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对比2020年全年煤价和上网电价的平均水平和2021年8月煤价和上网电价的平均水平[2],2020年煤电度电毛利约0.046元,伴随煤炭成本的快速上涨,2021年8月,煤电度电亏损0.004元,盈利性明显减弱。
根据Wind统计数据,2021年,从事电力、热力的生产和供应的企业中亏损家数明显多于2019年和2020年,亏损企业数量占比保持30%左右的水平。截至2021年8月底,从事电力、热力的生产和供应的企业中亏损企业为2852家,2021年1-8月,相关企业亏损总额达1157亿元。整体看,受煤价快速上涨影响,煤电经营成本大幅提高,亏损幅度明显拉大,导致煤电企业发电积极性下降。
能耗双控目标完成情况不佳,加剧“两高”[3]行业限制。
我国十八届五中全会首次提出能耗双控的概念,“十四五”规划中进一步提出完善能源消费总量和能耗强度降低的双控制度,重点控制化石能源消费,为实现“碳达峰”奠定坚实基础。2021年作为强推“双碳”目标的开局之年,政府对于能耗双控的执行力度较往年更加严格。2021年8月17日,国家发展改革委发布《上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》(详见图3),其中9个省区能耗强度不降反升,为一级预警;10个省区能耗强度降低率未达到进度要求,为二级预警。2021年上半年,超过半数的省份未完成能耗双控目标,因此实现短期双控目标的压力就集中于第三季度。在此行政压力背景下,多省市陆续出台相关政策集中限制“两高”行业,或鼓励有序用电、错峰生产、限产,或直接“一刀切”限电停产。但经济基础薄弱的地区GDP增长空间有限,且存在部分生产设备老旧导致单位能耗偏高的问题,因此,此类地区完成能耗强度降低目标的压力更大。
此外,海关总署数据显示,2021年8月,我国外贸进出口总值3.43万亿元,同比增长18.9%,连续15个月实现同比正增长,进一步呈现稳中加固态势。2021年1-8月,我国外贸进出口总值24.78万亿元,同比增长23.7%,较2019年同期增长22.8%。由于国外疫情较为严重,无法有序开展大规模生产,海外订单增量加剧我国的生产压力,也将大宗商品价格压力转嫁到国内。但海外疫情的增量出口订单是不可持续的,国内因为解决增量订单而增加的产能或将闲置,将明显加大中小企业的经营压力。因此通过限产来限制企业盲目扩张产能也成为保护企业可持续发展的方式之一。
综上所述,引发限电的主要原因为电力供应短缺和能耗双控目标压力。但从各限电区域来看,引发限电的因素有所不同。其中:(1)浙江、广东、江苏、陕西、新疆、福建、广西等省份主要因能耗双控目标压力而限电。2021年上半年,上述省份能耗强度降低进度目标完成情况被国家给予一级预警,而9月发电量同比增速明显加快,一定程度上反映了其在能够保障电力供应的情况下,为保证于年末完成能耗双控目标任务,面向特定行业企业,以停限电为手段采取限产措施。(2)黑龙江、辽宁、吉林、内蒙古、山东等省份主要因电力供应短缺而限电。2021年上半年,上述省区能耗双控工作进展总体顺利,但9月发电量累计增速明显小于工业增加值,一定程度上说明这些省份电力供应形势紧张,不得不采取有序用电或拉闸限电措施。(3)青海、宁夏、云南、安徽、江西、河南、四川、山西、贵州等省份因双重原因影响而限电。一方面,上述省份2021年上半年能耗双控目标完成情况均被国家给予一级或二级预警;另一方面,受工业增加值同比增速加快、“两高”行业用电需求较大、可再生能源发电量同比下降等因素影响,电力供应形势紧张,特别是供电缺口扩大。
二、限电政策对电力平衡调节的有效性及能耗控制的有效性
限电限产、停产政策出台后,四大高载能行业等制造业用电量有所下降,电力供需趋于平衡,突发性拉闸限定问题得以缓解。但由于煤炭价格持续上涨,煤电成本压力不断提高,叠加即将面临的冬季供暖压力,电力供应稳定性仍面临较大挑战。
