煤電博弈大變局

　　如何有效管控煤價、疏導煤電電價、完善價格形成機制，實現(xiàn)動力煤價、上網(wǎng)電價、用戶電價“三價聯(lián)動”，化解“煤電之憂”，推動煤企、電企、用戶協(xié)調(diào)發(fā)展，成為近期煤炭行業(yè)、電力行業(yè)、工商企業(yè)以及國家有關部門、地方各級政府關注的焦點。

　　隨著年報季的結(jié)束，上市公司2021年的業(yè)績得以全面呈現(xiàn)。

　　2021年，火電行業(yè)與煤炭行業(yè)呈現(xiàn)出冰火兩重天的景象——前者是全行業(yè)巨虧，而后者則是全行業(yè)凈利潤創(chuàng)出歷史新高。

　　證券時報記者追蹤發(fā)現(xiàn)，這一增一減之下的落差，隱藏著去年引發(fā)全民關注的電荒背后的“密碼”。

　　盈利蹺蹺板

　　2021年煤電行業(yè)進入前所未有的至暗時刻，發(fā)電企業(yè)煤炭庫存及可用天數(shù)在去年下半年均告急，包括五大發(fā)電集團在內(nèi)的煤電企業(yè)都陷入深度虧損泥淖。

　　其中，華能國際、大唐發(fā)電、華電國際、粵電力A、京能電力合計虧損達到307億元，這是自2009年以來5家公司首次出現(xiàn)凈利潤虧損。

　　記者統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，2021年度A股電力公司普遍虧損，主要以火力發(fā)電的26家公司凈利潤合計虧損超過511億元。根據(jù)領航智庫數(shù)據(jù)統(tǒng)計，在清潔能源轉(zhuǎn)型戰(zhàn)略下，可再生能源為發(fā)電企業(yè)貢獻了一部分利潤，若剔除可再生能源的業(yè)績對沖，主要發(fā)電企業(yè)火電板塊虧損額在1000億元左右。

　　然而，上游端煤炭行業(yè)卻在2021年賺得盆滿缽滿，拿走了煤電產(chǎn)業(yè)鏈的大部分利潤。統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，A股25家煤炭公司營業(yè)收入合計達到1.3萬億元，同比增長31%，總體盈利超過1542億元，同比增長88.7%，行業(yè)營收、凈利潤均創(chuàng)新高。

　　國家統(tǒng)計局數(shù)據(jù)顯示，2021年全國規(guī)模以上煤炭企業(yè)實現(xiàn)利潤總額達到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)收入達到3.29萬億元，同比增長58.3%。

　　另對比煤炭與煤電兩大行業(yè)財務數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，煤電公司長期以來都是在“微利-虧損-扭虧-微利”之間循環(huán)往復，煤電行業(yè)上市公司自2009年以來合計平均凈利潤為184億元，而煤炭行業(yè)上市公司則為771億元。

　　煤炭和煤電如同天平兩端的砝碼，此起彼伏。

　　另一組可作對比的數(shù)據(jù)是，2015年煤價在底部運行，全國平均煤價在300元/噸上下浮動，2015年煤電上市公司合計凈利潤創(chuàng)新高，達到426.25億元，而煤炭行業(yè)創(chuàng)出新低，整體盈利僅為25.61億元。

　　數(shù)據(jù)直觀顯示了兩大行業(yè)的盈利蹺蹺板效應，何以如此?

　　市場煤、計劃電

　　對于傳統(tǒng)火電企業(yè)來說，燃料成本是最主要經(jīng)營成本，占企業(yè)發(fā)電成本的70%左右。

　　自去年以來，煤炭價格飆升，秦皇島港動力煤(Q5500)市場價格由去年初的500元/噸攀升至2592元/噸的高位。這直接導致煤電公司成本大幅增加。截至今年一季度末，秦皇島港動力煤市場價依然在940元/噸高位。

　　中國能源政策研究院院長林伯強告訴證券時報記者：“當煤價超過600元/噸的時候，電力廠就難贏利。這個行業(yè)本來就很薄利，一旦煤價漲幅過快，而電價又不能隨著煤價上漲而上調(diào)，就會導致虧損。”

　　長久以來，能源電力產(chǎn)業(yè)鏈上存在著“市場煤”和“計劃電”的矛盾，即煤炭價格由市場決定，但電力價格由政府管控。當煤炭價格上漲，電企生產(chǎn)成本增加。在成本倒掛的情況下，無法通過大幅漲電價來消化成本，導致發(fā)電越多虧得越多。

