煤电火拼：58元价差引发生死战
- 来源:投资者报
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- 发布时间:2008-12-27 14:48
煤企：“电煤价格要比去年上涨10%”。电企：“我们认为价格要下调40元”。
12月21日开始的2009年煤炭订货会上，由于对合同电煤价格预期产生巨大分歧，唇齿相依的煤电双方针锋相对，谈判陷入僵局。煤企希望提高2009年电煤合同价，以弥补明年增值税上调4个百分点及其他税费所带来的成本上升，电企却希望降低电煤合同价以维持“保本微利”的底线。
双方立场相对。五大电力集团结成“联盟”，共同反对合同煤价上涨。煤炭企业代表也抱团应对，誓不让步。以致为期7天的订货会进行了一半，双方合同定价仍无结果。
这次价格矛盾源于今年煤价的急涨急跌。中国能源网总经理韩晓平对《投资者报》表示，去年煤炭订货会是，五大电企的煤价合同是国家发改委和能源局出面调解后才勉强接受的，但今年电企亏损，双方若协商不成，电企可能并不买账，最终结果可能两败俱伤。
值得注意的是，与去年订货会上国家发改委和能源局出面调解的情形不同，此次订货会前的12月5日，发改委刚刚公布取消煤炭限价令，此时插手有些为难。而现在，当双方再次产生争执，无疑使煤电业市场化改革更显迫切，或将助推煤电合营。
双方分歧：58元
此次订货会上，山西省五大煤炭集团等地方煤企态度强硬，一些地方煤企也抱团作战，呼吁区域结盟和限产保价。河北一位煤炭负责人告诉《投资者报》记者，目前冶金煤已签合同，签约价格比2008年最高价降了近500元，但仍比年初提高了约200元，因此他认为合同电煤价没有不提价的道理。
该人士算了笔账，将煤炭需求放缓、外部成本上升以及增值税和资源税的上调考虑在内，每吨煤总成本压力可能升至70元，而这可能使得煤炭企业出现亏损。他认为，要保证多数煤企不亏损，今年合同煤价至少应涨5%。
与煤炭企业的一致强硬相比，电力阵营也早有预备。目前参加订货的五大电力集团早已结成联盟，由于五家企业占据电煤市场50%以上的份额，而且各自拥有约5000万吨电煤库存，这使其谈判充满底气。
值得注意的是，去年由于煤炭供应紧张，许多电企不顾五大集团的抵抗而自行签定，此次却没有擅自行动，而是静候五大集团的谈判结果。
“在去年基础上降40~50元，是大家希望的价格。”国投电力人士告诉记者，这也是五大集团初步确定的谈判底价。对于煤炭企业希望涨价应对增值税上调带来的成本压力，该人士认为，油价已大大下跌，煤炭价不应再涨，而且煤炭企业今年已盈利，火电行业却在亏损。
说来说去，双方“火拼”的根源不过是一场58元钱买卖的讨价还价。2008年电煤合同平均价约为360元/吨，煤企认为2009年每吨至少应在此基础上涨5%，即每吨涨18元。而电企要求每吨电煤降低40~50元，都按双方最低要求计算，一吨电煤的价格分歧只有58元。
但在加减58元的背后，却各自代表着2009年煤、电行业的生死底线。
煤企：涨价有筹码
电企在过去长时间里掌握着合同煤价主动权，但经历近两年缺煤考验后，随着2008年煤炭价格的疯涨，煤企在定价方面占了上风。然而，今年下半年，由于全球危机和下游需求减弱，煤价回落，煤炭供求过剩局面出现，煤企面临盈利下降。这成为煤企要求涨价的理由之一。
而另一个理由更为直接。自2009年1月1日起，煤炭企业增值税将从13%上调至17%，这对煤企利润造成直接影响，煤炭企业希望通过涨价来弥补增值税上调4个百分点以及其他税费所带来的成本上升。
同样的增值税改革，电力企业却有区别。在煤企看来，电力企业可将此增加部分在税前扣除，成本的增加部分应向下游转移。而且2008年电煤合同平均价约360元/吨，而5500大卡动力煤平均为510元/吨，两者价格相差较大，“明年合同价适当上涨”因此成为多数煤企的一致期待。
