多重因素致未來煤價趨穩(wěn)

　　今年上半年，煤炭供應同比增加8.7%，而電力需求及其他金屬需求分別同比下降2.24%及5.1%。8月份正是煤炭的需求高峰期，但秦皇島煤價一直維持穩(wěn)定，需求并沒有出現明顯增加。目前的數據顯示，9月上旬的煤價也未出現明顯上漲。

　　分析人士認為，隨著下游發(fā)電量逐步回升，電煤需求也在增加，供給相對比較穩(wěn)定。不過，目前正是用煤淡季，短期價格將保持平穩(wěn)。

　　盡管如此，五大發(fā)電集團依舊未與煤炭企業(yè)簽訂今年的電煤合同，導致電力企業(yè)不得不靠市場購煤維持日常發(fā)電，發(fā)電成本也因此被推高。不少電力企業(yè)表示，煤炭價格目前依舊處于高位，而電企對煤價的承受力不同，部分企業(yè)因此缺煤停機。

　　日前黑龍江地區(qū)曾出現電力告急，東北地區(qū)主要煤炭供應方龍煤集團對省內絕大多數電廠停止供煤，電廠存煤開始嚴重不足。究其原因，還是煤電雙方對價格談不攏。位于黑龍江省的華電能源（600726）日前宣布，與煤炭企業(yè)簽訂了今年的電煤合同，價格比去年同期提高了17%。這可以看作是煤電雙方博弈在政府協調下的再一次妥協。

　　分析人士認為，由于東北地區(qū)的煤炭價格波動趨勢與全國范圍并不同步，加上去年全國煤價高漲的同時，東北地區(qū)煤價并未隨之高企，今年該地區(qū)合同煤價格出現上漲比較正常，對全國的電煤合同價格來說并不具有代表性。

　　事實上，更多地區(qū)的煤電雙方對合同煤價已經不是那么敏感了。華電國際有關人士透露，目前盡管沒有簽訂今年的電煤合同，但煤炭公司依舊在向電廠供煤，主要以預付款的形式供煤，結算價格基本與去年的電煤合同價格持平。

　　國泰君安研究員王威認為，由于煤炭供應偏松，電力企業(yè)對煤價也形成了一定的議價權，才導致目前名義上未簽合同，但實際電企享受著與合同價相差不大的市場價。

　　鄒序元認為，目前煤價維持平穩(wěn)是由于煤炭供應與電力需求之間達到了平衡區(qū)間，合同煤價與市場煤價之間的波動幅度僅為15%左右，這一波動區(qū)間比較合理，預期未來合同煤價與市場煤價差距會維持在這樣的區(qū)間，不會重演2008年的高度背離。

　　眾多電力企業(yè)對正在進行中的山西省煤炭資源整合對煤炭供應的影響普遍表示關注，有企業(yè)表示，山西省內煤炭整合完畢后，煤炭供應量還將有所增加。而分析人士認為，在供應量穩(wěn)中有增的同時，煤炭企業(yè)的定價權將進一步集中，預期未來煤價的波動幅度也將降低。

　　東部地區(qū)將領跑電力復蘇

　　有市場觀點擔憂，9月份空調負荷已明顯下降，剔除季節(jié)性因素的發(fā)電量增速可能要趨于緩和。但鄒序元認為，下半年，推動電力行業(yè)盈利增長的“主力”將是發(fā)電量增長，即便是居民用電在9月份增速減緩，如果工業(yè)用電量能夠保持增長的話，電力行業(yè)依舊能夠從中明顯獲益。

　　鄒序元預計三季度發(fā)電量環(huán)比二季度增速有望達到10%，相應地，東部地區(qū)部分發(fā)電企業(yè)的利潤環(huán)比增速甚至能達到15%-20%。

　　今年以來，東部地區(qū)的電量以及實體經濟率先復蘇，同時，東部沿海地區(qū)海運費大幅下探，使得東部地區(qū)電力企業(yè)的煤炭成本較中西部以及東北地區(qū)還要低。中信證券研究員楊治山表示，東南沿海地區(qū)的火電廠盈利能力基本已恢復到2007年峰值的60%左右，而中西部的復蘇才剛剛起步。

　　此外，衡量電力企業(yè)盈利空間的重要指標之一是利用小時數，其提高的潛力在于電量增速與電力裝機增速之差。鄒序元表示，目前，全國平均電力裝機容量增速為7%-8%，而預期三季度電量增速在10%左右，因此，落實到單機上，利用率將提升。由于東部地區(qū)的裝機增速要慢于西部和東北地區(qū)，因此東部地區(qū)的電力企業(yè)業(yè)績還將領先回暖。相比之下，東北、西北等地的電力企業(yè)受制于坑口煤價堅挺、電力需求恢復慢，體現到業(yè)績上也存在滯后。