多重因素影响下,2021年8月以来,部分地区出现电力供应不足的问题,其中东北地区较为严重,为保障整体电网电力系统安全运营,不得不采取直接拉闸限电的方式。针对电力供需不平衡的问题,2021年8月下旬以来,部分地区陆续采取错峰用电引导、对高耗能企业限产、停产等措施,在电力供应能力相对稳定的基础上,通过行政手段调降电力需求,特别是高耗能企业的用电需求。
根据Wind数据,2021年9月我国单月用电量环比下降8.68%。分行业看,制造业及四大高载能行业9月单月用电量分别环比下降7.08%和5.83%,而上述行业2020年9月单月用电量较同年8月分别下降4.89%和3.31%,降幅低于2021年同期水平。从电量减量绝对值看,在保持2021年电量供需高增速的情况下,2021年9月单月发电量和全社会用电量环比减量规模均较2020年同期水平小,但制造业及四大高在能行业用电减量占比明显提高。此外,相同口径统计下,2021年9月单月用电缺口119.73亿千瓦时,较8月的163.32亿千瓦时缩减明显。可见有序用电政策的确有助于调节电力供需平衡。
用电紧张的局面得以缓和后,部分地区放宽了原有的限电限产要求,但电力供应不足时仍会优先保障民生用电。2021年10月我国单月用电量环比下降4.95%,降幅有所缩减。其中制造业用电量环比下降2.09%,而四大高载能行业用电量环比小幅提高0.94%。
能耗双控目标方面,本轮限电措施仅一定程度上减少短期内能源消费总量,但对节能减污降碳等能耗强度降低要求的效果或将不如预期。
实际上,能耗双控政策更多的强调能耗强度降低,在有效控制单位能耗的基数上辅以能源消费总量控制。本轮限电限产、停产一定程度上直接限制了能源消费总量的高增长,但对能耗强度降低要求的效果或不如预期。如停限电措施在一定程度上影响企业正常生产工艺,导致生产效率降低、单位产品能耗和污染物排放上升;企业可能采用低效率发电替代工具,而这类电源往往能耗较高且污染治理水平低下。
三、煤、电价格矛盾分析
取消工商业目录电价、电价上浮比例提升、扩增煤炭产能及煤炭长协保量等措施有利于缓解煤、电价格矛盾,但由于2021年煤炭长协价格及市场价格大幅攀升,尽管在政策干预下煤价回调,但目前煤电企业仍无法实现扭亏。
2021年以来,在安全检查、大秦铁路检修、疫情防控导致的交通管制、进口煤限制等多重因素影响下,我国煤炭产量增速放缓,进口煤量同比下降。煤炭供不应求导致其价格快速大幅拉升,进而严重激化煤、电价格矛盾。对此,我国政府采取一系列措施增强煤炭保供、加强成本传导。
2021年9月29日,中国煤炭工业协会、中国煤炭运销协会发布《关于进一步做好电煤保供工作的通知》,要求各企业深挖电煤增产潜力,全力增加电煤供应量,并优先确保发电供热用户的长协合同资源,原则上四季度要按照不少于全年合同量的1/4进行兑现,已签订的电煤长协合同履约率四季度要达到或超过100%。电煤长协合同的履约情况得到保障将有助于控制电厂发电成本。
2021年7月30日,国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司、国家矿山安全监察局综合司联合印发通知,鼓励符合条件的煤矿核增生产能力,对煤矿产能核增实行产能置换承诺制。《通知》明确,2022年3月31日前提出核增申请的煤矿,不需要提前落实产能置换指标,可采用承诺的方式进行产能置换,取得产能核增批复后,在3个月内完成产能置换方案。国家发展改革委10月中旬公布信息称9月以来国家允许153座煤矿核增产能2.2亿吨/年,相关煤矿已陆续按核定产能生产,预计四季度可增产5000万吨以上。政府出台相关政策加强保障煤炭供给,一定程度缓解煤炭价格上行压力。