近日，秦皇岛煤炭价格的止跌反弹，给了煤企提价新的理由。数据显示，12月中旬以来，船板平仓价由每吨500元涨至约600元，涨幅约17%。
事实上，大型煤企对此也有同样的期待。12月初，中国神华(601088.SH)内部人士接受《投资者报》采访时曾表示，公司动力煤80%以上均采用低于市场煤价的长期合同价，随着未来电煤价格管制的逐步淡出，合同煤价将逐步向市场价格靠拢，存在较大的提升空间。
而在2008年9月初的投资者报告会上，中国神华高层人士明确指出，由于市场价与合同价差距持续拉大，要求合同价上涨非常合理。
中金公司分析员韩永此前也认为，按正常定价，神华合同电煤价涨20%都属合理，但考虑下游电力行业承受能力，他预测神华2009年合同电煤价格上涨为10%。
而就在此次订货会期间，有消息称，神华已与粤电力公司签订合同，合同价上涨15%。记者12月24日就此致电中国神华董秘办，对方表示并不知情。
但中煤和神华在此次订货会上，显得灵活而大度。两者除在福州订货外，还在北京、上海、广州三地设了谈判会场，并称“不签有量无价的合同”，且四个会场分别出价。对于此次订货会僵局，神华人士对《投资者报》表示，尽管煤企成本压力大，但也要看到自己的市场压力，不应片面考虑问题。
若双方谈不笼，煤企果真不妥协吗？上述人士的回答是：无所谓，大不了减产。在他看来，卖煤给电厂并不划算，一方面价格比市场价低；另一方面，由于与电企结算方式是三月一结，因此大量资金被电厂占用。“现在改成每月结账，但电厂仍要占大量资金，同样的煤，卖给其他企业却是现金结算，有时还交预付款。”该人士认为，电厂资金链的背后是煤企资金。
该人士介绍，以前想卖煤给电厂，还要走后门，要看电企的脸色，而且常被电厂无故罚款，如今煤炭紧张了，政府要求煤企给电厂多供煤，但电厂在结算方面仍是旧规矩，致使许多煤矿出现不愿销煤给电厂的局面。
电企：压价为底线
2008年，电力企业的日子自然不如煤企好过，煤价上涨和电量下降轮番挤压，电力系统全年亏损达700亿元。2008年10月开始，由于全球危机和下游需求减弱，煤价回落，电企的成本也有所下降，但2009年电力行业下游需求的下滑已成定局，为减少亏损，电力企业希望通过压低合同煤价来减少成本。
目前，电力需求正在不断下降，公开数据显示，10 月、11 月火电发电量连续出现5.3%、16.6%的负增长。今年前11个月，全国火力发电量累计同比增长率降至4.7%，这是近几年来电力行业遭遇的最大“衰退”。
事实上，受电煤价格上涨、供应不足困扰，许多电厂经历了前所未有的困难，部分电企资金链处于断裂边缘。
为缓解电厂煤炭供应紧张局面，发改委自今年6月20日开始，对电煤价格实行临时干预政策，要求此后电煤最高价执行6月19日当天的结算价格，当天若无交易的，执行最近一次交易结算价格。另外，电价也进行了上调，今年7月1日和8月20日分别上调平均电价2.5分和2分钱。
但国投电力人士对《投资者报》表示，价格干预和上调电价并未有效缓解缺煤电厂燃料供应紧张局面。
一方面，因为进行干预时，煤价已涨到很高。以发热量约4200大卡的低质煤为例，自年初以来，供应电厂价在原来每吨100元的基础上涨了60元，市场价则在原来150元的基础上涨了约80元。“与上年同期相比，价格涨幅达100%，多数电厂难以承受。”
另一方面，由于电煤价格与市场煤价之间始终保持每吨50元左右的差距，实施限价政策之后，这一差距进一步拉大，一家煤炭企业如果向电厂供应100万吨煤，至少要损失5000万元的利润，所以煤矿的电煤供应积极性很低。而且在国家出台电煤的限价政策时，有些煤矿的市场销售价已出现高位回调迹象，而限价政策统一以6月19日的交易价为准，在限制涨价的同时，也限制了煤价回调。
