煤炭脱困措施或动用出口关税。
13日有消息称，国家2015年初将煤炭出口关税由10%下调至3%。上证报记者从包括出口企业在内的多方证实，国家发改委近期就相关方案征求各方意见，包括神华、五矿在内的多家具有煤炭出口资质企业均在征求意见范围。不过，业内人士指出，最终出台什么政策没有最后定论，即使关税下调对整体影响也有限。
安迅思煤炭行业分析师告诉上证报记者，近两周具有煤炭出口资质的企业密集收到消息称，煤炭出口关税调整的方案已经上报到相关部门，预计12月会公布。神华进出口销售公司内部人士、以及业内煤炭贸易专家向记者证实，“有这样的说法，我们企业都被征求意见，但结果说不准。”
事实上，煤炭关税每年评估一次，关于取消煤炭出口税以夺回国际市场的呼声，不绝于耳，且市场早有传闻，甚至有报道称“明年起我国将实行煤炭出口零关税”。现行煤炭出口税政策源于煤炭的黄金时期，2006年11月1日起，我国对焦煤出口开始征收5%的出口暂定关税；2008年8月20日开始，炼焦煤出口暂定税率由5%提高至10%；其他烟煤等征收出口暂定关税税率为10%，一直延续至今。
早在去年这个时候，也传出了类似消息要取消出口税，然而事实证明今年并没有调整。转机发生在今年三季度，在寒冬中苦熬了两年的煤炭企业，终于迎来转机，首先是中国煤炭工业协会牵头呼吁龙头企业限产保价，力争将动力煤价格回升到0.1-0.12元/大卡。更重要的是，国家发改委下半年出台了一系列煤炭企业脱困政策，包括限产、10月上调煤炭进口关税。随后，以神华和中煤为首的龙头企业近三个月内连续涨价，行业有触底反弹迹象。
不过，对于最新讨论中的煤炭出口关税，业界认为影响有限。邓舜认为，为了化解过剩产能，思路是先调进口关税堵住国外，再降出口关税调增加出口。不过，“由于目前中国煤炭生产和运输成本依然较高，所以就算是出口税降了主要也是心理影响，焦煤出口有一定优势，动力煤出口依然困难。”他说。
神华内部人士也对记者表示，整体影响有限。目前煤炭主要出口日本、韩国等三地。由于澳大利亚等国出口强势，在中国提高进口关税后，澳转而全力拼抢印度等东南亚煤炭主要消费市场，中国短期内很难再抢回东南亚市场。
据悉，中国具备煤炭出口经营权的仅神华集团、中煤集团、山煤集团、五矿集团4家企业。上证报记者从业内获悉，本轮煤炭出口关税调整可能是由神华等具有出口资质的公司发起的。中国煤炭工业协会内部人士也对上证报记者说，“协会一直在呼吁，（关税调整）说是明年要出，但结果怎么样谁又说得准呢，企业希望减免甚至是零关税。但国家也有考虑，现在还是限制优质能源出口的。”
“此次煤炭资源税改革是联动的，除了"清费立税"，政府还取消了进口煤零关税，体现了我国减少国内煤炭市场供应，帮助国内煤炭企业脱困的决心。”分析师在接受《证券日报》记者采访时表示。
“煤炭资源税改革与煤炭进出口密不可分。我国煤炭有很大一部分依赖进口，若进口煤炭的价格比国内价格低，就会影响国内煤企。从目前已经公布的国有企业经济运行情况看，煤炭企业仍处低迷。”一位煤炭行业人士告诉《证券日报》记者，煤炭资源税改革之所以一直遭遇阻力，主要是人们担心煤炭从价计征税率改革将显著增加煤炭产品税负。
理顺煤炭领域繁杂且沉重的税费和基金，改变“税轻费重”现象将成为煤炭资源税改革的重点和难点。记者了解到，以广西、山东为代表的地方政府都在稳步推进煤炭资源税改革，全面清理涉煤收费基金，将煤炭矿产资源补偿费率降为零，停止征收煤炭价格调节基金，为煤炭资源税由从量计征改为从价计征奠定基础。
面对政府出台的一系列政策组合拳，上述煤炭行业人士预测，考虑清费立税、地方政府保证地方收入的诉求，以及其他相关利益方的整体博弈，煤企负担整体将保持稳定，但资源税改革并未改变行业整体供求格局，预计短期内煤炭行业仍难以走出需求和价格双重低迷的态势。