优质矿区产能释放以及进口煤量的回升,缓和了国内煤炭供需紧张的情况,推动动力煤价格回落,但煤价水平较往年仍位于较高水平。以秦皇岛动力煤价格为例,秦皇岛动力煤(Q5500,山西产)市场价格自2021年以来快速上行,并在10月20日冲高至2593元/吨的历史最高水平,随后价格快速下行,11月16日降至1090元/吨,但较上年同期仍有较大的增幅(同比增长74.54%);秦皇岛长协煤价格也一路冲高,CCTD秦皇岛动力煤(Q5500)年度长协价格在10月达到了历史最高水平(754元/吨),11月价格维持不变。
2021年10月11日,国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号),将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%,高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制,电力现货价格不受上述幅度限制;有序推动工商业用户全部进入电力市场,按照市场价格购电,取消工商业目录销售电价。虽然没有完全放开全体用户的“市场化”,也没有完全放任自有的“市场化”,但此举有利于煤炭成本的传导。
针对上述政策实行后能否有效缓解煤和电之间的价格矛盾问题,我们将通过以下测算进行验证。根据Wind统计数据或行业均值情况,我们设置的基础假设条件包括:
(1)煤电企业燃料采购中,长协煤量占75%[4],市场煤量占25%
(2)煤电企业燃料成本约占度电成本的65%,以2020年平均煤价测算,度电固定成本约为0.12元
(3)供电标准煤耗为304克/千瓦时,折算5500大卡热值后,供电煤耗约387克/千瓦时
(4)基础电价为0.38元/千瓦时
(5)终端用户中,居民用电占15%,非居民用电占85%
(6)上网电价调整仅涉及非居民用电部分,调整幅度为政策限定的上浮上限
(7)2020年和2021年8-11月煤炭价格参考CCTD秦皇岛动力煤(Q5500)年度长协价格和秦皇岛动力煤(Q5500,山西产)市场价格
(8)2021年12月CCTD秦皇岛动力煤(Q5500)年度长协价格沿用11月长协价格,2021年12月秦皇岛动力煤(Q5500,山西产)市场价格为截至12月22日的12月市场均价
通过数据对比可以看出,上网电价的调节幅度有限,而实际煤炭均价波动幅度远高于上网电价的调节幅度,因此煤价波动对煤电企业度电损益的影响程度更大。对比三类上网电价水平,在煤炭均价整体上涨的行情下,上网电价上浮比例上调仅可一定程度控制亏损规模大幅拉升,但无法有效帮助煤电企业实现度电扭亏。2021年11月以来煤炭均价开始回落,上网电价上浮20%时,度电毛利才基本维持盈亏平衡,而上网电价是否能全额上浮20%仍存在很大不确定性。因此,煤电行业未来经营业绩更大程度上取决于煤炭成本控制情况。
在长协煤量占比75%的水平下,以上网电价推算度电毛利盈亏平衡的煤炭均价看,基准电价上浮20%的电价水平下,煤炭均价需回落至839.99元/吨;基准电价上浮10%的电价水平下,煤炭均价需回落至754.70元/吨;基准电价水平下,煤炭均价需回落至671.99元/吨。
尽管长协保量以及电价上浮政策的落实有助于煤炭成本的传导,但动力煤价格仍位于较高水平。为进一步稳定煤价、加强煤炭保供以确保冬季电力和热力的有效供应,2021年12月3日,国家发展改革委在全国煤炭交易会公布了2022年煤炭长期合同签订履约方案征求意见稿,提出将核定能力在30万吨及以上的煤炭生产企业原则上全部纳入2022年的煤炭长协签订范围,并要求发电供热企业除进口煤以外的用煤100%签订长协;价格方面,“基准价+浮动价”的定价机制不变,5500大卡动力煤调整区间在550~850元/吨之间,其中下水煤长协基准价为700元/吨,较此前的535元上调约31%。如按此政策执行,2022年,长协煤量占比大幅提升,锁定煤价变动幅度,并且新增产能的有效释放可以引导价格进入绿色区间,煤电企业有望实现度电扭亏。在基础假设条件(2)~(8)不变的情况下,若煤电企业煤炭采购中长协煤量占比提升至100%,则上网电价上浮10%即可实现度电毛利的盈亏平衡。
