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关于当前电煤价格的分析与建议
发布时间：2018-05-07 作者：派智库 来源：国研网 浏览：次【字体： 大 中 小】
内容摘要：2017年，我国电煤价格出现短期上涨，当前价格处于2010年以来的中游水平，全年没有出现类似往年的过度涨跌。电煤价格明显回升，波动幅度相对不大，有利于PPI保持、较平稳的正增长，也让煤炭企业恢复了较高盈利能力，为企业转型和国企改革赢得时间与空间，为工业结构调整奠定了微观基础。围绕经济趋势、煤炭供需结构和供应结构、天气和灾害等自然因素、安全生产因素以及政府宏观调控等方面分析，预计电煤价格在未来2个月的时间内仍将保持小幅波动态势。电煤价格不宜波动过大，而且需要保持在一定的合理区间。建议将短期干预政策与长期平抑机制有机结合，政策可侧重于加速新老电煤产能更替、合理布局电煤储备和重点建设全国煤炭交易中心三个方面，在平抑煤价过度波动的同时维护电煤市场的有序运行。
关键词：电煤价格，趋势分析，政策建议
2017年以来，我国局部地区在一定时段重现“买煤难”，电煤价格也出现了短期上涨。煤炭企业全年盈利水平有了显著增长。进入2017年10月份，20多家煤炭企业率先集中下调电煤价格，目前的市场价格已经趋于平稳，甚至低于年初价格。受多重因素影响，如果没有出现严重的“冰雪封冻”或重大事故等较小概率事件，预计电煤价格在短期内并不会出现大幅波动。未来2个月，煤炭市场仍会延续总体平稳、局部趋紧的态势，也不排除电煤价格会在某时段内出现一定幅度波动的情况。考虑到煤炭在我国能源结构中的基础性地位，有必要出台相关政策，将短期应急性平抑与长效市场机制相结合，保障工业平稳运行。
一、当前电煤价格的总体态势及影响
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(一)当前价格处于2010年以来的中游水平，截至2017年12月中旬没有出现往年的过度涨跌
当前的电煤价格已恢复至2013年7月份水平，虽与2011年的历史最好水平相比仍有较大差距，但与2015年的低点相比有了较大幅度提高。2011年10月份，国内电煤价格达到历史最高点，环渤海湾动力煤价格指数为853元/吨；2015年12月，电煤价格降至本轮下行周期的最低点，指数值为371元/吨。
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当前，电煤整体价格与2017年年初相比变化不大，没有出现往年的“跳跃式”上涨或下降，波动幅度显著趋缓。
2017年环渤海煤炭价格指数
资料来源：秦皇岛煤炭网。
2017年电煤价格的较大起伏出现在上半年，包括2次上涨和1次下降，幅度同样相对较小。第一次上涨出现在2017年一季度，环渤海煤炭价格指数在42天的时间里上涨了18元/吨，涨幅为3.07%；第一次下降出现在2017年二季度，环渤海湾煤炭价格指数在70天内下滑44元/吨，降幅为7.26%；第二次上涨出现在2017年6月，环渤海湾煤炭价格指数在22天时间里上涨了18元/吨，涨幅为3.2%。下半年，电煤价格基本平稳，环渤海煤炭价格指数稳定在576-585元/吨的区间，波动幅度非常小。即使在上半年的波动期，波动幅度也明显小于往年水平。截至
(二)电煤价格趋势对经济的影响主要体现在三个方面
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PPI保持正速、较平稳增长。电煤价格开始回升，是从2016年6月份开始的。环渤海煤炭价格指数从
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煤炭企业恢复较高盈利能力，为企业转型和国企改革赢得时间与空间。2016年8月，煤炭开采和洗选业利润总额累计同比增速结束了连续46个月的负增长，重回正增长区间。2017年以来，煤炭开采和洗选业利润总额累计同比增速保持在3位数以上，销售利润率持续2位数增长。在新旧动能转换的窗口期，煤炭企业面临非常大的转型压力，国有煤炭企业还承担着改革重任。现金流的恢复稳定了煤炭企业的生产运营，让企业有能力、有时间解决转型和改革难题。