对于煤炭资源税改之后的经营，也有不少煤炭企业持有乐观态度。一家大型煤炭企业相关负责人认为，现在煤炭价格处于低点，给煤炭资源税改提供了机遇。煤炭企业可以通过提高资源回采率、压缩成本、整合产业链条、实施多元化经营，积极争取有利政策等方面入手，进而减轻成本上涨造成的经营压力。
与煤炭企业一样，一些经济结构以煤炭行业为主的地方政府也担忧既得利益受损，影响经济发展。财税专家建议，考虑到资源保护和环境治理等任务要靠地方完成，需要大量实际支出，中央可以将其中的一部分资源税收入通过财政专项转移支付返还给地方，通过专款专用，鼓励、引导地方加大资源保护力度，提高资源利用效率，促进资源输出地区经济可持续发展。
值得注意的是，煤炭资源税改革的靴子即将落地，接下来还面临税目和税率问题，上述专家表示，我国的煤炭品种有肥煤、气煤等，需要在税目上拓宽；并且各地煤炭品种价格差别大，价格认定也非常繁复，需要认定统一的煤炭价格非常困难。
受到国家各项煤炭行业扶持政策影响，目前煤炭供给得到控制。在下游电厂耗煤量回升以及国内建筑钢材需求改善拉动钢厂存煤消化加快的带动下，煤炭市场有所回暖。中证资讯获悉，产煤大省山西多地煤炭价格开始上涨，其中大同地区动力煤价格大幅上调，吨煤车板含税价上涨了20元，吕梁、长治等地价格上涨10-20元不等。此外，山西省目前正在进行煤炭运销体制改革，并将撤销煤检站，将有利于降低煤炭企业经营成本。除山西外，内蒙古煤炭价格也出现回升势头。随着枯水期及冬季用煤旺季到来，电煤需求逐渐增加，预计后期煤炭价格将进入反弹周期。
作为我国的基础性能源市场，煤炭市场将在12月迎来两个重要事件——煤炭年度合同谈判开启及煤炭资源税改革方案落实。总体而言，这两大事件对煤炭价格走势可能出现利多影响。分析人士认为，短期来看，动力煤价格企稳概率较大；但长期来看，由于供需矛盾，动力煤走势或仍偏空。
12月将迎重要时间窗口
煤炭将于12月迎来重要的时间窗口，一方面，煤炭年度合同谈判将于12月拉开帷幕，另一方面，从2014年12月1日起，煤炭资源税将实行从价定率计征，税率幅度为2%-10%，煤炭资源税改革迈出重要一步。
“煤炭年度谈判将是一个长时间的利益博弈。煤企通过提高销售价格，使企业处有利地位。而电厂则提前进行冬储补库，充足的煤炭库存使其获得一定议价筹码。煤电谈判或对市场提供一定支撑，但最终谈判结果还是由实际供需关系决定。”兴证期货研究员林惠在接受中国证券报记者采访时表示。
广发期货动力煤研究员徐艳卫认为，现在煤炭市场的主要特征是库存大，需求不足，预计煤电谈判过程将较为艰难，谈判结果可能兼顾各方利益，对市场影响或中性偏多。
至于煤炭资源税改革破题，市场人士普遍认为，煤炭资源税改革符合全面深化财税改革的要求，有利于行业的规范健康发展。徐艳卫表示，目前该税负有一个区间范围，表面上看增加了煤炭企业成本。但实际上，煤炭资源税改革的重要内容还包括清理涉煤收费基金，将煤炭矿产资源补偿费率降为零，停止针对煤炭征收价格调节基金，取消山西煤炭可持续发展基金、原生矿产品生态补偿费、煤炭资源地方经济发展费，取缔省以下地方政府违规设立的涉煤收费基金等，总体而言，对煤炭行业有积极影响。
“煤炭资源税改革对煤炭行业而言是一个利好因素。改革使税收变得更透明，一些隐性税收将被取消，事实上是给煤炭企业减负。”南华期货研究员冯晓表示。
动力煤期现背离
当前，动力煤期现货走势出现一定背离。数据显示，11月10日发布的中国太原煤炭交易综合价格指数为81.74点，已实现“五连涨”。相比之下，动力煤期货表现并不强势。据中国证券报记者统计，11月以来，动煤1501合约在9个交易日内累计下跌3.79%。
“现货涨得快是因为有国家利好政策支撑。同时，大型煤企为了年度长协谈判做准备，不断提高月度的销售价格，一些较小的煤企及贸易商也出现跟涨。”林惠表示，而期货市方面，动力煤上下游煤企电企大部分属于大型国有企业，动力煤期货的套保参与度不高，当前主要受到空头资金打压，走势疲弱。