对于取消煤炭价格“双轨制”，上述人士认为，应当理顺电价与煤价之间的关系后，再考虑取消煤价“双轨制”，否则一旦煤价回升，电价不能随发电企业成本的上涨而及时联动，发电企业将再次陷入亏损。
对于电力行业可能的财政补贴，银河证券分析师赵珂认为，由于亏损数目较大，补贴对改善电企的资金作用有限。他认为，目前趁煤炭电力需求下降的时机，应加快电力改革的步伐，尽早理顺煤电等各方面的能源价格。
煤价或小幅下调
赵珂表示，造成此轮煤价大跌的主要原因是下游产量下滑导致煤炭需求连续下降。根据国家统计局最新数据，10月全国火力发电量、粗钢产量、焦炭产量分别为2114亿千瓦时、3590万吨、2194万吨，同比分别下降5.3%、17%、21%。
由于2008年电煤合同价格明显低于市场价格每吨200~300元，市场普遍预计2009年电煤合同价格谈判中，电力企业将会为此做出让步，推动2009年电煤合同价格上涨。
由于中国神华煤炭销量在行业中占比达到10%，而且成本相对较低，因此许多煤企都看其脸色。但是，赵珂告诉《投资者报》，这种做法并不可取。由于神华规模大，成本控制较好，因此其2008年合同煤价相对较低，2009年涨价的可能性较大，但一些实力较弱的煤企由于成本高，往年合同煤价也偏高，就算2009年合同价上涨，这些企业的涨价空间也不如神华大。
另外，由于用电需求下降，2009年电价上调可能性不大，这使电煤合同价上涨的市场预期发生改变。前不久内蒙古下调工业用电价0.045元~0.08元/度，其中，高耗能行业电价下调的8分钱由政府、电网、火电、煤炭公司共同承担。
事实上，合同煤价下调已在近期山西省内重点工业用户电煤定货会上反映出来。由于煤电双方对电煤价格未来走势分歧较大，导致会议一度延期，并且多数合同仍处于有量无价的状态。
而且煤炭市场消失多年的“压价销售”有卷土重来的迹象。据中国（太原）煤炭交易中心负责人介绍，进入9月以来，山西省煤炭市场总体上需求减弱、价格下降，煤炭铁路日均装车减少，外运量下降，外欠货款增加。10月全省铁路运量、出省运量、省内运量环比分别下降5.33%、4.53%和13.44%。截至9月末，全省煤炭货款总拖欠42.19亿元，仅9月单月新增欠款即达11.33亿元。
与此同时，山西已经多次提出限产限价要求，以山西焦炭行业为例，尽管已进行大幅减产和降价，但市场需求仍不乐观。如果企业撑不到需求恢复的那一天，在限产保价后降价甩售也在所避免。
助推煤电联营
此次订货会上的闹剧，背后传递的信息是：如何建立稳定的电煤供应链。
电企一直是煤企最大用户，在我国电源结构中，燃煤电厂一直保持了约75%的比例。预计2010年和2020年，我国发电及供热用煤分别在12亿吨和15亿吨左右。而我国煤、电行业之间的矛盾，正从煤、电博弈转变到寻求利益均分。这样的结构，客观上为煤电联营提供了条件，也提出了要求。
如果是国内单一的煤炭企业，长期以运定产的方式对其产品销售和产能释放甚至发展壮大都有较严重的制约；如果是一家纯粹的电力企业，煤炭成本占营业成本比重约60%，煤炭供给不能及时充分保证，以及煤炭价格波动带来的经营风险，都影响其业绩。加快煤、电联营的建设步伐，有利于实现优势互补，增强煤、电上市公司的综合实力。
而中国神华正是由于创造了煤电运联营的“神华模式”，最大程度的规避了作为单一模式的风险。
山西省社科院能源所所长王宏英表示，在煤炭市场出现新变化的情况下，煤电双方应在重新研判市场的基础上，建立战略合作关系，国家要积极推进实施“煤电一体化”战略，鼓励煤电以资本为纽带，相互参股办矿、办电，加快资源整合。
