“电煤”涨价：影响几何？
2002-06-12 00:00 来源： 我的钢铁 作者：mysteel
今年的电煤订货会议上,煤电双方经过艰苦谈判将电煤的价格总体涨幅控制在8元/吨以内。
一些地方电力上市公司如果没有参加电煤订货,其用煤价格受市场调节的影响较大。
国家和省属电力公司控股或参股的公司所属电厂,由于参加了电煤订货,价格上涨得到一定控制。
由于电厂所处位置不同,电煤价格上涨幅度不一致,所受到的影响也会有差别。
煤炭是火电生产企业的主要燃料,是成本的主要组成部分。因此,煤炭价格的变动对火电生产企业的成本、利润都会产生很大的影响。而影响煤炭价格走势的,除了煤炭市场的供求关系外,还有发电用煤价格的管理体制。
在今年的电煤订货工作会上,煤电双方经过长达20余天的艰苦谈判,终于将电煤的订货价格总体涨幅控制在了8元/吨以内,电煤订货总量为2.38亿吨,同比增加1343万吨,为预计需求量的80％。
从2002年电煤订货情况看,有两点与往年有所不同,一是去年以来煤炭市场形势在国家宏观调控政策的持续作用下,发生了较大变化,煤炭市场价格不断上扬。二是今年发电用煤价格将全部放开。
由于电力行业各上市公司的订货方式和所在地区不同,电煤价格对其影响也不相同。一些地方电力上市公司如东方热电、富龙热力、穗恒运、大连热电、岁宝热电、祥龙电业、汕电力等,如果没有参加电煤订货,其用煤价格受市场调节的影响较大。
而国家电力公司(包括省属电力公司)控股或参股的上市公司所属电厂,由于参加了电煤订货,煤炭价格上涨得到了一定控制,但是由于电厂所处位置不同,所受影响也会有差别。
这次电煤订货价格上涨无疑会造成发电成本的增加,据初步统计,东北地区涨幅为3元/吨,订货为2980万吨,因此将增加支出8940万元；京津唐地区涨幅为5元/吨,订货量为2380万吨,由此将增加支出1.19亿元；下水煤平均涨幅8.3元/吨,订货总量约为4600万吨,将增加支3.8亿元；山东电力、华能集团、华能国际、湖南电力、湖北电力等直达煤涨幅为8元--10元/吨,订货总量约为5000万吨,将增加支出4亿元--5亿元；河南电力涨幅12元/吨,订货量为1080万吨,将增加支出约1.3亿元；江西电力省内煤涨幅30元/吨,订货量230万吨,将增加支出6900万元。各地区上市公司因所处地区不同煤炭价格也有差别,从而对成本的影响也不同。
在不影响上缴利润、不影响上网电价的前提下,怎样消化这部分支出的增加,业内人士认为不同网省情况不同,消化的渠道和具体采取的措施也应不同。
以山东、浙江为例,实行的是由省电力燃料公司统一组织燃料供应,在前两年煤炭供大于求时,通过灵活运用计划与市场两个手段,已具备了一定的抗风险能力,应当根据市场变化,继续发挥现有集中统一采购体制和机制的优势,以变应变、以丰补歉,或建立电煤采购风险调节基金,发挥"蓄水池"的作用。
据此分析,鲁能泰山、东南电力等上市公司如果加入电煤采购风险调节基金,通过成本价格补偿的方式,来实现电煤价格的相对稳定,降低市场风险,保证电煤有效供应,预计在2002年受电煤影响不像预期那么大。
对于目前实行燃料统分两级管理的华北、华中等部分公司以及华能、中电国际等一些独立发电公司,电煤订货价格的上涨将直接反映为发电成本的增加。
据此分析,华北的通宝能源、漳泽电力,华中的长源电力、豫能控股、华能国际等上市公司,如果没有缓冲电煤订货价格上涨的措施,这些上市公司就应一方面通过加强管理、节能降耗、内部挖潜来消化,在实际供应中应更加紧密地贴近市场,合理安排采购方式,加强燃料的质价验收,通过综合运用调整机组运行方式、加强燃料的掺配燃烧等手段来达到降低采购成本的目的；另一方面,还应当紧紧依靠国家宏观调控措施,化解价格矛盾,积极争取"煤电联动"的政策。
当前,从煤炭供给方面来看,国有重点煤矿近两年新建和改扩建新增能力6400万吨,扣除小煤矿关闭减少能力1000--1500万吨后,实际净增能力4000万吨。国有重点煤矿预计2002年产量可达6亿吨以上,地方国有煤矿预计2002年产量可达2亿吨以上,估计乡镇煤矿2002年产量可达2亿吨。
从煤炭需求方面来看,电力行业比2001年增加2000万吨,冶金、建材、化工等重点行业和重点用户将增加1000万吨,预计国内2002年煤炭需求总量约为9.5亿吨,出口总量9000万吨。
因此,2002年煤炭需求总量从整体上看不会出现较大幅度的增长,特别是随着国有大矿生产能力的提高,煤炭需求总量是能够得到基本满足的,煤炭供应总体上还是一个较为平稳的态势。
从实际情况看,2002年电煤供应在第一季度表现为偏紧,但从上面的分析可以看出,下半年应处于供需平衡状态。从事火力发电的电力行业上市公司,若合理控制电煤成本,今年经营业绩应不会受到明显影响。当然,从事水力发电的企业如桂东电力、韶能股份等上市公司,就不会受此因素影响,今年的经营环境应是较为宽松的。