展望动力煤后市，徐艳卫分析，动煤1501合约震荡上行概率较高，主要原因有四点。第一，煤炭年度谈判中，煤企有挺价的动力。第二，对电企而言，维持现状或略涨都能较好接受。第三，相比往年，今年春节时间推后，动煤1501合约仍处于需求旺季。第四、随着减产、限制进口等措施的实施，库存较大的问题会逐步改善；而需求方面，宏观经济总体平稳，电力总体需求变化不会太大，因此利空因素会逐步弱化。
林惠也认为，大面积冬季供暖集中开始，下游需求可能逐渐改善，对煤炭市场回暖起到一定提振。随着供需关系转好，反弹回升的可能性较大。
不过，长期来看，煤市仍面临较大压力。“供大于求状态年初至今一直未改，近期原油大跌，并屡创新低，其他工业品行情低迷。作为我国的基础性能源，未来两三年煤市运行面临更严峻形势。”卓创资讯煤炭分析师刘冬娜说。
冯晓也表示，由于供求关系改变，煤炭企业的议价能力已大不如前。长期来看，受到宏观经济调整的影响，下游用电需求可能减弱，动力煤走势或依然偏空。
特高压输电在争议中前行
特高压输电具有低损耗远距离优势
从电网设计角度来讲，高压电网指110千伏、220千伏电网；超高压电网指330千伏、500千伏和750千伏电网；特高压电网指以1000千伏输电网为骨干网架，超高压输电网、高压输电网以及配电网构成的分层、分区、结构清晰的现代化大电网。而特高压输电指的是1000千伏交流电压和±800千伏直流电压输电工程和技术。
我国的资源生产和使用分布极不均衡，80％的水资源分布在西南部地区，76％的煤炭资源和绝大部分陆地风能资源分布在北部和西北部地区，而人口稠密、产业集中、电力需求占全国需求69％的中东部地区，资源较为稀缺。煤炭资源中，新疆、内蒙古、山西、陕西4省占全国资源量的81.3％，每年，大量的煤炭从西北煤炭基地远距离运送到东部地区。随着运输成本的上升，煤炭运输能力受到抑制。鉴于此，超高以及特高压输电技术逐步发展，使得低损耗的远距离输电条件更为成熟。
西北部地区价格在170—400元/吨的电煤，经公路、铁路、海洋运输送到华东地区，成本增加到800—1300元/吨，价格上涨了3—5倍。这种环境下，采用特高压输电，会有明显的原料成本优势。
此外，借鉴世界其他先进国家电力工业发展历程，发电会朝着大型能源基地和电站群发展，以达到规模效应，提高资源配置能力和生产效率。但是，如果能源中心距离负荷中心距离过远，输电线路的损耗过大，那么远距离输电就体现不出经济性了。理论上，输电线路的输电能力与线路电压的平方成正比，与线路的波阻抗成反比。一般来讲，不同电压等级输电线路的波阻抗，会随电压升高而减少，但变化不大，对于不同电压等级同样输电距离的输电能力，可认为它们的波阻抗具有相似的幅值。所以，在估算线路的送电能力时，可以认为电压升高1倍，功率输送能力提高4倍。若考虑输电线路的波阻抗变化，其输送能力将提高更多。
特高压线路使电力从能源中心向负荷中心远距离输送成为可能。我国三峡水电站装机总容量1820万千瓦，向华东地区输送的容量为800万千瓦，输送距离1100千米。继三峡水电站后，即将开发的长江上游金沙江水电基地，总装机容量为7500万千瓦。我国用电比较集中的华东电网长江三角洲地区，小部分依靠“西电东送”，主要还是依靠浙江沿海和江苏沿江沿海地区的大型燃煤火电和核电，有的已形成电站群，如在宁波附近建设了三个大型火电站，总装机容量1500万千瓦，输电容量和距离均超过5OO千伏电压等级输电的经济合理性范围。
“十二五”期间将建成“三纵三横”网架
国家“十二五”规划纲要中提到，“适应大规模跨区输电和新能源发电并网的要求，加快现代电网体系建设，进一步扩大西电东送规模，完善区域主干电网，发展特高压等大容量、高效率、远距离先进输电技术，依托信息、控制和储能等先进技术，推进智能电网建设，切实加强城乡电网建设与改造，增强电网优化配置电力能力和供电可靠性”。
