澳洲煤左右了中国电?

过去这个夏天,“电荒”之痛突然降临中国多个省份。随着冬季临近,用电需求将会猛增,原本就极度紧张的供电形势,前景不容乐观。这场“电荒”背后,核心矛盾是煤价高涨,处于历史高位的煤价,碰上中国长期实施的电价限制政策,造成了一种颇为奇特的现象——电力供不应求,发电企业却不愿增加产能。电煤和电力都在供给侧出现了问题。

10月8日,一项新的政策或许在一定程度上回应了这种矛盾。中国政府宣布改革煤电价格机制,将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%、15%,调整为原则上均不超过20%,高耗能行业电价甚至不受20%的上浮限制。这场电荒危机背后的根本原因到底是什么?是网络空间里讨论颇多的澳洲煤进口禁令吗?一定程度上放开电价限制,就能帮助中国度过这场危机?

飞涨的煤价
煤炭对于中国电力版图十分重要,尽管水电、风电等新能源经过多年发展,煤电依然占据着“半壁江山”。根据中国电力企业联合会的数据,截至2020年底,中国全口径发电装机容量22亿千瓦,其中其中,全口径煤电装机容量10.8亿千瓦,占总装机容量的比重为49.1%。不过,相比于风电、光伏等新能源具有间歇性、随机性、波动性的特点,一向供应稳定的煤电起到托底保供作用。

然而,煤电这根“定海神针”也不稳了,原因是飞涨的煤价让火电厂“烧不起”。中国电煤采购价格指数(CECI)显示,截至9月23日,规格5500大卡的电煤离岸综合价为1210.44元/吨,这一数值已经是过去十年的高点。而在3月份,同样规格的电煤离岸综合价还在500多元徘徊。半年时间,翻了一倍不止。背后的原因BBC中文9月底已有报道,一方面是新冠疫情下,国际订单大量转移到疫情控制较好的中国,造成制造业全面开工、增产,用电量大幅上升,推高了煤炭需求;另一方面,中国近年来实施严格的煤炭“去产能”,关闭一批小型、低效、安全不达标的煤矿,再加上产煤大省内蒙的“反腐风暴”,使当地煤矿严格按照核定产能生产,原本游走在灰色地带的产能被极大压缩。

虽然煤价飞涨,供需的缺口仍然存在。中国国家发改委预测,今冬受经济稳定增长、取暖用电快速增加等因素影响,全国最高用电负荷将逐步攀升,甚至可能将超过今年夏季和2020年冬季峰值。国金证券发布的研究报告估计,2021年9月至2022年2月的5个月,中国电煤总需求达18.48亿吨,然而即便按照2015年至2020年最高产量测算,五个月的电煤供应缺口可能高达2.22亿吨,缺口达12%。

澳煤禁令影响几何?
庞大的煤炭缺口下,中国依然对澳大利亚煤炭实施进口禁令。有声音诟病,“澳煤禁令”是搬起石头砸自己的脚。“澳煤禁令”无疑对中国煤炭供应不是好消息。澳大利亚2020年对中国出口燃煤在3,500-4,000万吨,但去年11月禁令出台后,能源咨询公司Wood Mackenzie称,对华出口“几乎归零”。与此同时,中国加大了从印度尼西亚和俄罗斯的煤炭进口,试图填补澳煤的空缺。

综合中国海关总署和万得数据(Wind),今年前七个月,中国从印尼进口动力煤增长约11.7%,从俄罗斯进口动力煤占比增长约3.7%。虽然如此,前七个月中国动力煤进口1.4亿吨,同比下降7.9%。这种情况有可能源于进口煤矿的价格也在暴涨。随着全球经济复苏,美国等多国实施积极的货币政策,再加上海运运费成倍上涨,多种原因叠加,进口标煤(7,000大卡)的价格也突破1,200元每吨的历史高位,与去年同期相比涨幅超过160%。

如此幅度的价格上涨,进口煤也没有价格优势。而且,在中国巨大的需求量面前,进口煤炭的占比极小。2020年中国动力煤进口量仅占国内消费量的3%。据长江证券分析,进口动力煤更多是作为调节国内煤价的工具,这部分进口需求可替代性较强,对动力煤供需环境的影响不大。有消息称,原本滞留在中国的部分澳大利亚运煤船,由于中国缺煤而获准卸货。英国《金融时报》援引航运经纪商Braemar ACM Shipbroking首席散装货运分析师里斯蒂克(Nick Ristic)称,滞留在港口外的几艘澳洲货船,上个月终于靠港,估计卸货燃煤有45万吨。能源研究机构Kpler也发现,9月共有五艘原本在港外等候的澳洲货船,卸下383,000吨的燃煤。

煤电厂的亏损
按照正常的经济学逻辑,用电需求大,会促使发电厂加大发电量,煤炭作为发电原料也会上涨,产煤和进口煤炭的积极性都会提高,从而降低煤价,增加发电量,再促进电价降低,这就是价格的调节机制。但中国电力行业却出现了颇为奇特的一幕——电力供不应求,火电厂却大面积亏损。原因不难理解,中国的电力市场仍然有计划经济遗留,尽管多年来不断放开,但是价格机制仍然是半管制、半市场的状态。

于是,煤炭价格可以按照市场供需自由上涨,而发电企业的涨价幅度受到限制,当煤炭价格涨到一定程度时,能够恰好达到发电企业的盈亏平衡点,如果煤价继续上涨,电价却不能跟着涨,那么发电厂就会“发电越多,赔的越多”。而这个盈亏平衡点早在几个月前就已到来。中电联的报告显示,6月份,部分大型发电集团到场标煤单价同比上涨50.5%,煤电企业亏损面超过70%。火电厂“发一度亏一度”,发电意愿勉强。

国金证券测算,当煤价突破每吨800元时,煤电企业的燃煤成本每度电约0.378元,远高于0.35元的煤电全国平均上网电价,再加上其他可变成本,煤电企业每发1度电要亏3分钱。而当前煤价已经远超这个数值。换言之,“电荒”的根本原因不在于煤炭,而在于电力需求猛增,却无法通过电价传导市场信号,有效地调节供需。

电价机制面临松动?
中国政府试图解决这一症结,但并未完全放开。如前所述,10月8日的中国国务院常务会上称改革完善煤电价格市场化形成机制,具体措施有:
动燃煤发电电量全部进入电力市场;
在稳定居民、农业、公益性事业电价前提下,将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%、15%,调整为原则上均不超过20%;
高耗能行业由市场交易形成价格,不受上浮20%限制;
鼓励地方对小微企业和个体工商户用电实行阶段性优惠。

中国发展和改革委价格司司长万劲松表示,改革核心是真正建立起了“能跌能涨”的市场化电价机制。从当前看,改革有利于进一步理顺“煤电”关系,保障电力安全稳定供应;从长远看,将加快推动电力中长期交易、现货市场和辅助服务市场建设发展。不过,将电价浮动的上限从10%调整到20%,究竟能在多大程度上缓解发电企业“发电越多亏损越多”的困境,扭正价格传导机制?电价涨幅放宽又会给中国经济社会带来什么样的影响?这些问题依然有待观察。(转载自BBC中文网)

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