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1行业信息通报目录煤炭行业..............................................21.电煤谈判激烈，“定量不定价”依然大行其道2.煤层气“十二五”规划出台，政策支持仍然是产业发展关键3.动力煤：价格持续下跌，气温偏高致需求降低石油行业..................................................51.天然气定价机制改革在粤、桂试点，较低门站价格挑战非常规气源2.页岩气作为独立矿种管理，私营企业有机会参与开发3.中国石化确定新疆外输管道气源，煤制天然气成为主力化工行业..................................................9丁二烯大幅上涨，下游合成橡胶需求不旺【行业】煤炭行业21.电煤谈判激烈，“定量不定价”依然大行其道12月26日，2012年全国重点电煤合同汇总会在昆明举行，电煤双方的博弈依然激烈。虽然发改委针对煤炭市场出台了严厉的限价政策，但是煤炭企业仍然坚持以往的“定量不定价”。评述：不仅在全国煤炭汇总会上，在地方一些省份，煤炭企业也同样坚持定量不定价。12月20日，在山西2012年铁路重点煤炭供需衔接会上，山西部分煤炭企业明确表示，本次签订的合同中不写具体价格，仍由双方每月签订补充协议。我们认为，由于煤炭市场基本已经市场化，电厂处于相对弱势地位，煤炭企业在掌握定价权的情况下出于自身盈利考虑拒绝执行低价合同也属正常，“定量不定价”的方式是对自己的一种保护。这实际上是市场化行为，尽管发改委出台了严厉的政策，但供需关系决定了双轨制的电煤价格很难执行。由于部分能源大省倾向于采取限制产量的措施，煤炭供应不会大幅增长，而电煤需求难以下降，其他工业用煤仍然呈快速增长趋势，预期市场煤价存在上涨的动力。在这种情况下，限制合同煤上涨幅度只能继续降低合同履约率，煤炭企业在合同的执行上大打折扣，除了降低供应量外还可能降低煤质。因此，限制煤价的方法不能解决电煤双方矛盾，理顺煤炭—发电—上网—配电，这以整套价格体系才能使煤炭资源的稀缺性得以体现，同时也可能平衡各个产业之间利润不平衡的问题。2.煤层气“十二五”规划出台，政策支持仍然是产业发展关键3国家发改委网站发布《国家发展改革委关于印发煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十二五”规划的通知》。到2015年全国煤层气产量要达300亿立方米，拟定的“十二五”期间用于投资煤层气开发利用的各项投资共计达1200亿元，同时对煤层气开采及瓦斯发电等利用方式给予比目前更多的财政补贴。评述：规划中说明，大力推进煤层气开发利用是“十二五”期间的政策基调，以沁水盆地及鄂尔多斯盆地东缘两大基地为代表的地面开发有望进入快速通道。到2015年，两个基地的产量目标分别为104亿和50亿立方米，占规划所拟定的煤层气地面开发160亿立方米的96%，五年内这两个区域的煤层气开发投资将达581亿元，占到规划拟定的“十二五”煤层气开发利用总投资1200亿元的近一半。目前，地面开发的主体是以石油公司为主的几家大型国有企业，这些企业技术、资金都比较雄厚，政府对煤层气开采的补贴使两大基地的开采有了一定的盈利能力。随着生产规模的扩大，成本还会持续下降，地面开发应该可以达到规划中要求的投资额和产量。规划中还拟定，另外一类井下抽采的生产规模为140亿立方米，这类生产主要是煤矿企业为安全考虑的先抽后采方式，生产主体为煤炭企业。井下抽采的总投资约为562亿元，在8个煤炭产区进行规模化抽采。我们认为，由于我国煤炭企业众多，井下抽采的生产比较分散，规划中确定的主体数量超过30个，抽采生产的煤层气很难大规模外送，利用方式可能以4生产企业自用或供应企业当地民用为主。由于煤炭企业生产煤层气不存在两种矿权叠加的问题，这种开采形式的发展速度可能会超过地面开发。不过，尽管投资主体较为分散，每家煤炭企业平均需要为抽采煤层气投资20亿元左右，这对于资金相对紧张的煤炭企业来讲是一个不小的负担，这就需要政府为煤层气生产提供一些财税方面的支持，以使煤层气生产有足够的利润空间。3.动力煤：价格持续下跌，气温偏高致需求降低一月，秦皇岛动力煤山西优混价格继续下跌至805元/吨，已经十分接近发改委确定的800元/吨的限价。我们认为，今年冬季较为温暖，各地尚未出现大范围用电高峰，供热需求也低于往年，电厂和供热企业的煤炭供应并不紧张，再加上前期电厂动力煤库存较为充足，也未出现补库存行情。我们认为，冬季低温至少还要持续一个月，如果出现强冷空气，不仅使煤炭需求增加，而且北方港口还可能出现封港的极端情况，煤炭价格将会出现较大升幅；否则2011-2012冬季煤炭市场可能维持平稳下滑的态势。5【行业】石油行业1.天然气定价机制改革在粤、桂试点，较低门站价格挑战非常规气源近日，国家发展改革委发出通知，决定自2011年12月26日起，在广东省、广西自治区开展天然气价格形成机制改革试点。