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从煤矿到电厂,中间环节较多,发电所需动力煤价,亦有多种代表性表达,如坑口价、港口价、到厂价、入炉价等等。有关政策制定中,一般需要选择标志性煤价,笔者推荐“秦皇岛5500大卡动力煤价”。一是主要环节中,煤矿、电厂乃至发电机组环节,均高度多样化、差异化,相对而言,港口数量最少、价格相对统一,而且介于矿与厂之间,已有相对比较成熟的比价关系;二是坑口距离电厂遥远,坑口价无法体现中间环节加价问题,例如秦皇岛5500大卡煤价如果涨到800元/吨,相对于2020年577元/吨的均价、相当于涨了39%,远远超过坑口涨幅的20%;三是在各港口煤价中,“秦皇岛5500大卡动力煤价”已有近20年的历史纪录,有利于历史性对比分析,具有较高知名度与权威性。总之,关于标志性煤价指标的选取,笔者推荐“秦皇岛5500大卡动力煤价”,有利于避免各种混淆。(本文以下所有煤价数据,亦均选取“秦皇岛5500大卡动力煤价”)
第二个视角,合理煤价的目标到底是啥?
在中国,“煤电矛盾”虽由来已久,但近几年其实一直处于相对稳定期,电煤价格问题并不被业外关心,业内亦无激烈争议。唯进入2021年9月以来,秦皇岛5500大卡动力煤价从2020年均价577元/吨一举冲高到2600元/吨,引发大批电厂亏损停发、形成新一轮电荒,煤价问题才再次进入公众视野。因此,目前讨论煤价问题,必须区分近期问题与远期问题。
在近期,合理煤价的目标,就应是积极配合国家应对电荒,就应是通过直接降低煤价而直接缓解电荒。电荒当前,那种“以短期冲高2600元、换取长协提到800元”的特朗普式极限施压,那种“因曾到达过2600元,所以不可能降回原点”的无中生有三十六计,是不能被接受的。笔者认为,由国企为主所控制的煤炭资源,一年涨价4倍多、引发新一轮电荒,这不是什么光彩的事情,谈不上啥市场规律、顶多归为市场失灵,必须首先进行纠正。
若正常市场规律的话,因缺钱停机出现电荒后,9-10月电煤需求下降、煤价应自然下降,而这次煤价反而继续暴涨、整个10月份均价高达2000元/吨左右,这就不仅是市场失灵、而涉嫌市场操纵了,有关部门理应出手了!如果说这样的“大起”是不应该出现的、已经对国民经济对全社会造成损害,那么近期最首要的、就是必须尽快实现“大落”、以恢复国家正常经济秩序。
2020年,电煤年均价格577元/吨、煤炭行业利润2223亿元,一派岁月静好,远非火电厂亏本发电、银行断贷那样的窘境,那么,为尽快缓解电荒、减少对各行各业的损害,煤炭企业有什么拿得上台面的理由无法接受降回2020年呢?总之,只有尽快降煤价才是直接有效应对电荒的态度,市场失效就必须用政治手段,所谓释放产能一个月,其实远远不如直接降煤价一星期!至于长协煤价是否应该调整、这是另一个非紧急话题,不应将近期问题与远期问题混为一谈。
第三个视角,近期煤价是否已回归合理?
随着国家有关部门的积极应对,目前电煤价格已近腰斩。那么,在即将到来的寒冬,今冬明春5个月,煤价是否可以停留于此呢?笔者认为,目前1000元/吨左右的电煤价格,是不利于持久缓解电荒的,更是没有历史依据的。
一是按照目前的煤耗水平、100元煤价对应大约3分钱发电成本,那么相对于2020年均的577元/吨,1000元/吨即相当于增加了0.13元/千瓦时的发电成本,而国家应对电荒的“上网电价上浮20%”政策仅仅相当于0.07元/千瓦时,中间这0.06元/千瓦时的缺口、已被银行断贷的发电企业是依然无法承受的;
二是历史上,即使在煤价飞涨的2008-2012年电荒期间,5年平均煤价也只有723元/吨,从未突破过1000元/吨,历史不应重演,电荒不应加剧;
三是在上一轮同类型电荒之前的2003-2007五年平均煤价400元/吨,2008-2012电荒五年平均723元/吨、增幅81%,其中第一年2008年均煤价645元/吨、增幅61%,而2021年1-10月平均煤价1049元/吨、相比2017-2020正常年份均价591元/吨、增幅已达77%,如果继续放任煤价停在1000元/吨、2021全年均价的增幅大概率超过上一轮电荒、妥妥的历史重演;
四是2017-2020最近4年年均煤价591元/吨,去年2020年年均煤价577元/吨,煤炭-火电两个行业均平稳发展相安无事,从2020年577元/吨的均价出发,如果800元/吨相当于涨价38.6%,如果1000元/吨就相当于涨价73.3%,这种价位,这种涨幅,不论对于维护正常市场运行秩序,还是对于应对电荒尽快恢复经济社会原有秩序,都是极端不负责的。总之,目前1000元/吨左右的电煤价格,既不符合近期形势要求,更缺乏历史依据,煤价是不应继续停留于此的。
第四个视角,长协调整的依据是否充分?
