也随之加大,电力企业为了转嫁成本,是否意味着最终的买单者将是普通百姓,并随之带来通胀压力和生活成本的增长?

但从目前中国的煤炭产业供需结构上看,基本上处于平衡状态,甚至呈现出供过于求的局面,所以未来煤炭价格大幅上涨的可能性不大。而煤炭作为一种稀缺资源,其价格走势在未来用不重演过去的“黄金十年”,谁也无法打保票。所以关于煤电联动的矛盾由此产生电煤价格已经市场化,电价则依然深受行政干预。如果按照煤电联动的逻辑,今年市场煤价跌幅超过了30%,电价也应该下降。但由于前几年煤价持续上涨的时候电价上调远远滞后,发电企业确实承受了不少,所以暂时看不到电价下调的可能。也就是说,前几年的煤价持续上涨,最终还是由老百姓买单了。

煤电联动的背后,隐藏着一只无形的“手”,实际上还在进行着行政干预,在本质上使得煤电联动之间的矛盾无法彻底解决。总结过去几次煤电联动胎死腹中的教训,煤电联动根本思路应该是,电力企业提高自身经营效率,同时启动电力体制改革,推动电价市场化,才能从根本上解决问题。但此前市场呼吁电价改革也有多年,要真正实行起来仍很难。主要原因在于,电价改革涉及到电力企业、煤炭企业、电网企业等众多企业利益,还涉及到国家发改委、国资委、电监会以及各级政府之间错综复杂的监管权力分配,所以在未来几年电力体制改革仍很难成型。