9月以来,新一轮电荒闯入公众视野。国庆前后,国家密集发布政策,开始积极应对电荒。时至11月上旬,有几点值得特别关注:


一是按照全社会用电量季节曲线,虽然相对于7-8月夏季用电高峰、12-1月冬季高峰的用电量一般会略低5个百分点;但从发电侧看,因枯水及供暖等因素,火力发电的冬季高峰却是可能高于夏季发电高峰的。届时发电用煤的需求将比9-10月低谷期提高至少10个百分点;再计及今年10月份火力发电相对于夏季发电高峰,环比值较正常年份下降了大约4个百分点,如果12月份不想依旧大面积拉闸限电的话、用煤需求可能还需加系数。


二是2008年国际金融危机,前期大宗商品过热、中国四大高耗能用电比重达35%,危机爆发后随“去库存”而比重下降5个百分点以上。但2021年情况有所不同,前期连续3年四大高耗能用电比重稳定在28%并无明显过热,虽德尔塔变异株催生上半年需求增加,但年中开始随国际产业链失序失调已自然被抑制,前10月该比重累计仅27%低于常年。国内用电量不宜进一步人为打压、至少不需再用一刀切限电停电的方式打压。


三是据媒体披露,随着煤炭产能提高、电厂库存上升,对于电煤价格,出现新的博弈:一种意见提出,5500大卡动力煤坑口价,应从440元/吨上浮20%、至528元/吨;二种意见提出,动力煤长协应提高限价标准,环渤海港口5500大卡动力煤价不超过800元即可;三种意见提出,煤价已从最高的2600元/吨(10月18日秦皇岛5500大卡动力煤价)腰斩,1000元/左右的煤价已可接受、不必再降。


以上这些众说纷纭,均围绕一个问题,即电煤的合理价格到底应如何确定?对此,笔者谨从7个视角进行辨析:


第一个视角,标志性煤价应该如何选取?


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。


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