抛开近期电荒应对。临近年末,单论,明年动力煤长协指导价,是否需要大幅调整?是否具有足够的经营基础?笔者认为,不论从电煤价格数据、利润数据,还是从历史发展过程看,动力煤长协指导价此时此刻都没有调价、涨价的充分依据。
一是2017-2020年煤炭行业年度利润分别为2952亿元、2888亿元、2837亿元、2223亿元,最近4年累积利润高达10900亿元、年均利润2725亿元,并非“过了很多年苦日子”,2021年随着煤价飞涨、年度利润更有可能突破5000亿,超过上轮电荒2011年的4337亿元、而创造不光彩的新历史纪录;
二是2011-2020最近10年,煤炭行业年均利润2404亿元、年均煤价590元/吨,对照上述最近4年年均利润2725亿元、年均煤价591元/吨,恰好反证、近4年煤炭行业增长稳定、处于经营状况较好阶段,成本变动并不构成需要涨价的支撑因素,与火电企业亏损发电以至断贷的情况、完全不具有可比性;
三是不论近10年、还是近4年,煤炭行业年均煤价均为590元/吨左右,证明现有长协指导价是站得住脚的,500-600元/吨恰好是煤-电产业长期均衡点,如果将坑口煤价一下子上浮20%(港口煤价势必上浮更多)、显然是缺乏依据的。如果将秦皇岛5500大卡动力煤价上限提高到800元/吨、则更是跳跃过大(相对于2020年上涨39%)。
现行动力煤长协指导价、更需要的是加强监管、强化履约,其本身,目前并没有调价、涨价的充分依据;而且,该指导价本身即含有上下浮动的空间(2020年单日最高日均价格曾短暂高达788元/吨),在煤炭行业采掘技术/设备/管理/政策/市场等各方面均没有出现趋势性变化、相关成本没有出现普遍性长期性的变动之前,调价、涨价并无充分依据;更进一步说,动力煤长协这种双轨制设计,重点即锁定产能-锁定运力-锁定煤/电衔接,目的即保供应、保稳定,相当于一种长期的照付不议,在此电荒尚未结束、抬价尚未回归之际,悍然要求调价涨价,这是在表演利益集团与政府博弈?还是借兵临城下而谋重现城下之盟?
第五个视角,煤价是否应追随电价齐涨?
为应对本轮电荒,国家出台了“上网电价允许上浮20%”的政策,有人由此提出了煤价也上浮20%的意见。笔者认为,这样的要求是非常失礼的,“追涨”绝不能成为电煤价格调整的一种逻辑。
一是如果坑口煤价涨20%,必将带动港口煤价涨幅更大,远非20%的电价上浮可以盖住;二是随着工商业用户全部进入市场交易、现货市场不断扩大,电价20%上浮绝非覆盖所有煤电电量,到底能够涨多少?更是高度不确定的,如果明年电荒缓解,电价势必回落,根本不可能保证上浮;三是虽然电价上浮并不确定,但对于电煤价格上涨却是无力阻挡的,今年可以从577元/吨涨到2600元/吨,未来大概率则是涨停板价格定到多少、就会长期涨到多少;四是随着低碳发展,煤机发电小时数是还将不断下降的,承受煤价上涨的空间将越来越小,追涨即电荒;五是政府从2016年开始要求降用电用能成本,2017-2020年电煤年均价格从609元/吨降到577元/吨、降幅5.3%,同期火电上网价格从大约0.4元/千瓦时降到0.35元/千瓦时、降幅12.5%,今日电企亏损补价时、煤企有什么理由要求追涨呢?降时降得少、涨时追着讨、天下便宜占尽;六是为什么国家允许电价上浮20%?不恰恰是因为煤价飞涨才适度涨电价以应对电荒吗?如果这反而成为涨煤价的理由、岂不是对国家应对电荒的对抗?