工业结构调整有了微观基础。当前阶段，传统工业行业的企业内生新动能还处于形成期。传统工业企业虽然经营形势明显改善，但很多企业的困难和问题并没有根本性解决，利润的支撑点不多、亏损源不少。市场对传统工业产品的需求也只是恢复到了一定水平，并没有大幅度增长。电煤价格回升有利于以煤炭企业为典型代表的传统工业企业经营形势的好转。企业业务优化的资金得到保障，为工业结构调整打下了较好的微观基础。然而，如果电煤价格上涨幅度逼近甚至超过下游企业利润总额的增长幅度，盈利基础并不牢固的传统工业转型也将受到影响。火电行业的情况最为典型和特殊。由于“计划电”和“市场煤”的体制差异，本应保持同步的两个上下游行业呈现出了相反的运营形势。本轮电煤价格回升的同时，火电企业却面临着较大的经营压力。当前的电煤价格水平，既恢复了煤炭企业的赢利能力，也让下游传统工业企业有了结构调整的基本保障。
二、当前电煤价格态势形成的主要原因和短期趋势判断
(一)主要原因
经济趋稳向好，下游需求逐步恢复正增长。电煤价格是经济形势的“晴雨表”，电煤价格保持一定水平本身就充分体现了我国经济趋稳向好的发展态势。2017年前三个季度，GDP增速均为6.9%，好于上年同期。原煤消费量累计增速也在2017年9月份实现正增长，同比增速为4.5%。经济趋稳向好是电煤价格保持一定水平、波动幅度相对较小的基本前提。
煤炭供应能力弹性较大，市场供需结构保持平衡。“去产能”和环保政策相结合，我国煤炭供应能力得到有效控制。2016年电煤价格上涨了60%左右，原煤产量却依然同比下降9%。2017年，包括“去产能”在内的煤炭控产能政策适时调整，同时先进产能加速释放。2017年1-11月，原煤产量同比增速升至3.7%，国内市场供应量稳步提升。同时，进口煤成为国内煤炭市场保持供需平衡的重要市场化因素。国内供大于需时，煤炭价格下滑，进口煤价格优势减弱，进口量下降，缓解市场下行压力；供应趋紧时，煤炭价格上涨，进口煤价格优势明显，进口量增加，缓解市场供需矛盾。2017年1-11月，进口煤同比增速为8.5%，对市场保持供需平衡发挥了一定作用。2017年1-11月，原煤产量约为31.36亿吨、进口煤总量约为2.48亿吨，煤炭消费量为33亿-34亿吨，市场供需保持平衡。
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电煤产能不断优化的同时也影响了供应结构，造成局部地区电煤短缺，带动电煤价格保持在一定水平。本轮煤炭“去产能”效果明显。当前，从市场供需总量看，供需结构基本平衡，但供应结构并不均衡。例如西南地区，由于缺乏本地接续产能，在退出低效的电煤产能后几乎全部从省外采购电煤；东北地区，尤其是黑龙江省，除了“去产能”之外，还有国企改革重任，电煤供应对外省的依赖程度越来越强；东部沿海地区，一直是电煤外运为主，同时也是电煤进口的主要目的地，部分省份在水电能力不足的情况下也存在电煤趋紧的情况，尤其是在禁止发热量低、含硫量高的电煤进口之后，电煤供应也受到了一定影响。因此，“局部地区在个别时段”存在电煤短缺。
2017年夏季，多地出现历史最高温，水电分布地区干旱少雨，支撑电煤价格保持较高水平。自然条件是影响电煤价格波动的一个非常重要的因素。首先，一年当中，用电量最高的季节是“迎峰度夏”期和“冰雪封冻”期，电煤价格也会在每年的夏、冬两季上涨，在其他时间段会出现一定幅度的波动下行。即使在价格逐年攀升的“黄金十年”期，也呈现出季节性波动的特性。2017年的夏季格外炎热，多地连续出现历史最高温，社会用电量一直保持较高水平。其次，水电因发电成本低成为火电的最佳替代，但水电受自然因素影响更大。2017年以来，水电分布地区多干旱少雨，水电能力受到制约，对火电需求的影响不如往年大。2017年1-9月，规模以上火电发电量累计同比增速为6.3%，比上年同期上升5.5个百分点；相反，水电增速仅为0.3%，与上年同期相比下降了8.3个百分点。
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政府的宏观调控措施有助于稳定电煤价格。一是取消“276工作日”制度和促进先进产能加速释放和建设，有助于在较短时间内提升电煤市场供应能力。二是及时采取保持电煤价格平稳的引导性措施以及鼓励供需大客户执行合同电煤价格，对稳价发挥了一定作用。三是为应对大气污染防治采取的工业限产措施减少了供暖季的电煤需求，而突发煤矿安全事故地区的安全整改措施也会在短期内减少电煤供应。前者是电煤价格尚未出现“跳跃式”上升的一个主要因素，后者可能会造成局部地区在当时时段的临时性短缺。