(华夏证券研究所 殷亦峰)
一些地方电力上市公司如果没有参加电煤订货,其用煤价格受市场调节的影响较大。
国家和省属电力公司控股或参股的公司所属电厂,由于参加了电煤订货,价格上涨得到一定控制。
由于电厂所处位置不同,电煤价格上涨幅度不一致,所受到的影响也会有差别。
煤炭是火电生产企业的主要燃料,是成本的主要组成部分。因此,煤炭价格的变动对火电生产企业的成本、利润都会产生很大的影响。而影响煤炭价格走势的,除了煤炭市场的供求关系外,还有发电用煤价格的管理体制。
在今年的电煤订货工作会上,煤电双方经过长达20余天的艰苦谈判,终于将电煤的订货价格总体涨幅控制在了8元/吨以内,电煤订货总量为2.38亿吨,同比增加1343万吨,为预计需求量的80％。
从2002年电煤订货情况看,有两点与往年有所不同,一是去年以来煤炭市场形势在国家宏观调控政策的持续作用下,发生了较大变化,煤炭市场价格不断上扬。二是今年发电用煤价格将全部放开。
由于电力行业各上市公司的订货方式和所在地区不同,电煤价格对其影响也不相同。一些地方电力上市公司如东方热电、富龙热力、穗恒运、大连热电、岁宝热电、祥龙电业、汕电力等,如果没有参加电煤订货,其用煤价格受市场调节的影响较大。
而国家电力公司(包括省属电力公司)控股或参股的上市公司所属电厂,由于参加了电煤订货,煤炭价格上涨得到了一定控制,但是由于电厂所处位置不同,所受影响也会有差别。
这次电煤订货价格上涨无疑会造成发电成本的增加,据初步统计,东北地区涨幅为3元/吨,订货为2980万吨,因此将增加支出8940万元；京津唐地区涨幅为5元/吨,订货量为2380万吨,由此将增加支出1.19亿元；下水煤平均涨幅8.3元/吨,订货总量约为4600万吨,将增加支3.8亿元；山东电力、华能集团、华能国际、湖南电力、湖北电力等直达煤涨幅为8元--10元/吨,订货总量约为5000万吨,将增加支出4亿元--5亿元；河南电力涨幅12元/吨,订货量为1080万吨,将增加支出约1.3亿元；江西电力省内煤涨幅30元/吨,订货量230万吨,将增加支出6900万元。各地区上市公司因所处地区不同煤炭价格也有差别,从而对成本的影响也不同。
在不影响上缴利润、不影响上网电价的前提下,怎样消化这部分支出的增加,业内人士认为不同网省情况不同,消化的渠道和具体采取的措施也应不同。
以山东、浙江为例,实行的是由省电力燃料公司统一组织燃料供应,在前两年煤炭供大于求时,通过灵活运用计划与市场两个手段,已具备了一定的抗风险能力,应当根据市场变化,继续发挥现有集中统一采购体制和机制的优势,以变应变、以丰补歉,或建立电煤采购风险调节基金,发挥"蓄水池"的作用。
据此分析,鲁能泰山、东南电力等上市公司如果加入电煤采购风险调节基金,通过成本价格补偿的方式,来实现电煤价格的相对稳定,降低市场风险,保证电煤有效供应,预计在2002年受电煤影响不像预期那么大。
对于目前实行燃料统分两级管理的华北、华中等部分公司以及华能、中电国际等一些独立发电公司,电煤订货价格的上涨将直接反映为发电成本的增加。
据此分析,华北的通宝能源、漳泽电力,华中的长源电力、豫能控股、华能国际等上市公司,如果没有缓冲电煤订货价格上涨的措施,这些上市公司就应一方面通过加强管理、节能降耗、内部挖潜来消化,在实际供应中应更加紧密地贴近市场,合理安排采购方式,加强燃料的质价验收,通过综合运用调整机组运行方式、加强燃料的掺配燃烧等手段来达到降低采购成本的目的；另一方面,还应当紧紧依靠国家宏观调控措施,化解价格矛盾,积极争取"煤电联动"的政策。
当前,从煤炭供给方面来看,国有重点煤矿近两年新建和改扩建新增能力6400万吨,扣除小煤矿关闭减少能力1000--1500万吨后,实际净增能力4000万吨。国有重点煤矿预计2002年产量可达6亿吨以上,地方国有煤矿预计2002年产量可达2亿吨以上,估计乡镇煤矿2002年产量可达2亿吨。
从煤炭需求方面来看,电力行业比2001年增加2000万吨,冶金、建材、化工等重点行业和重点用户将增加1000万吨,预计国内2002年煤炭需求总量约为9.5亿吨,出口总量9000万吨。
因此,2002年煤炭需求总量从整体上看不会出现较大幅度的增长,特别是随着国有大矿生产能力的提高,煤炭需求总量是能够得到基本满足的,煤炭供应总体上还是一个较为平稳的态势。
从实际情况看,2002年电煤供应在第一季度表现为偏紧,但从上面的分析可以看出,下半年应处于供需平衡状态。从事火力发电的电力行业上市公司,若合理控制电煤成本,今年经营业绩应不会受到明显影响。当然,从事水力发电的企业如桂东电力、韶能股份等上市公司,就不会受此因素影响,今年的经营环境应是较为宽松的。
(华夏证券研究所 殷亦峰)
