动力煤价高位企稳
三季度末到四季度初，各大电厂为冬季囤煤做准备，环渤海地区动力煤价格从9月7日开始恢复上涨。海运煤炭网2日发布的最新一期数据显示，环渤海地区港口平仓的发热量5500大卡市场动力煤的综合平均价格报收853元/吨，与前一报告周期持平。该价格为指数发布以来的最高价位，发热量5500大卡市场动力煤的综合平均价格自本轮上涨以来累计涨幅达到28元/吨。
据秦皇岛煤炭交易市场总经理李学刚介绍，从对环渤海六个港口交易价格的采集数据结果看，本报告周期24个港口规格品中，价格上涨的港口规格品由前一报告期的11个增加到了13个；价格持平的港口规格品由前一报告期的12个减少到了10个；价格下降的港口规格品维持在前一报告期的1个。
近期我国非炼焦煤进口超常增加也显示国内动力煤需求旺盛。据李学刚介绍，9月份我国进口煤炭1912万吨，同比增加了25.1%，创造了有史以来的新高；其中非炼焦煤进口1523万吨，同比增加407万吨，提高了36.5%，同样刷新了历史单月进口量的最高记录。
据业内人士分析，近期国内水电出力比例较低使得动力煤需求比较旺盛，动力煤价将继续维持在高位运行。受西南及广西旱情影响，今年水电利用小时数同比下滑明显，而四季度为枯水季，预计水电仍将乏力，火电供电负荷将有增无减。从电厂库存来看，近期全国重点发电企业的电煤库存回升较快，由9月末的6455万吨增加到了10月20日的近7120万吨。
临近冬季取暖季，动力煤价再度出现上涨，最新一期环渤海动力煤价格指数显示动力煤价前期的持续上涨动力有所减弱，但价格仍保持高位运行。今年以来，国内电荒持续时间超过往年，中国电力企业联合会预测今冬明春全国最大电力缺口将达3000万-4000万千瓦。今冬明春的电荒似乎已成定局，业内期待的电价上调或能降低“人为”电荒的因素，但终端需求减弱带来煤炭价格回落的预期可能会使得短期内上调电价难以成行。
高煤价促“人为”电荒
动力煤价格高企无疑给本就困难的火电企业雪上加霜，也使得今年冬季的供电形势更加不容乐观。10月27日，中国电力企业联合会发布2011年前三季度全国电力供需分析预测报告，预测今冬明春全国最大电力缺口将达3000万-4000万千瓦。这一结论超出了此前电监会的预计。10月20日，电监会预测的今冬明春最大电力缺口约2600万千瓦。
这就意味着从今年春季开始的电荒将持续到明年春季，持续近一年电荒也创下了历史记录。梳理近两年的电荒与全社会用电量的关系，发现今年的电荒不仅持续时间长，还具有“人为”的特点。
2010年随着经济的复苏，全社会用电量达41998.82亿千瓦时，同比增长了14.76%，其中工业用电量达30966.77亿千瓦时，同比增长15.73%。工业用电量增加，尤其是高耗能企业的复苏被视为造成去年电荒的重要原因。
但今年经济增速和社会用电增速下降，电荒却在加剧。今年前三季度工业增加值增速逐季放缓，一季度增长14.4%，二季度增长14%，三季度增长13.8%；伴随经济增速放缓，全社会用电量增速也应声下滑，前三季度社会用电量各季度同比分别增长12.7%、11.7%和11.5%。而电荒却持续存在，今年迎峰度夏的实际电力缺口达2300万千瓦，多地错峰用电。如今，迎峰度冬高峰即将来临。
能源经济学者、厦门大学能源经济研究中心主任林伯强认为，今年的电荒主要受“人为”因素影响。他指出，从装机与机组利用率来说，理论上，机组利用小时仍有10%以上的提升空间。但因为电煤供应紧张、煤炭价格高涨“限制”了火电企业的发电积极性。