《投资者报》记者 赖智慧
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12月21日开始的2009年煤炭订货会上，由于对合同电煤价格预期产生巨大分歧，唇齿相依的煤电双方针锋相对，谈判陷入僵局。煤企希望提高2009年电煤合同价，以弥补明年增值税上调4个百分点及其他税费所带来的成本上升，电企却希望降低电煤合同价以维持“保本微利”的底线。
双方立场相对。五大电力集团结成“联盟”，共同反对合同煤价上涨。煤炭企业代表也抱团应对，誓不让步。以致为期7天的订货会进行了一半，双方合同定价仍无结果。
这次价格矛盾源于今年煤价的急涨急跌。中国能源网总经理韩晓平对《投资者报》表示，去年煤炭订货会是，五大电企的煤价合同是国家发改委和能源局出面调解后才勉强接受的，但今年电企亏损，双方若协商不成，电企可能并不买账，最终结果可能两败俱伤。
值得注意的是，与去年订货会上国家发改委和能源局出面调解的情形不同，此次订货会前的12月5日，发改委刚刚公布取消煤炭限价令，此时插手有些为难。而现在，当双方再次产生争执，无疑使煤电业市场化改革更显迫切，或将助推煤电合营。
双方分歧：58元
此次订货会上，山西省五大煤炭集团等地方煤企态度强硬，一些地方煤企也抱团作战，呼吁区域结盟和限产保价。河北一位煤炭负责人告诉《投资者报》记者，目前冶金煤已签合同，签约价格比2008年最高价降了近500元，但仍比年初提高了约200元，因此他认为合同电煤价没有不提价的道理。
该人士算了笔账，将煤炭需求放缓、外部成本上升以及增值税和资源税的上调考虑在内，每吨煤总成本压力可能升至70元，而这可能使得煤炭企业出现亏损。他认为，要保证多数煤企不亏损，今年合同煤价至少应涨5%。
与煤炭企业的一致强硬相比，电力阵营也早有预备。目前参加订货的五大电力集团早已结成联盟，由于五家企业占据电煤市场50%以上的份额，而且各自拥有约5000万吨电煤库存，这使其谈判充满底气。
值得注意的是，去年由于煤炭供应紧张，许多电企不顾五大集团的抵抗而自行签定，此次却没有擅自行动，而是静候五大集团的谈判结果。
“在去年基础上降40~50元，是大家希望的价格。”国投电力人士告诉记者，这也是五大集团初步确定的谈判底价。对于煤炭企业希望涨价应对增值税上调带来的成本压力，该人士认为，油价已大大下跌，煤炭价不应再涨，而且煤炭企业今年已盈利，火电行业却在亏损。
说来说去，双方“火拼”的根源不过是一场58元钱买卖的讨价还价。2008年电煤合同平均价约为360元/吨，煤企认为2009年每吨至少应在此基础上涨5%，即每吨涨18元。而电企要求每吨电煤降低40~50元，都按双方最低要求计算，一吨电煤的价格分歧只有58元。
但在加减58元的背后，却各自代表着2009年煤、电行业的生死底线。
煤企：涨价有筹码
电企在过去长时间里掌握着合同煤价主动权，但经历近两年缺煤考验后，随着2008年煤炭价格的疯涨，煤企在定价方面占了上风。然而，今年下半年，由于全球危机和下游需求减弱，煤价回落，煤炭供求过剩局面出现，煤企面临盈利下降。这成为煤企要求涨价的理由之一。
而另一个理由更为直接。自2009年1月1日起，煤炭企业增值税将从13%上调至17%，这对煤企利润造成直接影响，煤炭企业希望通过涨价来弥补增值税上调4个百分点以及其他税费所带来的成本上升。
同样的增值税改革，电力企业却有区别。在煤企看来，电力企业可将此增加部分在税前扣除，成本的增加部分应向下游转移。而且2008年电煤合同平均价约360元/吨，而5500大卡动力煤平均为510元/吨，两者价格相差较大，“明年合同价适当上涨”因此成为多数煤企的一致期待。