　　華北電力大學教授袁家海向記者計算了電廠發(fā)電的成本賬：“目前燃料成本占到企業(yè)發(fā)電成本的70%或者更高75%，而各個地方的燃煤發(fā)電廠對煤價上漲的敏感度不太一樣。以南方電廠為例，去年煤價上漲最厲害的是9、10月份，此時南方電廠的到廠入爐的標煤單價就已經(jīng)達到2500元/噸，目前單位發(fā)電耗煤量普遍是300g/度左右水平，3000元/噸煤炭價格意味著每發(fā)一度電的燃料成本就達到0.7~0.8元，而廣東省的上網(wǎng)電價為0.45元/度左右。也就是說，每發(fā)一度電就要虧損0.3~0.4元，這是很驚人的。因為發(fā)電企業(yè)的度電毛利在2~4分錢之間。”

　　由此可知，煤電企業(yè)經(jīng)營承壓，陷入“成本倒掛發(fā)電、全線虧損的狀態(tài)”。林伯強向記者表示，“火電廠發(fā)一度電就虧一度，所以導致電廠沒有動力發(fā)電，不得不減少發(fā)電量，導致了拉閘限電。”

　　去年電力供需始終處于緊張狀態(tài)，進入到9~10月，電荒突然而至，超過20個省級電網(wǎng)采取有序用電措施。

　　一場時隔近10年的“電荒”再度回到全社會的視野之中。

　　終止的煤電聯(lián)動

　　為了緩解這種行業(yè)間的利潤蹺蹺板，平衡行業(yè)間的利益，一度采取過“煤電聯(lián)動”的調(diào)控機制。發(fā)改委在2004年12月25日印發(fā)《關于建立煤電價格聯(lián)動機制的意見》(簡稱“意見”)，要求加強電煤價格監(jiān)測工作，穩(wěn)妥實施煤電價格聯(lián)動。

　　《意見》提出，一是，上網(wǎng)電價與煤炭價格聯(lián)動;二是，銷售電價與上網(wǎng)電價聯(lián)動;三是，確定電價聯(lián)動周期，原則上以不少于6個月為一個煤電價格聯(lián)動周期。

　　數(shù)據(jù)統(tǒng)計顯示，煤電聯(lián)動調(diào)節(jié)機制建立后，經(jīng)過10年的運行，到2015年底全國煤電機組標桿上網(wǎng)電價共進行了11次調(diào)整，其中明確因煤電聯(lián)動而調(diào)整共執(zhí)行了8次，這8次中，6次上調(diào)，2次下調(diào)。

　　林伯強向記者表示，“期間的確聯(lián)動，但是聯(lián)動的不到位。煤價上漲50%，電價能上浮50%嗎?煤價上漲20%，電廠就受不了，電價始終漲不上去。我國的電力不是一般商品，它是宏觀經(jīng)濟調(diào)控的手段，牽一發(fā)而動全身。”

　　煤電聯(lián)動政策出臺以來，一直備受異議。煤電聯(lián)動本質(zhì)上仍然是行政成本定價，這恰恰違背了以市場供需關系決定價格的基本原則。“市場煤”追求的是盈利最大化，而“計劃電”在逐利的同時還得顧及公共利益。

　　“其實監(jiān)管部門也很難，兩個不同性質(zhì)的市場怎么聯(lián)動?換句話說，兩種機制，怎么聯(lián)動?如果煤市場化，電也要盡量市場化。”林伯強稱。

　　客觀來看，如果煤炭價格保持相對穩(wěn)定，或者通脹壓力不高，煤電聯(lián)動仍可作為過渡措施發(fā)揮有效作用而暫時相安無事。但是如果煤價持續(xù)攀升，通脹壓力不斷加大，雖然發(fā)電企業(yè)利潤下降甚至虧損，而讓政府一次次批準電價聯(lián)動，從而承擔更大的通脹壓力以及下游行業(yè)價格連鎖反應的責任，確實是使政府處于兩難境地。

　　平安證券電力行業(yè)分析師嚴家源稱，煤電聯(lián)動機制實際上從2018年就已經(jīng)名存實亡了。

　　2018年3月5日召開的第十三屆全國人大一次會議上，國務院總理李克強在政府工作報告中提出：“大幅降低企業(yè)非稅負擔……降低電網(wǎng)環(huán)節(jié)收費和輸配電價格，一般工商業(yè)電價平均降低10%。”

　　為貫徹落實企業(yè)用能成本，該年4月19日，國家發(fā)改委發(fā)布《關于降低一般工商業(yè)電價有關事項的通知》，決定分兩批實施降價措施，落實一般工商業(yè)電價平均下降10%的目標要求。

　　2019年，國務院總理李克強在政府工作報告中再次提出，降低制造業(yè)用電成本，一般工商業(yè)平均電價再降低10%。

　　一邊要求電網(wǎng)企業(yè)讓利，一邊是煤炭價格自2016年中開始迅速上漲。連續(xù)兩年降低下游銷售環(huán)節(jié)中的一般工商業(yè)電價，上游發(fā)電側(cè)的上網(wǎng)電價執(zhí)行煤電聯(lián)動上調(diào)僅是奢望，煤電聯(lián)動機制已經(jīng)名存實亡。