CPI开始下行
物价总体水平是影响电价调整的重要因素之一，这通常是看CPI。目前CPI已过高点，今后几个月预计将呈下降态势。
2008年7、8月份电价上调之前虽然CPI也比较高，6月份达7.1%，但它已经过高点，呈向下行的趋势。当年2-4月都在8%以上，最高达到8.7%。但5月份已降至7.7%，7、8月份更是分别降至6.3%和4.9%。因此，那时上调电价CPI方面的制约大大减轻。
而2009年11月份上调电价，从上市公司业绩看并不是很差，毕竟还有0.0973元的每股收益（整体法），但当年CPI较低，2-10月份都为负值，11月份仅为0.6%。因此，价格总体水平方面没有大的顾虑。当年上调电价的主要因素，应当是动力煤价格出现较大幅度的上涨，通过对电价进行调整以减轻火电企业成本压力。不过，也不是整体上调，而是进行了有升有降的调整。
再看今年4月份电价的上调，今年一季度业绩虽然没有亏损，但已近乎亏损，每股收益只有0.0093元。而动力煤价仍在高位波动，尽管已是淡季，但煤价并没有明显的下降，而6月后又将进入旺季夏季，若不上调电价，火电企业可能又将进入亏损。但顾虑的是，当时CPI正在向上走，3月份达到5.4%。正是如此，电价上调时仅上调了15个省份的电价，而且幅度也有不同，最小的每千瓦时上网电价仅上调1.24分。
调电价还是降煤价？
今年以来，电力行业持续承受着煤价高位上涨、利率上升给生产经营和电力保供造成的巨大压力。根据国家统计局统计，1-8月份，火电生产企业利息支出479亿元，同比增长25.6%，是火电亏损的一个主因之一；火电生产企业虽然实现利润总额122亿元，但同比下降39.1%，并且今年以来各月持续负增长。
刚收官的三季报也显示，电力企业正经历寒冬。据同花顺统计，29个火电企业中，13家公司的净利润下降，10家公司前三季度亏损。营收排名第一的华能国际前三季度累计实现营业总收入998亿元，去年同期为768亿元，而前三季度实现净利润14.1亿元，比去年同期的31.46亿元缩水逾半。
正因为电力企业发电动力不足，因而业界对再上调电价的预期增加。有发电企业的相关人士透露，如果CPI增速持续下降，相关主管部门或考虑上调电价。另据了解，6月1日发改委上调部分地区的上网电价后，二季度火电行业毛利率环比提高2.23个百分点。平安证券分析师王凡认为，后续煤价上涨吞噬了发电企业的利润，因而业界普遍期待再调电价。
不过，本轮动力煤价格的上涨趋势已经减弱，有分析师表示，钢铁减产等终端影响可能在明年春节后体现。一旦动力煤价格合理回落，电价调整的可能性将会大大降低。
从秦皇岛海运煤炭市场监测情况来看，国内主要航线的海上煤炭运价继续走低，而港口煤炭海运费的下降更预示着未来一段时间内需求的放缓。10月2日大秦线检修工作结束之后，秦皇岛、曹妃甸等主要煤炭发运港口的煤炭库存逐渐回升，主要发运港口煤炭资源偏紧局面得到改善，对市场动力煤价格上涨或者高位运行的支持作用也有所减弱。
受终端需求减弱的影响，近期电厂煤耗水平也持续下降。据中能电力工业燃料公司统计，10月1日至20日的平均日煤耗降至不足346万吨，比9月份平均日耗水平减少了28万吨。按照该煤耗水平计算，目前电煤库存可用天数超过了20天，处于偏高水平。李学刚表示，这种状况将会降低电力企业后续电煤冬储需求，降低电煤采购的积极性。他同时认为，大量的非炼焦煤进口以及进口增长的惯性，将冲淡后期沿海消费地区对内贸煤炭的需求，削弱内贸煤炭价格上涨动力。（来源：中国证券报） |