此外,2021年10月29日,国家发展改革委和国家能源局发布《全国煤电机组改造升级实施方案》,提出按特定要求新建的煤电机组,除特定需求外,原则上采用超超临界、且供电煤耗低于270克标准煤/千瓦时的机组;设计工况下供电煤耗高于285克标准煤/千瓦时的湿冷煤电机组和高于300克标准煤/千瓦时的空冷煤电机组不允许新建;到2025年,全国火电平均供电煤耗降至300克标准煤/千瓦时以下。进一步推进煤电机组节能降耗是提高能源利用效率的有效手段,同时也将一定程度上降低煤炭价格波动对火电企业经营业绩的影响。
四、应对措施
针对本轮拉闸限电问题,我们需要从供需两端控制以维持电力平衡。供给端,首先应坚持“先立后破”原则,现阶段仍需发挥好煤电的兜底保障作用;其次需重点布局、完善电网建设及储能配套设施建设,在解决高比例新能源接入带来的系统强不确定性与脆弱性问题的基础上,加快电源结构转型,提升可再生能源占比;同时加快煤电机组改造,增强其调峰灵活性以配合保障电网系统稳定性。需求端方面,国家层面应出台相关政策限制不合理用能需求;同时电力用户(特别是高耗电用户)应通过技术手段主动实现单位生产的节能降耗。具体如下:
1.保障电煤供应,引导煤价理性回归。一方面要加快产能优化调整,在淘汰煤炭落后产能的同时新增优质产能,并加强煤炭安全生产管理,保障煤炭产量的稳步回升;并建立灵活的煤炭生产及调配机制,缓和煤炭供给的区域性临时性缺口。另一方面,煤炭为不可再生资源,因此在稳定国际合作、合理控制成本的基础上,应适度放宽进口煤限制,通过外部资源缓和国内煤炭供需矛盾。此外,目前正处于冬季保供阶段,国家已出台多项政策加强长协煤履约,助力保障煤电企业燃料供应及成本控制。
2.加快煤电机组改造,降低供电煤耗。根据国家发展改革委和国家能源局发布的《全国煤电机组改造升级实施方案》,按特定要求新建的煤电机组,除特定需求外,原则上采用超超临界、且供电煤耗低于270克标准煤/千瓦时的机组;到2025年,全国火电平均供电煤耗降至300克标准煤/千瓦时以下。在煤炭供应量相对稳定的情况,加快煤电机组技改以降低供电煤耗,可以一定程度上控制煤电行业对煤炭的需求量。
3.促进煤电成本传导,提升煤电主动发电积极性。根据国家发展改革委印发的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》,我国目前已取消工商业目录销售电价,正有序推动工商业用户全部进入电力市场,并将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大至上下浮20%。此外,应加快电力现货市场建设以便更快速的对电力市场供需做出反应;同时应完善落实分时电价,合理拉大峰谷电价价差,引导用户错峰用电。
4.加快煤电机组灵活性改造,增强机组调峰能力。“双碳”目标下,可再生能源占比逐步提高已是大势所趋,煤电机组调峰作用将逐步凸显。对此,应不断推进机组改造,增强其低负荷稳定运营能力,既可在可再生能源发电量占比较高时做出退让而不至停机受损,又可在可再生能源发电量供应不足时及时调峰补足,保障电网系统稳定性。国家发展改革委和国家能源局印发的《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》中也明确提出存量煤电机组灵活性改造应改尽改,“十四五”期间完成2亿千瓦,增加系统调节能力3000~4000万千瓦,以促进清洁能源消纳。
5.完善电网布局及储能设备布局。可再生能源机组布局存在较大的区域性差异,特高压作为可再生能源远距离输送的重要通道,需重点加速建设,并通过优化电网调度,提升特高压电网的利用水平。此外,可再生能源发电企业应通过自建、合建储能配套设施的方式,助力解决可再生能源发电的波动性和间歇性问题。