总之,涨电价绝不能够成为涨煤价的理由与逻辑!尤其在煤炭成本没有显著改变、并不存在内在的涨价依据情况下,在出现国际金融危机-能源危机、外因诱发限产抬价驱动力的情况下,更不应以此理由谋求提高煤价。如果国家允许煤价追着电价涨,就势必无法解决发电亏损问题,就势必无法解决电荒危机,就势必造成2008-2012那种长达数年的电荒重演。如果这样的话,以高比例国资国企取代私人煤老板控制煤炭资源的意义何在?
第六个视角,煤-电价格到底如何市场化?
在2008-2012年电荒时代,曾有学者将煤炭-电力产业格局概括为“市场煤、计划电”;2021电荒重演,又有学者将此概括调整为“计划煤、管制电”,煤炭-电力产业格局、定价机制之特殊性,公认是电荒出现及重现的重要内因。那么,煤炭-电力产业到底应如何市场化呢?
一是从政策目标看,不论企业、还是政府,都是市场经济体系中的必要角色,不论市场机制、还是政府管制,其本身都是手段、而非目的,电力能源作为重要的基础设施领域,唯有安全性+经济性+外部性(环保低碳)才是永恒的政策目标,既要保障供应,又要限制高价,还要低碳转型,需要高度的公共治理智慧。
二是从产业特征看,系统技术经济特性+经济社会发展走势+三维政策目标,造成煤电包括煤炭领域、必然趋向高产能+低产出+高投入+低回报,既要为电力系统提供容量支撑与安全应急,又要让出电量空间支持低碳环保,既要满足安全保障与灵活调节性能,又要维持经济性支撑国家竞争力,由此注定只能是有限竞争而非完全竞争,无从追求经典市场化而需要特殊产业制度设计。
三是从制度设计看,这种特殊产业制度设计,就是以时间换空间、不同情景设计针对性应对,上帝的归上帝、凯撒的归凯撒,至少包括:(1)应对正常情景,面对昼夜/季节/丰枯/投资时序带来的波动,尽量自由放任,一次二次能源价格应自然联动,向终端传导信号;(2)应对异常情景,例如面对国际金融危机-能源危机带来的冲击,该出手时就出手,一方面运用价格-税收-补贴-监管等宏观调控组合拳、消化冲击的影响,一方面积极运用政治手段规制企业行为、平抑波动的幅度;(3)应对两高两低趋势特征,多从技术层面物质层面组织层面提前谋划,一方面为煤电包括煤炭提供容量(产能)补偿机制,一方面通过高比例国资国企打造有人兜底型的“廉价而充裕”。
总之,笔者认为,煤碳-煤电注定是市场经济体系中高度管制的特殊领域!近年来(笔者估算),煤电产业资产利润率仅2%左右,煤炭产业也仅4%左右,确实真都并不算高,而作为命中注定的非暴利领域,2008-2012电荒周期私人煤老板向全国人民豪夺10000亿规模资源溢价的历史不应再重演了!凡是国资国企高度控盘的领域、就不应允许出现这样的暴利。火电企业已认命躺平,煤炭国企也需要尽快转变观念,不要再把自己幻想成当年那批私人煤老板。有关部门也不要再把他们惯成私人煤老板,本本分分挣自己那份开采洗选业的利润吧。宪法第九条已明确归属全国人民的自然资源溢价就甭老惦记啦。包括煤炭流通领域在今年电荒几个月冒出的上百家运销代理机构、是否禁得起某一天倒查?
不要再重复罪孽、不要再惦记非分之利,认清历史走势与自身角色使命、勇敢担当起来吧。在未来低碳化的能源系统中,不论煤电还是煤炭,相当大比例将更多趋向于储备性资源、储备性产能、储备性设施的角色定位。煤电领域早已有热备用/冷备用/应急调峰储备等一系列相应机制,煤炭领域也势必从这次一个月增加15%以上日产能的特殊应急、逐步走向制度性的产能备用机制、不断提高煤炭产能的动态调节能力。这是煤电近十几年已经走过的轨迹、煤炭迟早步其后尘。最终,通过煤电-煤炭之间更紧密的产业链协同、更好的合作而非零和竞争,形成适应经济社会发展需要的能源战略储备机制(油气领域也一样)。这也是抑制流通环节与金融领域兴风作浪的重器,像中国的粮食储备机制那样、成为国家经济秩序的压舱石。
第七个视角,煤价如何国内国际联动的?