　　2019年9月26日，國常會提出自2020年1月1日起，取消煤電價格聯(lián)動機制，將現(xiàn)行標桿上網(wǎng)電價機制，改為“基準價+上下浮動”的市場化機制?；鶞蕛r按各地現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價確定，浮動范圍為上浮不超過10%，下浮原則上不超過15%。

　　能耗雙控下的煤電陣痛

　　如此看來，拉閘限電背后，是“市場煤、計劃電”的矛盾，以及煤電聯(lián)動調(diào)節(jié)的失效。證券時報記者綜合采訪專家所述，能耗“雙控”是去年限電的另一“推手”。

　　去年是能耗“雙控”的開局之年，去年三季度以來，能耗雙控政策加碼?；谏习肽旮魇∧芎哪繕送瓿汕闆r，發(fā)改委要求各省各地區(qū)“采取有力措施，確保完成全年能耗雙控目標特別是能耗強度降低的目標任務”。

　　所謂能耗“雙控”，是指對能源消費強度和總量的雙控制。而煤礦和火電廠是炭產(chǎn)生的源頭，因此煤炭企業(yè)和火電企業(yè)是雙控的重要對象。

　　因此，各地為完成任務目標突擊強化能耗雙控，導致出現(xiàn)“一窩蜂”“一刀切”式的拉閘限電，很大程度上受到能耗指標的驅(qū)動。

　　林伯強說，“在我國用電結(jié)構(gòu)中，高耗能企業(yè)用電比例超過50%，在電力短缺的時候，只要上浮電價影響高耗能企業(yè)用電，電力可以很快平衡，并不會導致缺電。電價上浮對他們影響很大，對地方經(jīng)濟也會帶來很大影響。從去年到現(xiàn)在為止，大部分省份允許高耗能企業(yè)電價上漲的政策導向并沒有真正執(zhí)行到位。這主要涉及地方政府的各種考慮。”

　　同時，2021年隨著“煤炭去產(chǎn)能10億噸”政策的推進、落實，導致煤礦減少，單產(chǎn)提高，區(qū)域集中，運距變長，電煤應急調(diào)運難，疊加去年進口動力煤大幅下降，電煤供應日趨緊張，是煤炭價格上漲的因素之一，直接導致發(fā)電廠發(fā)電意愿不高，電力緊缺。

　　此外，在能耗雙控的目標要求下，火電的裝機量占比也在有意識降低，新增的風光電裝機量又無法提供足夠的可用裝機量，在電力需求猛增的情況下，難以補充缺口。

　　記者統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，國內(nèi)發(fā)電總裝機量總體上升，但增速在2015年至2019年呈現(xiàn)出不斷下滑趨勢，只有2020年有較快增長。2015年至2021年發(fā)電總裝機容量年均增長率為8.26%。

　　若將總裝機量拆分來看，可以看到2015年之后的火電建設速度放緩，且每年新增風光裝機都大于火電裝機，而且火電在新增裝機中的比例從2015年的57.92%，降至2021年的29.27%。

　　但這些新型電力的部署并不能立刻讓我國供電格局出現(xiàn)根本性扭轉(zhuǎn)。光電和風電具有間隙性、波動性和隨機性的特點，早期曾一度被業(yè)界視為“垃圾電”。光伏只能在白天發(fā)電，風電則取決于風力大小，不僅無法保證持續(xù)性，還難以調(diào)控。煤電依然是主要發(fā)電來源，2021年煤電發(fā)電量占總發(fā)電量比重為60%。

　　因此，即使發(fā)電裝機總量不斷增長，但可用發(fā)電裝機容量卻面臨不足。所謂可用發(fā)電裝機容量，指的是發(fā)電機組在實際運行中所提供的可靠發(fā)電出力。簡單理解，2021年7月是我國用電負荷高峰期，全國用電負荷高峰為11.92億千瓦，而截至7月份，我國22.72億千瓦的總裝機量依然無法滿足電力需求。這就是可用發(fā)電裝機容量不足導致。

　　據(jù)袁家海稱，在不限電情況下，煤電對最大負荷的支撐能力可達到銘牌標記裝機容量(注：銘牌容量指發(fā)電廠最大額定電輸出)的90%~95%，風電、光伏的支撐能力只有銘牌容量的5%~10%。

　　如果按照火電的可用容量95%、風光可用容量10%這一標準計算，火電與風光的可用新增裝機容量就有了顛覆性變化。即：風電與光伏擠占了火電在新增裝機容量里的比例，卻沒有提供相應足夠多的可用裝機容量，導致電力供給能力的增加跟不上用電負荷的增長。