(二)未来2个月的电煤价格判断
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影响电煤价格的主要因素包括经济趋势、供需结构、供应结构、自然因素、安全生产和宏观调控等方面。上文已有分析。未来2个月，经济在中高速区间平稳运行的大势基本不变，电煤供应能力应然保持张力，电煤供应结构不均衡的情况难以短期消除，电源主要以火电为主，国家对煤炭市场的宏观调控力度不会减弱。不确定性较大的因素主要有两个，一是天气寒冷程度。2个月时间内是否会出现大面积，甚至是全国范围内的异常寒冷天气；是否会出现煤炭主产区或主要消费地的极端寒冷天气。二是突发事故。包括是否会出现重大或特大煤炭生产事故，是否会出现地震等自然灾害。两个不确定性因素发生的概率较小。因此报告认为：未来2个月的时间内，电煤价格仍将保持相对平稳的较小幅波动态势。
三、政策建议
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电煤价格不宜波动过大，而且需要保持在一定的合理区间。分析2017年1-12月的价格，政府宏观调控发挥了较好作用，但基本前提是经济形势趋于平稳，供需结构基本平衡。电煤价格自2017年10月以来的微下行最为典型，政府稳价的引导性措施有作用，但如果市场整体供不应求，电煤价格仍然会呈现上涨势头。因此，短期干预政策与长期平抑机制有机结合，更能在平抑煤价过度波动的同时维护电煤市场的有序运行。
(一)加速新老电煤产能更替
我国电煤供应能力总体是宽松的，而且依然存在低效产能。“去产能”政策应长期坚持，今后的重点在于产能结构优化，也即是坚持压减掉低效产能。尤其是国有煤炭企业的资源枯竭、开采成本高、人员和债务负担重的产能，应该加速退出。既可以进一步优化供需结构，还可以提升国有煤炭企业的运营效率。但随着压减量增加和压减范围扩大，整体供需趋紧的情况也会时有发生。因此，电煤产能还要有减有增，减掉低效产能的同时增加高效产能。增加高效产能有两条渠道，一是加速新建先进产能，这项工作正在开展；二是尽快解决中东部地区仍然有资源优势的矿区内主要煤炭企业的资源接续问题，例如山东、河北、安徽等地，缓解电煤局部地区、部分时段短缺压力，同时也有利于国有煤炭企业的生存和发展。
(二)合理布局电煤储备
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“西煤东运”和“北煤南运”是我国电煤市场的重要特征，这是由电煤资源分布和主要消费市场分布决定的。长距离的供应不可避免会产生局部地区、部分时段的供应紧张。这些地区的电煤资源短缺，矿井开采条件复杂，属于优化调整的范畴。因此缓解供应紧张不能依靠本地资源，还需要省外采购。即需即采存在时滞，即使政府协调也不能保证及时到位。配置电煤储备可有效解决难题。建议将电煤储备作为一项基础设施建设，提供必要的政策支持并合理布局，吸取以前“政府布点、市场难认”的经验，在已经形成的电煤必经之处建设储备节点，采取企业主导、政府引导的方式，缓解局部供需压力。
(三)重点建设全国煤炭交易中心
建设全国煤炭交易中心早已成为我国煤炭流通体制改革的一项重点内容，但至今没有突破。目前，我国已形成了多个区域中心，包括分布在港口节点的秦皇岛煤炭交易中心，分布在产地的中国(太原)煤炭交易中心、内蒙古煤炭交易中心、陕西煤炭交易中心等。神华是我国煤炭龙头企业，神华煤的交易价格也成为我国电煤市场的风向标。但恰恰是全国性煤炭交易中心没有成立。在市场化的煤炭价格形成机制下，以计划为主的政府宏观调控虽然在短期内平抑了电煤价格波动，却不利于价格对市场真实信息的传递和市场的公平竞争，反而有可能加重市场供不应求的矛盾。全国煤炭交易中心建设可成为政府市场化调控煤炭市场的抓手，重点在于三个方面：一是明确建设主体。缺乏建设主体是全国煤炭交易中心“难产”的一个重要因素，可由已有的区域煤炭交易中心、神华集团等利益相关方共同组成。二是初期运营应重在煤炭市场的数据集成和发布，从政府向市场“喊话”转变为让数据发声。缺少适宜的煤炭交易方式是全国煤炭交易中心“难产”的另一个重要因素，因此运营的先期工作可从目前基础较好的大数据运营为突破点，逐步探索交易方式。三是与电煤储备库建设和运营相结合，设计好交易、交割流程，形成市场化的平抑电煤价格波动的长效机制。
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