2008-2012年上轮电荒即由国际经济危机而诱发,所谓煤价跟着油气走、国内跟着国际走;2021年新一轮电荒几乎是历史重演,依然是由外部金融危机-能源危机诱发:一是从时间节奏上看,国际煤炭代表性的港口价格、理查兹/欧洲三港等从6月底7月上开始持续上涨,秦皇岛典型煤价则经7-8月份盘整酝酿、8月18日左右(支撑过夏季高峰之后)才开始不可遏制地冲击尖峰;至9月底10月初理查兹/欧洲三港等煤价相继到顶、历时3个月,秦皇岛典型煤价则在国内国际压力之下10月18日左右到顶、历时2个月。二是从涨跌幅度上看,理查兹/欧洲三港等分别上涨了2.4-2.8倍,秦皇岛典型煤价则在冲击尖峰阶段上涨了大约2.5倍;而从顶峰下降至今,理查兹/欧洲三港等已经下跌了41-55%不等,秦皇岛典型煤价则下降了大约58%,经历了几乎一摸一样的过山车行情。
总之,本轮电荒并非源自山西暴雨,也非产能产量/成本变动/供需缺口等等(笔者近期已有两篇文章论述),本轮电荒与2008年一摸一样、依然是典型的国际危机在国内的映射,国际金融危机-能源危机为国内煤价上涨提供了机会与借口,从起步时间、过顶时间、涨价幅度、甚至降价幅度,均呈现高度的随动特征、亦步亦趋!而中国与欧洲的区别仅仅是,欧洲是煤价、电价双高,中国则因控制电价而形成又一轮跟2008年一摸一样的电荒,不真缺煤、而真缺钱(买煤)。
而若说与2008年有何不同?一是煤价的波动幅度已超越原油、国内煤价的波动幅度已超越国际(时间斜率更陡峭),这种情况之下,边际价格已进一步失去供需信号的价值、而更凸显金融属性,更需积极应对而非一味接受;二是从欧洲到美国再到中国,低碳发展带来更加复杂的矛盾因素,一次能源/二次能源之间,高碳能源/低碳能源/无碳能源之间,都需要探索更好的协同、更有效的治理,目前还没有现成的成功的适合14亿人口共同富裕的低碳模式,“先立后破”对于应对低碳转型过程中的危机与挑战、启示深远。
总之,应对电荒一个多月以来,虽然各方奋力将煤炭日产量提高到了创纪录的1200万吨以上,但与煤价腰斩其实并无直接因果关系,从国内国际煤价联动的角度看、实际依然只是跟在国际危机的屁股后边跑,更大效果也许只是逼迫火电厂在煤价最高的一个月采购储存了超过1亿吨电煤而已。如果说,国内国际煤价联动是正常的、国际金融危机-能源危机是有原因的,但这并不等于说,这种“正常”这种“有原因”就是好的、无害的、无需积极应对的、只需紧盯电厂储煤而不必关心到厂煤价的!
对于这种“正常的坏情况”“有原因的危机”,不正是可以体现中国宏观调控治理能力的时刻?不正是可以体现中国煤炭领域资源优势-组织优势-政治优势的时刻?煤炭不是铁矿石,这不正是又一个可以像应对新冠疫情一样“风景独好”的机会?
疫情以来,国际关系紧张,国际秩序失控,国际治理伦理崩坏,国际产业链岌岌可危,与2008与2021类似的国际金融危机-能源危机,大概率将更频繁地出现,亟需在传统产能产量管制的基础上,更加勇敢地直面外来危机,更加决断地管控价格异动,最大限度地保护中国自己的国民福利与经济秩序。
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近期,山东、广东、内蒙古相继发布省级“136号文”配套细则,旨在通过市场化机制推动新能源可持续、高质量发展。但相较陆上风电起步略晚、且已经在上一轮的国补退出中快速降本的海上风电产业,在造价、成本分摊、供应链韧性、消纳能力及国际竞争力等多方面存在发展难题,亟待优化。电价不确定下,地方
5月30日,陕西电力交易中心以现场+线上”会议、视频公众号同步直播的方式组织召开2025年一季度陕西电力市场交易信息发布会。陕西省发展改革委、国家能源局西北监管局相关同志,国网陕西省电力有限公司相关部门同志,发电企业、售电公司、电力用户600余名代表参加会议。会议通报了一季度电力市场运营整
绿电直连政策以制度创新“四应”国家大局绿电直连是风、光、生物质等新能源通过直连线路向单一电力用户供给绿电,实现电量清晰物理溯源的模式。国家发展改革委、国家能源局不循旧历,联合印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》(以下简称《通知》),实现“四应”,即呼应社会诉求、响应行业
绿电直连试点政策三大亮点值得关注在全球气候治理格局深度重构的背景下,“绿电直连”作为破解能源转型与碳关税壁垒双重挑战的制度创新,逐渐进入人们的视野。国家发展改革委、国家能源局印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》(以下简称《通知》)开展绿电直连试点项目,旨在提升清洁能源利
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