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在高煤价的市场格局下,上海电力公告称,2021年公司所属燃煤电厂普遍亏损。全年累计煤折标煤单价约1097元/吨(不含税),同比增加442元/吨(不含税),增幅达67%,增加公司全年燃料成本约53亿元。
国电电力初步统计,2021年公司入炉综合标煤单价约890元/吨(不含税),同比上涨约300元/吨,公司燃料成本大幅增加,导致公司年内业绩亏损。
在电力保供的压力下,发电企业按照国家和中央部署,“应发尽发、满发稳发”,极大缓解了电力供应紧张形势。“但面对严峻经营形势,本公司深入推进提质增效、融资创新,努力挖潜增效,但仍然无法弥补煤炭价格上涨给本公司效益造成的极大冲击。”华电国际公告称。
在电力供需紧张的格局下,2021年东北等地区出现拉闸限电、电力中断,对经济社会运行产生重要影响。北京工业大学《电力中断对供应链网络的影响》研究报告提出,局部地区缺电、限电、断电对产业链稳定和居民生活带来广泛而深远的影响。德国全国平均总停电成本约为每小时4.3亿欧元,美国每年电力消费者的停电成本估计为790亿美元。
在全球流动性宽松的背景下,电力中断带来的影响主要通过供应链传播。2021年国内缺电带来的冲击在工业制造领域不断传导,表现为钢铁、水泥、建材、有色、原油等基础原材料价格高涨,由此带来全社会数万亿元以上成本上涨。受此影响,2021年9月国内PPI(工业品出厂价格指数)突破10%,通货膨胀承压。
“市场煤、计划电”
矛盾加剧,产业链利益分配失衡
煤炭价格管理失控、电价市场化机制不完善,“市场煤、计划电”矛盾加剧,是煤电企业陷入“扭亏-亏损”恶性循环的根本原因。
在我国特殊的资源禀赋和经济社会治理模式下,煤炭市场化程度远远高于电力行业。自2013年起,我国结束“计划煤、市场煤”的双轨制管理模式,煤价由市场决定。
秦皇岛港是国内重要的煤炭转运集散地,港口煤价是行业风向标。2021年5月以来,秦皇岛5500大卡动力煤市场价格由年初500元/吨攀升至2592元/吨的高位。
与之相对,在电价政府管理的惯性下,国内电力产业发展对价格政策具有强依赖性,政府管理部门是电价调控的主要实施主体。“计划电、市场电”长期并存,政府核准燃煤发电企业基准电价,并对电力市场交易规则进行管控。基于此,发电价格难以及时反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出。
在煤炭和电力市场不同价格调节机制的作用下,加之资本炒作,煤炭、煤电矛盾加剧,行业上下游利益分配失衡。在煤价大幅上涨的背景下,2021年煤炭行业赚得盆满钵满,拿走煤电产业链条的大部分收益。国家统计局统计显示,2021年全国规模以上煤炭企业实现利润总额7023.1亿元,同比增长212.7%。4343家规模以上煤炭企业营业收入32896.6亿元,同比增长58.3%。
在“双碳”战略下,缺电、拉闸限电令能源管理者、能源行业措手不及。鉴于电力安全保供的特殊形势,国家发改委在2021年10月启动进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革,这一措施是电价改革中的重要环节,也为煤电企业电价上涨打开了空间。
从政策的要义看,《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)将国内电力市场建设推向一个新阶段。改革方案明确,燃煤发电的电量原则上要全部进入电力市场,通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价;扩大市场交易电价上下浮动范围,上下浮动原则上均不超过20%,高耗能企业市场交易电价、电力现货价格不受上浮20%限制。
《能源》杂志获悉,在2021年的电力市场中,煤电企业在电价新政、电力市场交易中获得一定裨益,达到调价增收的目标。其中,华电集团煤机交易电价同比提高1.5分/千瓦时,华能集团平均结算电价同比提高2.4分/千瓦时,带来百亿元以上的业绩贡献。
与此同时,2021年下半年国家发改委等部门组织煤炭增产保供、严查恶意炒作囤积,煤炭价格在短期内快速回落,煤电企业的经营压力得以暂缓。
加剧2021年煤炭市场失衡的另一个原因是国际煤炭进口受阻力。2011年开始,中国成为世界最大煤炭进口国。根据国家海关总署统计,在强劲的煤炭需求支撑下,2021年我国进口煤炭3.23亿吨,同比增加1955.9万吨,增长6.6%,印度尼西亚、俄罗斯、蒙古是主要进口国。
考虑当前地缘政治等因素影响,我国需要完善煤炭进出口和储备管理,扩大在亚太动力煤市场的进口,更好引导和稳定市场预期,保证国内能源市场平稳运行。
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