我国天然气价格改革的最终目标是放开天然气出厂价格，由市场竞争形成，政府只对具有自然垄断性质的天然气管道运输价格进行管理。6评述：本次改革动作较大，我们认为最主要体现在两点，第一，将现行以成本加成为主的定价方法改为按“市场净回值”方法定价，选取计价基准点和可替代能源品种，建立天然气与可替代能源价格挂钩调整的机制；第二，以计价基准点价格为基础，综合考虑天然气主体流向和管输费用，确定各省（区、市）统一门站价格，并以该价格为最高上限价格，供需双方可在不超过这一价格水平的前提下，自主协商确定实际交易价格。按照试点的改革机制，广东、广西天然气最高门站价格分别为每千立方米2740元和2570元，仅高于目前广东进口的澳大利亚LNG价格，大幅低于目前广东其他气源价格及广西使用的国产液化天然气价格。以广东为例，2.74元/立方米的价格并没有明显高于现行价格，对用户影响较小，而前不久刚刚建成的西气东输二线管道气达到广东的价格达到了5元/立方米，如果采用上述门站价格的话，中国石油作为供气方将受到巨大的损失。值得注意的是，门站价格管理适用于国产陆上和进口管道天然气，进口LNG价格不受到门站价格限制。由于门站价格是长输管道与地方管网的交易价格，由石油公司控股的管网公司很可能会提高配气费用以弥补损失，尽管国家发改委在通知中要求严格控制省内天然气管网加价，但仍然难以抑制石油公司的提价冲动。改革的最终目的是是放开天然气出厂价格，由市场竞争形成，各种来源的天然气，包括页岩气、煤层气、煤制天然气等均可以入网销售，不过较低的门站价格对这些气源成本提出了挑战，很有可能造成在建项目的盈利能7力大幅降低，许多项目需要重新进行财务评估。2.页岩气作为独立矿种管理，私营企业有机会参与开发12月31日国土资源部网站发布消息，国务院批准页岩气为新的独立矿种，国土资源部也将按独立矿种制定投资政策，进行页岩气资源管理。评述：目前美国因大规模开发页岩气而彻底改变了国内天然气的供应结构，甚至从净进口国转变为净出口国，页岩气已经作为独立矿产登上了美国的能源舞台。我国的页岩气可采资源量经初步估计在31万亿立方米，与常规天然气相当，有了资源量保证，我国页岩气也有大规模开发的基础。我们认为，国务院批准页岩气为新的独立矿种，将使页岩气的商业开发有了明确的政策预期，尽管目前页岩气探矿权投标的主体仍然是国有企业，不过页岩气作为独立矿种管理将突破常规天然气开发对私营企业的限制，私营企业有机会参与国内页岩气的开发。由于页岩气的埋藏特点，需要打出大量的开发井才能获得足够的产量，初期需要大量的资本投入，私营企业的参与可以充分利用民间资本，以弥补国有资本的不足，也能使私营企业分享开发页岩气带来的丰厚利润。在政策方面有了突破后，政策的执行和实际的门槛降低成为决定行业发展的关键。8【公司】3.中国石化确定新疆外输管道气源，煤制天然气成为主力12月30日，中国石化集团宣布与中国华能集团公司等九家企业就落实新疆煤制天然气外输管道工程气源签署协议，落实了新疆煤制天然气外输管道工程气源。提供气源的九家企业为中国华能集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司，以及河南煤业化工集团有限责任公司、徐州矿务集团有限公司、中国万向控股有限公司、新疆广汇实业股份有限公司和新疆励晶煤业有限公司。评述：新疆煤制天然气外输管道工程包括新粤浙管道和新鲁管道，设计输气规模均为300亿立方米/年。我们认为，中国石化与这几家大型企业的合作是对双方都有利的。中国石化方面，由于天然气资源不足，无法与中国石油在销售市场竞争，而且长输管道如果没有气源保证将无法盈利，中国石化需要煤制天然气这类气源；对本次合作的煤制天然气项目而言，如果没有连接长输管道，单凭新疆当地的市场无法消纳如此之多的天然气，将严重影响项目的盈利能力，而中国石油的西气东输系统无法为其提供足够的外输能力，中国石化是除中国石油外国内唯一有能力建设长输管道的公司，与中国石化合作也是唯一的选择。不过，中国石化规划的长输管道将直接与西气东输系统竞争，是否能打破管道的自然垄断，完全取决于两大石油公司之间的博弈。由于投资9巨大，涉及石油、电力行业众多企业，我们预计项目的推进将比较缓慢。【行业】化工行业1.丁二烯大幅上涨，下游合成橡胶需求不旺国内部分化工产品在原油价格上涨的带动下出现了一波上涨行情，其中以丁二烯、PP、LLDPE等大宗下游产品为主，而煤头化工产品电石、PVC等价格较为平稳。丁二烯价格在触底后持续反弹，但其下游产品需求变化仍不明朗，上周出现丁二烯上涨而合成橡胶下跌的局面，这将直接导致合成橡胶的利润空间被大幅压缩，丁二烯价格有可能被盲目推高，下游主要产品需求不旺，并不支撑丁二烯价格如此快速上涨。与丁二烯类似，己内酰胺价格也从近期开始大幅反弹，其主要原因是下游企业库存较低，补库存需求推动价格上行，另外，原料苯的价格上涨也支撑了己内酰胺市场。101112