近日，秦皇岛煤炭价格的止跌反弹，给了煤企提价新的理由。数据显示，12月中旬以来，船板平仓价由每吨500元涨至约600元，涨幅约17%。
事实上，大型煤企对此也有同样的期待。12月初，中国神华(601088.SH)内部人士接受《投资者报》采访时曾表示，公司动力煤80%以上均采用低于市场煤价的长期合同价，随着未来电煤价格管制的逐步淡出，合同煤价将逐步向市场价格靠拢，存在较大的提升空间。
而在2008年9月初的投资者报告会上，中国神华高层人士明确指出，由于市场价与合同价差距持续拉大，要求合同价上涨非常合理。
中金公司分析员韩永此前也认为，按正常定价，神华合同电煤价涨20%都属合理，但考虑下游电力行业承受能力，他预测神华2009年合同电煤价格上涨为10%。
而就在此次订货会期间，有消息称，神华已与粤电力公司签订合同，合同价上涨15%。记者12月24日就此致电中国神华董秘办，对方表示并不知情。
但中煤和神华在此次订货会上，显得灵活而大度。两者除在福州订货外，还在北京、上海、广州三地设了谈判会场，并称“不签有量无价的合同”，且四个会场分别出价。对于此次订货会僵局，神华人士对《投资者报》表示，尽管煤企成本压力大，但也要看到自己的市场压力，不应片面考虑问题。
若双方谈不笼，煤企果真不妥协吗？上述人士的回答是：无所谓，大不了减产。在他看来，卖煤给电厂并不划算，一方面价格比市场价低；另一方面，由于与电企结算方式是三月一结，因此大量资金被电厂占用。“现在改成每月结账，但电厂仍要占大量资金，同样的煤，卖给其他企业却是现金结算，有时还交预付款。”该人士认为，电厂资金链的背后是煤企资金。
该人士介绍，以前想卖煤给电厂，还要走后门，要看电企的脸色，而且常被电厂无故罚款，如今煤炭紧张了，政府要求煤企给电厂多供煤，但电厂在结算方面仍是旧规矩，致使许多煤矿出现不愿销煤给电厂的局面。
电企：压价为底线
2008年，电力企业的日子自然不如煤企好过，煤价上涨和电量下降轮番挤压，电力系统全年亏损达700亿元。2008年10月开始，由于全球危机和下游需求减弱，煤价回落，电企的成本也有所下降，但2009年电力行业下游需求的下滑已成定局，为减少亏损，电力企业希望通过压低合同煤价来减少成本。
目前，电力需求正在不断下降，公开数据显示，10 月、11 月火电发电量连续出现5.3%、16.6%的负增长。今年前11个月，全国火力发电量累计同比增长率降至4.7%，这是近几年来电力行业遭遇的最大“衰退”。
事实上，受电煤价格上涨、供应不足困扰，许多电厂经历了前所未有的困难，部分电企资金链处于断裂边缘。
为缓解电厂煤炭供应紧张局面，发改委自今年6月20日开始，对电煤价格实行临时干预政策，要求此后电煤最高价执行6月19日当天的结算价格，当天若无交易的，执行最近一次交易结算价格。另外，电价也进行了上调，今年7月1日和8月20日分别上调平均电价2.5分和2分钱。
但国投电力人士对《投资者报》表示，价格干预和上调电价并未有效缓解缺煤电厂燃料供应紧张局面。
一方面，因为进行干预时，煤价已涨到很高。以发热量约4200大卡的低质煤为例，自年初以来，供应电厂价在原来每吨100元的基础上涨了60元，市场价则在原来150元的基础上涨了约80元。“与上年同期相比，价格涨幅达100%，多数电厂难以承受。”
另一方面，由于电煤价格与市场煤价之间始终保持每吨50元左右的差距，实施限价政策之后，这一差距进一步拉大，一家煤炭企业如果向电厂供应100万吨煤，至少要损失5000万元的利润，所以煤矿的电煤供应积极性很低。而且在国家出台电煤的限价政策时，有些煤矿的市场销售价已出现高位回调迹象，而限价政策统一以6月19日的交易价为准，在限制涨价的同时，也限制了煤价回调。