根据国家电网的规划，“十二五”期间国家将投资超过5000亿元建成“三纵三横”特高压交流骨干网架和11项特高压直流输电工程，以能源基地为圆心，把新疆的煤电、风电输送到2000公里之外的河南，把四川的水电输送到2000公里之外的上海，把内蒙古的风电、光电输向北京。到2020年，国家电网将建成“五纵五横”特高压交流骨干网架和27条特高压直流输电工程，届时，国家电网将具备4.5亿千瓦的跨区跨省输送能力。
目前，特高压交流线路近2000公里，直流线路近6000公里，变电容量3900万千伏安，换流容量超过4300万千瓦。已经建成的线路有晋东南—荆门、淮南—浙北—上海交流，向家坝—上海、锦屏—苏南、哈密—郑州直流。在建的线路有浙北—福州交流、溪洛渡—浙西直流。获得路条的特高压工程“三交三直”包括锡盟—南京、雅安—武汉、淮南—南京—上海交流，宁东—浙江、酒泉—湖南、准东—华东直流。特高压交流示范工程连接华北和华中电网，装机规模在5.5亿千瓦，跨区输电能力从原来500千伏联网的50多万千瓦提高到目前的500多万千瓦。
部分学者对特高压输电持反对意见
特高压输电网络建设计划提出十年来，一直处于争议之中，即便是在国家电网集团力推之时，也一直有专家学者持反对意见。反对原因集中在三方面：其一，从技术性讲，交流特高压技术不成熟，国外早期特高压研究均已停止，应优先发展直流特高压技术；其二，从安全性讲，为增强电网输配电能力，特高压线路需要联通全国各主要网络，而交流特高压联网有导致全国大停电的危险，国际主流电网发展趋势是缩小同步运行范围以保证电网安全；其三，特高压输电虽然可以使电煤就地转化成电力输送，减少运输成本，但是输电线路越长、电压越高，造价越高，且超过一定距离后，交流特高压输电损耗和阻力增大，长距离输电反而不如送煤划算。
2009年电网建设爆发式增长，而随后几年，电网投资增速减缓，特高压项目核准滞后，部分合同延期执行。近几年特高压输电项目核准低于预期，大部分特高压交流项目未被核准，主要原因是虽然“晋东南—南阳—荆门”项目近三年安全运行，但其输送功率下降近一半，在经济性上远低于预期。另外，以国外经验看，特高压交流等级越高，出现事故的概率越高。
东部发电用煤量势必减少
今年上半年国内电力供求基本平衡
2014年上半年，全国累计新增发电设备容量3670万千瓦，其中火电设备累计新增1503万千瓦，较上年同期略有减少，而水电设备累计新增1301万千瓦，与上年同期相比有所增加。自年初起，我国电源基本建设完成投资额继续放缓，火电、水电投资增速连续6个月呈现负增长。利用效率方面，受用电需求平稳但装机规模扩张影响，2014年上半年各电源利用效率均有所降低，全国发电设备平均利用小时数为2087小时，同比降低79小时。总体看，2014年上半年，我国发电设备投资增速继续放缓，发电设备运行效率略有下降，预计下半年电力供应仍将保持充足，发电利用效率也将维持稳定。
2014年上半年我国电力需求缓慢回升，呈现供求基本平衡态势。据中电联统计数据，2014年上半年，全社会累计用电量为26276亿千瓦时，同比上涨5.30％，增速较去年同期小幅回升。
据中国科学院财经战略研究院预测，“十二五”和“十三五”期间一次能源电力需求将保持稳定增长态势，年均增长在6.7％—7％，2018年一次能源电力需求将达到1.4万亿千瓦时，2020年有望达到1.6万亿千瓦时。整个“十二五”中后期，全社会用电增速将保持在5.0％—7.0％，总用电量达到5.7万亿—6.0万亿千瓦时。
来源：生意社
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