煤電價格聯動機制取消對相關市場的影響分析

冼夢龍

(中遠海運散貨運輸有限公司 廣東 廣州 510220)

2019月26日，國常會決定從2020年1月1日起，取消煤電價格聯動機制，將現行標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。基準價按各地現行燃煤發電標桿上網電價確定，浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，具體電價由發電企業、售電公司、電力用戶等通過協商或競價確定，但明年暫不上浮，特別要確保一般工商業平均電價只降不升。同時，居民、農業等民生范疇用電繼續執行現行目錄電價，確保穩定。

一、建立電價市場化形成機制的原因

建立和完善電價市場化形成機制，一方面是為了促進和提高電力市場化交易的水平，從而達到降低生產和生活的用電成本，最終達到降低生產和生活資料成本的目的，提高商品的競爭力水平。另一方面，當前燃煤發電市場化交易電量已占約50%、電價已經明顯低于標桿上網電價，也就是目前現在市場競爭交易形成和產生的真實市場交易電價已經低于各地的標桿電價。同時，“基準價+浮動機制”這一機制，是對應全面放開經營性電力用戶發用電計劃后的價格形成機制，意在將經營性電力用戶全面推向市場，也意味著過往基于政府定價模式的煤電標桿電價制度即將退出歷史舞臺。

二、建立市場化電價形成機制，對相關方的影響

(一)對用電企業而言，生產成本將進一步下降

整體看，實行電力市場化最大的受益者是用電企業，政策導向也傾向于用電企業，通過實行電力市場化后，能進一步促進和提高電力市場化交易的水平，從而降低企業和居民生產和生活的用電成本，最終達到降低生產資料的成本，提高商品的競爭力水平。

(二)對發電企業而言，后期盈利空間會有收縮

政策中明確指出，基準價按各地現行燃煤發電標桿上網電價確定，浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，明年暫不上浮，特別要確保一般工商業平均電價只降不升。浮動電價的上漲幅度小于下跌幅度，而且2020年電價只能降不能漲，政策導向不利于燃煤電廠，燃煤發電企業要下調上網電價，電價下調后燃煤電廠的盈利能力會進一步降低。

另一方面，近年來火電設備利用小時數一路走低，反映出目前電力供需格局仍然寬松，電力市場化交易后，電廠盈利會分化加大，成本優勢強的大型企業通過降價加大發電小時數，發電量增長彌補有限的電價下調，而成本高的電廠可能面臨小時數和電價雙降的危機，未來被淘汰可能性很大，長期看有利于火電企業產能集中。

(三)對煤炭企業而言，后期煤價會繼續承壓

2020年電價只能降不能漲而且電價的上浮比例小于下浮比例，電廠利益要更多的向用電企業傾斜，而電廠為維護自身利益打壓煤炭價格將是必然。在當前煤炭市場供需格局不斷偏寬松的狀態下，煤炭市場價格將承壓下行。

(四)行業洗牌加速，電企縱向橫向整合深化

可以預見，未來電力企業將進入洗牌階段，兼并重組工作加速。而未來電力行業監督將進一步完善、電力體制改革將進一步深化、清潔能源發電繼續快速發展、節能減排壓力助推電力企業戰略轉型步伐加快。

從縱向產業鏈來看，電企或將與傳統煤炭企業開展更深程度的聯營，如國電集團與神華集團的重組，使得產業鏈優勢互補。煤炭企業與發電企業重組，形成同一主體是煤電聯營的較好形式，能夠形成全產業鏈競爭優勢，發揮協同效應。

從橫向產業鏈來看，電力企業之間的合作甚至重組現象增多，企業著重尋求多元化業務發展。在未來火電成本優勢不再明朗的情況下，擁有橫跨火電、水電、風電等多個領域的綜合性發電企業的競爭優勢便被格外放大，強者更強，或將是未來電力行業的主要特點之一。

三、對煤炭供需市場的影響

(一)宏觀經濟韌性仍在，對煤炭需求有較大支撐作用

今年以來，我國經濟下行壓力持續顯現，國家繼續實施積極的財政政策和穩健的貨幣政策，煤炭消費需求整體保持平穩態勢。全國電力生產運行平穩，電力供需總體平衡，1-8月份，全國全社會用電量47422億千瓦時，同比增長4.4%，增速比上年同期回落4.5個百分點。

2018、2019年分月全社會用電量及其增速

2020年中國經濟受貿易摩擦和結構調整影響，仍面臨較大下行壓力，但預計可維持6%左右中高速增長。電力需求將保持穩定增長態勢，繼續支撐煤炭需求的增長。但隨著經濟增速的放緩、經濟結構的調整，全社會用電增速將隨之緩慢下降，平均增長率或降低到3.0%-4.0%，電煤需求增速同步放緩。