对于取消煤炭价格“双轨制”，上述人士认为，应当理顺电价与煤价之间的关系后，再考虑取消煤价“双轨制”，否则一旦煤价回升，电价不能随发电企业成本的上涨而及时联动，发电企业将再次陷入亏损。
对于电力行业可能的财政补贴，银河证券分析师赵珂认为，由于亏损数目较大，补贴对改善电企的资金作用有限。他认为，目前趁煤炭电力需求下降的时机，应加快电力改革的步伐，尽早理顺煤电等各方面的能源价格。
煤价或小幅下调
赵珂表示，造成此轮煤价大跌的主要原因是下游产量下滑导致煤炭需求连续下降。根据国家统计局最新数据，10月全国火力发电量、粗钢产量、焦炭产量分别为2114亿千瓦时、3590万吨、2194万吨，同比分别下降5.3%、17%、21%。
由于2008年电煤合同价格明显低于市场价格每吨200~300元，市场普遍预计2009年电煤合同价格谈判中，电力企业将会为此做出让步，推动2009年电煤合同价格上涨。
由于中国神华煤炭销量在行业中占比达到10%，而且成本相对较低，因此许多煤企都看其脸色。但是，赵珂告诉《投资者报》，这种做法并不可取。由于神华规模大，成本控制较好，因此其2008年合同煤价相对较低，2009年涨价的可能性较大，但一些实力较弱的煤企由于成本高，往年合同煤价也偏高，就算2009年合同价上涨，这些企业的涨价空间也不如神华大。
另外，由于用电需求下降，2009年电价上调可能性不大，这使电煤合同价上涨的市场预期发生改变。前不久内蒙古下调工业用电价0.045元~0.08元/度，其中，高耗能行业电价下调的8分钱由政府、电网、火电、煤炭公司共同承担。
事实上，合同煤价下调已在近期山西省内重点工业用户电煤定货会上反映出来。由于煤电双方对电煤价格未来走势分歧较大，导致会议一度延期，并且多数合同仍处于有量无价的状态。
而且煤炭市场消失多年的“压价销售”有卷土重来的迹象。据中国（太原）煤炭交易中心负责人介绍，进入9月以来，山西省煤炭市场总体上需求减弱、价格下降，煤炭铁路日均装车减少，外运量下降，外欠货款增加。10月全省铁路运量、出省运量、省内运量环比分别下降5.33%、4.53%和13.44%。截至9月末，全省煤炭货款总拖欠42.19亿元，仅9月单月新增欠款即达11.33亿元。
与此同时，山西已经多次提出限产限价要求，以山西焦炭行业为例，尽管已进行大幅减产和降价，但市场需求仍不乐观。如果企业撑不到需求恢复的那一天，在限产保价后降价甩售也在所避免。
助推煤电联营
此次订货会上的闹剧，背后传递的信息是：如何建立稳定的电煤供应链。
电企一直是煤企最大用户，在我国电源结构中，燃煤电厂一直保持了约75%的比例。预计2010年和2020年，我国发电及供热用煤分别在12亿吨和15亿吨左右。而我国煤、电行业之间的矛盾，正从煤、电博弈转变到寻求利益均分。这样的结构，客观上为煤电联营提供了条件，也提出了要求。
如果是国内单一的煤炭企业，长期以运定产的方式对其产品销售和产能释放甚至发展壮大都有较严重的制约；如果是一家纯粹的电力企业，煤炭成本占营业成本比重约60%，煤炭供给不能及时充分保证，以及煤炭价格波动带来的经营风险，都影响其业绩。加快煤、电联营的建设步伐，有利于实现优势互补，增强煤、电上市公司的综合实力。
而中国神华正是由于创造了煤电运联营的“神华模式”，最大程度的规避了作为单一模式的风险。
山西省社科院能源所所长王宏英表示，在煤炭市场出现新变化的情况下，煤电双方应在重新研判市场的基础上，建立战略合作关系，国家要积极推进实施“煤电一体化”战略，鼓励煤电以资本为纽带，相互参股办矿、办电，加快资源整合。
《投资者报》记者 赖智慧
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