如果煤炭與電力之間的關系不能理順、市場化的價格機制始終缺席，缺煤停機、拉閘限電則不是偶發(fā)事件。
煤炭和煤電如同天平兩端的砝碼，此起彼伏。
煤價高漲、電力保供等壓力下，2021年煤電行業(yè)進入前所未有的至暗時刻，發(fā)電企業(yè)煤炭庫存、可用天數在去年下半年創(chuàng)下新低，電廠多發(fā)多虧，全行業(yè)普遍虧損。
“市場煤、計劃電”矛盾加劇是煤電行業(yè)虧損的本源。解鈴尚需系鈴人，完善的煤炭、電價市場化機制是穩(wěn)定電力供應、實現“雙碳”戰(zhàn)略的關鍵。
全行業(yè)虧損
煤電企業(yè)面臨極限壓力、極限挑戰(zhàn)
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2021年煤電行業(yè)陷入全面虧損，包括五大發(fā)電集團在內的煤電企業(yè)拉響警報，陷入普遍虧損的泥淖。在資本市場，火電資產頻頻遭遇拋售，投資者資產配置比例處于低位。
面對煤炭供應緊張、煤價大幅上漲的嚴峻形勢，以及能源安全保供的壓力，2021年煤電企業(yè)經營困難超出預期，“面臨前所未有的極限壓力、極限挑戰(zhàn)和極限影響”。
華能、大唐、華電、國家能源所屬的上市公司均發(fā)布業(yè)績預虧公告。其中，華能國際預計虧損98-117億元，大唐發(fā)電預虧90-108億元，華電國際預虧45-53億元。根據領航智庫統(tǒng)計，A股市值200億元以上的電力上市公司2021年凈利潤虧損額為331-399億元。在清潔能源轉型戰(zhàn)略下，可再生能源為發(fā)電企業(yè)貢獻了較大利潤，剔除可再生能源的業(yè)績對沖，主要發(fā)電企業(yè)火電板塊虧損額預計在1000億元左右。
在高煤價的市場格局下，上海電力公告稱，2021年公司所屬燃煤電廠普遍虧損。全年累計煤折標煤單價約1097元/噸(不含稅)，同比增加442元/噸(不含稅)，增幅達67%，增加公司全年燃料成本約53億元。
國電電力初步統(tǒng)計，2021年公司入爐綜合標煤單價約890元/噸(不含稅)，同比上漲約300元/噸，公司燃料成本大幅增加，導致公司年內業(yè)績虧損。
在電力保供的壓力下，發(fā)電企業(yè)按照國家和中央部署，“應發(fā)盡發(fā)、滿發(fā)穩(wěn)發(fā)”，極大緩解了電力供應緊張形勢。“但面對嚴峻經營形勢，本公司深入推進提質增效、融資創(chuàng)新，努力挖潛增效，但仍然無法彌補煤炭價格上漲給本公司效益造成的極大沖擊。”華電國際公告稱。
在電力供需緊張的格局下，2021年東北等地區(qū)出現拉閘限電、電力中斷，對經濟社會運行產生重要影響。北京工業(yè)大學《電力中斷對供應鏈網絡的影響》研究報告提出，局部地區(qū)缺電、限電、斷電對產業(yè)鏈穩(wěn)定和居民生活帶來廣泛而深遠的影響。德國全國平均總停電成本約為每小時4.3億歐元，美國每年電力消費者的停電成本估計為790億美元。
在全球流動性寬松的背景下，電力中斷帶來的影響主要通過供應鏈傳播。2021年國內缺電帶來的沖擊在工業(yè)制造領域不斷傳導，表現為鋼鐵、水泥、建材、有色、原油等基礎原材料價格高漲，由此帶來全社會數萬億元以上成本上漲。受此影響，2021年9月國內PPI(工業(yè)品出廠價格指數)突破10%，通貨膨脹承壓。
“市場煤、計劃電”
矛盾加劇，產業(yè)鏈利益分配失衡
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煤炭價格管理失控、電價市場化機制不完善，“市場煤、計劃電”矛盾加劇，是煤電企業(yè)陷入“扭虧-虧損”惡性循環(huán)的根本原因。
在我國特殊的資源稟賦和經濟社會治理模式下，煤炭市場化程度遠遠高于電力行業(yè)。自2013年起，我國結束“計劃煤、市場煤”的雙軌制管理模式，煤價由市場決定。
秦皇島港是國內重要的煤炭轉運集散地，港口煤價是行業(yè)風向標。2021年5月以來，秦皇島5500大卡動力煤市場價格由年初500元/噸攀升至2592元/噸的高位。
與之相對，在電價政府管理的慣性下，國內電力產業(yè)發(fā)展對價格政策具有強依賴性，政府管理部門是電價調控的主要實施主體。“計劃電、市場電”長期并存，政府核準燃煤發(fā)電企業(yè)基準電價，并對電力市場交易規(guī)則進行管控?；诖?，發(fā)電價格難以及時反映用電成本、市場供求狀況、資源稀缺程度和環(huán)境保護支出。
在煤炭和電力市場不同價格調節(jié)機制的作用下，加之資本炒作，煤炭、煤電矛盾加劇，行業(yè)上下游利益分配失衡。在煤價大幅上漲的背景下，2021年煤炭行業(yè)賺得盆滿缽滿，拿走煤電產業(yè)鏈條的大部分收益。國家統(tǒng)計局統(tǒng)計顯示，2021年全國規(guī)模以上煤炭企業(yè)實現利潤總額7023.1億元，同比增長212.7%。4343家規(guī)模以上煤炭企業(yè)營業(yè)收入32896.6億元，同比增長58.3%。
在“雙碳”戰(zhàn)略下，缺電、拉閘限電令能源管理者、能源行業(yè)措手不及。鑒于電力安全保供的特殊形勢，國家發(fā)改委在2021年10月啟動進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革，這一措施是電價改革中的重要環(huán)節(jié)，也為煤電企業(yè)電價上漲打開了空間。
從政策的要義看，《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》(發(fā)改價格〔2021〕1439號)將國內電力市場建設推向一個新階段。改革方案明確，燃煤發(fā)電的電量原則上要全部進入電力市場，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網電價;擴大市場交易電價上下浮動范圍，上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業(yè)市場交易電價、電力現貨價格不受上浮20%限制。
《能源》雜志獲悉，在2021年的電力市場中，煤電企業(yè)在電價新政、電力市場交易中獲得一定裨益，達到調價增收的目標。其中，華電集團煤機交易電價同比提高1.5分/千瓦時，華能集團平均結算電價同比提高2.4分/千瓦時，帶來百億元以上的業(yè)績貢獻。
與此同時，2021年下半年國家發(fā)改委等部門組織煤炭增產保供、嚴查惡意炒作囤積，煤炭價格在短期內快速回落，煤電企業(yè)的經營壓力得以暫緩。
加劇2021年煤炭市場失衡的另一個原因是國際煤炭進口受阻力。2011年開始，中國成為世界最大煤炭進口國。根據國家海關總署統(tǒng)計，在強勁的煤炭需求支撐下，2021年我國進口煤炭3.23億噸，同比增加1955.9萬噸，增長6.6%，印度尼西亞、俄羅斯、蒙古是主要進口國。
考慮當前地緣政治等因素影響，我國需要完善煤炭進出口和儲備管理，擴大在亞太動力煤市場的進口，更好引導和穩(wěn)定市場預期，保證國內能源市場平穩(wěn)運行。