(二)清潔能源繼續加速，但短期煤電仍是市場主體

取消煤電標桿電價政策轉為浮動式電價政策，一定程度上利好新能源發電。一是，取消煤電標桿電價政策轉為浮動式電價政策，后續可配合配套分布式市場化交易(隔墻售電)政策，則分布式新能源將在大面積、高效率捅破用戶側平價瓶頸，市場前景可期。二是，競價模式為新能源消納打開空間，競價模式下發電項目的上網優先權由邊際成本決定，新能源邊際成本最低；電改總體目標是提高用能效率、降低系統用能成本，實現的路徑之一就是多消納新能源。

近期國家能源局發展規劃司司長李福龍表示，目前正在研究“十四五”能源發展規劃，將繼續壯大清潔能源發展。2018年中國清潔能源(包括非化石能源和天然氣)占一次能源消費總量比重合計約22.2%，距離2020年和2030年分別達25%和35%左右的目標還有一定差距。同時，我國還將繼續調整煤炭消費結構，重點發展清潔煤電，大力減少散煤消費。

但另一方面，盡管煤炭在一次性能源中占比下滑，但短期仍居于主體地位，我國經濟增速將保持中高速，電力煤炭需求增量一定程度上決定了煤炭需求總增量，結合煤炭在能源中占比的下滑，短期電煤需求總量仍保持弱增長態勢。

(三)先進產能加速釋放，煤炭市場供需格局趨于寬松

供應方面，今年以來國家發改委、能源局共新建批復煤礦項目30個，合計產能1.6億噸/年，隨著先進產能的加速釋放，晉陜蒙等重點產煤地區煤炭產量得到有效增加，1-8月份，全國原煤產量24.1億噸，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，多地區取消異地報關，但今年進口煤數量仍然不斷攀高，1-9月份，全國進口煤炭2.5億噸，同比增長9.5%。

需求方面，受貿易戰影響，工業用電不斷疲軟，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下滑，與此同時在長協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。

六大電廠煤炭庫存走勢

(四)煤炭價格重心下移，波動幅度收窄

在國內供應穩步提升和供給側結構性改革的大背景下，2019年國內煤炭市場淡旺季波動規律性逐漸削弱，煤價階段性上漲或是下跌均將受到一定限制，并逐漸向綠色區間(500-570元/噸)靠攏。今年全國煤炭價格走勢呈現出兩大特點，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751元/噸，全年煤價最低值為4月中旬的564元/噸，兩者價差187元/噸。2019年1-10月平均價格為597元/噸，同比下跌57元/噸，跌幅達8.7%，全年價格位于580-630元/噸之間運行，可見今年煤炭價格重心在下移的同時，波動幅度也有所收窄。

秦皇島動力煤價格走勢(Q5500K)

上網電價市場化機制的實施，將進一步加劇電力企業的經營壓力，促使電企進一步壓低電煤采購成本，同時考慮到煤炭供需環境逐步寬松、宏觀經濟下行壓力以及煤價看空情緒帶來的市場壓力，2020年煤炭價格重心將繼續下移，并保持窄幅波動態勢。

四、對內貿煤及遠東煤炭運輸市場的影響

(一)對內貿煤運輸市場中性偏弱

總體而言，2020年中國經濟受貿易摩擦和結構調整影響，仍面臨較大下行壓力，但預計可維持6%左右中高速增長。電力需求將保持穩定增長態勢，預計全社會用電增速在3.0%-4.0%左右，繼續支撐煤炭需求的增長。但煤電聯動機制取消，疊加煤炭供需形勢的逐步寬松，對煤炭價格帶來下行壓力，不利于市場情緒的恢復，也不利于中間貿易環節需求，給沿海市場帶來一定負面壓力。

(二)中國進口煤政策依然是遠東煤炭市場最大不確定性因素

中國進口煤政策方面，在國內煤炭市場供需形勢進一步寬松的背景下，預計繼續通過延長通關時間、嚴格煤炭質量檢測標準、禁止二類口岸進口煤等手段限制進口，以優先保障電廠用煤為主。同時，政策執行也存在較大的不確定性，今年以來雖然政策面不斷收緊，但進口煤數量仍然不斷攀高，1-9月份全國進口煤炭2.5億噸，同比增長9.5%，或因國內煤價持續高位下電企施壓所致。上網電價市場化實施后，電廠盈利空間進一步受限，從而帶來進口煤政策執行的不確定性。

(三)印度、東南亞地區是遠東煤炭市場的主要亮點

近年來，印度及東南亞一帶國家煤炭進口需求持續強勁。國際能源署預計，由于印度經濟的持續高速增長，電力需求將保持年均5%以上的增速，電力部門之外，印度經濟增長和基礎設施發展也將拉動鋼鐵和水泥行業對煤炭的消費。此外，馬來西亞、巴基斯坦、菲律賓和越南等過在新建燃煤電廠的支持下，進口煤炭需求增長保持兩位數以上增速。相比之下，日本、韓國、臺灣等地區需求則相對穩定，對市場影響也相對平穩。