6.引导企业节能降耗,减少不合理用能。能耗双控目标重点监测了能耗强度降低指标,未达标的区域中企业生产将受到限制,尤其将遏制“两高”项目上马,因此电力用户(特别是高耗电用户)应通过技术手段主动实现单位生产的节能降耗。此外,在“双碳”目标下,应加速推进及完善碳交易市场,通过变相加大电力用户用能成本,引导电力用户主动降耗。
[1]剔除2020年疫情影响的特殊年份,2021年机组利用小时数较2019年变化不大,但发电量明显提升,说明电量增量主要由机组容量增量带动。综合利用小时数偏低的原因,一方面由于单机机组效率偏低,另一方面由于年度利用小时数较低的风电和光伏等清洁能源装机占比提升。
[2]具体假设条件及数据详见第三部分煤电盈利测算。
[3]“两高”包括煤电、石化、化工、钢铁、有色金属冶炼和建材等6个行业类别。
[4]国家发展改革委办公厅2020年12月7日发布《关于做好2021年煤炭中长期合同签订履行工作的通知》,指出规模以上电力企业签订的中长期合同数量应达到年度煤炭使用量的75%。
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停牌近两周后,5月19日,国家电力投资集团有限公司(以下简称“国家电投”)旗下400亿市值褐煤龙头内蒙古电投能源股份有限公司(以下简称“电投能源”)宣告复牌并披露重组预案。“资产注入,一方面有利于电投能源提升煤炭自给能力,实现煤电协同降本;另一方面,将改善其基本面,优化资产结构,提升二
中国电煤采购价格指数(CECI)编制办公室发布的《CECI指数分析周报》(2025年第17期)显示,CECI沿海指数中高热值煤种现货成交价格降幅较大。曹妃甸指数持续下行。进口指数中高热值煤种现货成交价降幅较大。CECI采购经理人指数连续17期处于收缩区间,除库存分指数外,供给、需求、价格、航运分指数均处
北极星电力网获悉,5月16日,华能集团举行集体业绩说明会。华能国际董事长王葵表示:2025年一季度华能国际采购原煤价格为594.03元/吨,同比下降11%。截至目前,华能国际境内煤机装机容量约9300万千瓦。2024年全年,公司煤机获得容量电费90.77亿元。建立煤电容量电价机制,将煤电单一电价调整为两部制电
“十四五”以来,在“双碳”目标与加快构建新型电力系统引领下,我国新型能源体系建设快速推进,风电、太阳能发电成为我国能源电力供应的有生力量,电源结构加速绿色低碳转型,煤电功能定位已发生实质性改变。叠加近年来电煤供应、电价机制、环保约束、能源保供等外部环境变化,新形势下的煤电企业设备
日前,大同市人民政府发布大同市碳达峰实施方案的通知。通知指出,统筹风光资源开发和国土空间约束,结合采煤沉陷区综合治理,兼顾生态修复、造林绿化与相关产业发展,统筹优化风电光伏布局和支撑调节电源,重点推动风电和光伏发电基地化规模化开发。积极推进老旧光伏电站、风电机组技改升级,提升存量
构建新型电力系统的重要任务对煤电提出了“新一代煤电升级行动”的新要求,煤电技术正加速向“清洁低碳、高效调节、快速变负荷、启停调峰”方向转型。“新一代煤电”一方面要求煤电机组高效调节能力进一步提升,更好地发挥煤电的电力供应保障作用,促进新能源消纳;另一方面要求煤电探索零碳或低碳燃料
日前,大同市政府印发《大同市碳达峰实施方案》。《方案》提出,到2030年,全市资源型经济转型任务基本完成,能源革命综合改革试点先行区建设成效显著,绿色低碳循环的经济体系和清洁低碳、安全高效的现代能源体系基本形成,绿色低碳技术创新取得突破,绿色低碳生活成为大众选择,绿色政策体系更加完善
《电力辅助服务市场基本规则》出台全国统一电力市场落下“关键一子”作为全国统一电力市场“1+N”规则体系的关键“一子”,《电力辅助服务市场基本规则》(以下简称《规则》)日前出台,标志电力中长期、现货、辅助服务三大主要交易品种的规则顶层设计基本建立,也标志着我国电力市场改革迈出系统性突
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