　　數(shù)據(jù)可見，我國電力保供從煤到電的能源基本盤出現(xiàn)了較為突出的供需失衡問題，也凸顯了目前煤電在電力保供中仍作為“壓艙石”的重要作用。

　　推進“三價聯(lián)動”

　　雖然中國的電力結(jié)構(gòu)在朝著“降低火電依賴”的方向前進，但一定時期內(nèi)火電依然是電力保障的中流砥柱。為了緩解整個國民經(jīng)濟以及民生領域的用電負擔，終端電價始終在國家的強力控制下。

　　因而，在“市場煤、計劃電”的體制下，以央企、國企為主的火力發(fā)電企業(yè)，實際在承受著“市場煤”的成本沖擊，甚至以自身的虧損在變相補貼整個社會的用電用戶。從這個角度而言，火力發(fā)電的央企、國企們，實際承擔的是戰(zhàn)略性虧損。

　　據(jù)記者了解，為了穩(wěn)定電煤采購成本，每年重點發(fā)電集團都會與重點煤炭企業(yè)簽訂長期煤電協(xié)議(簡稱“煤電長協(xié)”)，中長期協(xié)議無論是實物合同還是基于實物合同形成的金融合同，都是為了幫助發(fā)電企業(yè)去鎖定價格，規(guī)避風險。在煤電長協(xié)里面，有不同的兩種協(xié)議，一種是既保量又保價，直接簽訂年度價格;另一種是保量不保價，按照月、季或旬等定期的平均價格結(jié)算。

　　袁家海告訴記者，“這么多年長協(xié)市場就是一個不健全的市場，需求旺盛，煤價過高的時候，煤炭企業(yè)都不按照合同來。即使這兩年發(fā)改委對各地和中央企業(yè)煤炭中長期合同簽訂履約情況展開專項核查，以規(guī)范合同簽訂行為，簽足簽實合同，督促嚴格履約，但對煤炭企業(yè)來說約束力較低。”

　　一位發(fā)電集團的內(nèi)部人士向記者透露：“目前的情況就是我們是在求著煤企給我們發(fā)煤，雖然簽了長協(xié)，但是保量不保價，簽訂的是陰陽合同。公開看到的合同是根據(jù)長協(xié)規(guī)定的煤炭價格申請執(zhí)行，但實際執(zhí)行過程中是另外一個價格。去年中長協(xié)大部分都違約，因為煤炭價格飛漲，在這個價格情況下，誰還愿意執(zhí)行原來的合同?，F(xiàn)在電煤價格基本都是按照現(xiàn)貨甚至期貨價結(jié)算。很多電廠連煤量都沒法保證，還談什么價格?”

　　進入2022年，煤電仍然面臨煤價高位運行、火電企業(yè)持續(xù)虧損、能源保供壓力大、安全隱患增加等問題。因此，如何有效管控煤價、疏導煤電電價、完善價格形成機制，實現(xiàn)動力煤價、上網(wǎng)電價、用戶電價“三價聯(lián)動”，化解“煤電之憂”，推動煤企、電企、用戶協(xié)調(diào)發(fā)展，成為近期煤炭行業(yè)、電力行業(yè)、工商企業(yè)以及國家有關部門、地方各級政府關注的焦點。

　　5月11日，國務院總理李克強主持召開國務院常務會議。會議要求，確保能源供應，在前期支持基礎上，再向中央發(fā)電企業(yè)撥付500億元可再生能源補貼，通過國有資本經(jīng)營預算注資100億元，支持煤電企業(yè)紓困和多發(fā)電，安全有序釋放先進煤炭產(chǎn)能，決不允許出現(xiàn)拉閘限電。

　　值得一提的是，國家有關部門在缺煤限電、能源保供的關鍵時刻推出兩份重磅文件：《關于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》(簡稱“303號文”)和《關于明確煤炭領域經(jīng)營者哄抬價格行為的公告》(簡稱“2022年4號公告”)，明確于5月1日起實施。

　　兩份文件概而言之為“兩個明確”：一是明確煤價合理區(qū)間。秦皇島港5500大卡下水煤基準價由以前的535元/噸上調(diào)至675元/噸，合理區(qū)間為570~770元/噸，無正當理由超出煤炭現(xiàn)貨價格合理區(qū)間的視為哄抬價格，實現(xiàn)“上限保電、下限保煤”;二是明確合理區(qū)間內(nèi)煤、電價格可以有效傳導。

　　5月23日，發(fā)改委再次發(fā)布關于明確煤炭領域經(jīng)營者哄抬價格行為的公告，提出了哄抬煤炭(國產(chǎn)動力煤)價格行為的具體表現(xiàn)形式，明確煤炭生產(chǎn)經(jīng)營企業(yè)不得通過向關聯(lián)方轉(zhuǎn)售，再由關聯(lián)方大幅度提高價格出售煤炭。