澳洲煤左右了中國電?理清中國拉閘限電背後的市場原因

chimney in beijing - stock photo
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過去這個夏天,「電荒」之痛突然降臨中國多個省份。隨著冬季臨近,用電需求將會猛增,原本就極度緊張的供電形勢,前景不容樂觀。

這場「電荒」背後,核心矛盾是煤價高漲,處於歷史高位的煤價,碰上中國長期實施的電價限制政策,造成了一種頗為奇特的現象——電力供不應求,發電企業卻不願增加產能。電煤和電力都在供給側出現了問題。

10月8日,一項新的政策或許在一定程度上回應了這種矛盾。中國政府宣佈改革煤電價格機制,將市場交易電價上下浮動範圍由分別不超過10%、15%,調整為原則上均不超過20%,高耗能行業電價甚至不受20%的上浮限制。

這場電荒危機背後的根本原因到底是什麼?是網絡空間裏討論頗多的澳洲煤進口禁令嗎?一定程度上放開電價限制,就能幫助中國如何度過這場危機?

飛漲的煤價

煤炭對於中國電力版圖十分重要,儘管水電、風電等新能源經過多年發展,煤電依然佔據著「半壁江山」。

根據中國電力企業聯合會的數據,截至2020年底,中國全口徑發電裝機容量22億千瓦,其中其中,全口徑煤電裝機容量10.8億千瓦,佔總裝機容量的比重為49.1%。

不過,相比於風電、光伏等新能源具有間歇性、隨機性、波動性的特點,一向供應穩定的煤電起到托底保供作用。

然而,煤電這根「定海神針」也不穩了,原因是飛漲的煤價讓火電廠「燒不起」。

中國電煤採購價格指數(CECI)顯示,截至9月23日,規格5500大卡的電煤離岸綜合價為1210.44元/噸,這一數值已經是過去十年的高點。而在3月份,同樣規格的電煤離岸綜合價還在500多元徘徊。半年時間,翻了一倍不止。

背後的原因BBC中文9月底已有報道,一方面是新冠疫情下,國際訂單大量轉移到疫情控制較好的中國,造成製造業全面開工、增產,用電量大幅上升,推高了煤炭需求;另一方面,中國近年來實施嚴格的煤炭「去產能」,關閉一批小型、低效、安全不達標的煤礦,再加上產煤大省內蒙的「反腐風暴」,使當地煤礦嚴格按照核定產能生產,原本遊走在灰色地帶的產能被極大壓縮。

雖然煤價飛漲,供需的缺口仍然存在。中國國家發改委預測,今冬受經濟穩定增長、取暖用電快速增加等因素影響,全國最高用電負荷將逐步攀升,甚至可能將超過今年夏季和2020年冬季峰值。

國金證券發佈的研究報告估計,2021年9月至2022年2月的5個月,中國電煤總需求達18.48億噸,然而即便按照2015年至2020年最高產量測算,五個月的電煤供應缺口可能高達2.22億噸,缺口達12%。

澳煤禁令影響幾何?

龐大的煤炭缺口下,中國依然對澳大利亞煤炭實施進口禁令。有聲音詬病,「澳煤禁令」是搬起石頭砸自己的腳。

「澳煤禁令」無疑對中國煤炭供應不是好消息。澳大利亞2020年對中國出口燃煤在3500-4000萬噸,但去年11月禁令出台後,能源諮詢公司Wood Mackenzie稱,對華出口「幾乎歸零」。

煤礦是澳洲其中一種主要出口貨物。
從佔比來看,對澳洲煤炭的進口限制可能影響較小。

與此同時,中國加大了從印度尼西亞和俄羅斯的煤炭進口,試圖填補澳煤的空缺。

綜合中國海關總署和萬得數據(Wind),今年前七個月,中國從印尼進口動力煤增長約11.7%,從俄羅斯進口動力煤佔比增長約3.7%。

雖然如此,前七個月中國動力煤進口1.4億噸,同比下降7.9%。

這種情況有可能源於進口煤礦的價格也在暴漲。隨著全球經濟復蘇,美國等多國實施積極的貨幣政策,再加上海運運費成倍上漲,多種原因疊加,進口標煤(7000大卡)的價格也突破1200元每噸的歷史高位,與去年同期相比漲幅超過160%。

如此幅度的價格上漲,進口煤也沒有價格優勢。而且,在中國巨大的需求量面前,進口煤炭的佔比極小。2020年中國動力煤進口量僅佔國內消費量的3%。

據長江證券分析,進口動力煤更多是作為調節國內煤價的工具,這部分進口需求可替代性較強,對動力煤供需環境的影響不大。

有消息稱,原本滯留在中國的部分澳大利亞運煤船,由於中國缺煤而獲准卸貨。

英國《金融時報》援引航運經紀商Braemar ACM Shipbroking首席散裝貨運分析師里斯蒂克(Nick Ristic)稱,滯留在港口外的幾艘澳洲貨船,上個月終於靠港,估計卸貨燃煤有45萬噸。能源研究機構Kpler也發現,9月共有五艘原本在港外等候的澳洲貨船,卸下38萬3000噸的燃煤。

煤電廠的虧損

按照正常的經濟學邏輯,用電需求大,會促使發電廠加大發電量,煤炭作為發電原料也會上漲,產煤和進口煤炭的積極性都會提高,從而降低煤價,增加發電量,再促進電價降低,這就是價格的調節機制。

Machines working in huge quarry,Pingshuo coal mining site,China - stock photo
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但中國電力行業卻出現了頗為奇特的一幕——電力供不應求,火電廠卻大面積虧損。

原因不難理解,中國的電力市場仍然有計劃經濟遺留,儘管多年來不斷放開,但是價格機制仍然是半管制、半市場的狀態。

於是,煤炭價格可以按照市場供需自由上漲,而發電企業的漲價幅度受到限制,當煤炭價格漲到一定程度時,能夠恰好達到發電企業的盈虧平衡點,如果煤價繼續上漲,電價卻不能跟著漲,那麼發電廠就會「發電越多,賠的越多」。

而這個盈虧平衡點早在幾個月前就已到來。中電聯的報告顯示,6月份,部分大型發電集團到場標煤單價同比上漲50.5%,煤電企業虧損面超過70%。火電廠「發一度虧一度」,發電意願勉強。

國金證券測算,當煤價突破每噸800元時,煤電企業的燃煤成本每度電約0.378元,遠高於0.35元的煤電全國平均上網電價,再加上其他可變成本,煤電企業每發1度電要虧3分錢。

而當前煤價已經遠超這個數值。

換言之,「電荒」的根本原因不在於煤炭,而在於電力需求猛增,卻無法通過電價傳導市場信號,有效地調節供需。

電價機制面臨鬆動?

燃煤電廠
燃煤電廠

中國政府試圖解決這一徵結,但並未完全放開。

如前所述,10月8日的中國國務院常務會上稱改革完善煤電價格市場化形成機制,具體措施有:

  • 動燃煤發電電量全部進入電力市場;

  • 在穩定居民、農業、公益性事業電價前提下,將市場交易電價上下浮動範圍由分別不超過10%、15%,調整為原則上均不超過20%;

  • 高耗能行業由市場交易形成價格,不受上浮20%限制;

  • 鼓勵地方對小微企業和個體工商戶用電實行階段性優惠。

中國發展和改革委價格司司長萬勁松表示,改革核心是真正建立起了「能跌能漲」的市場化電價機制。從當前看,改革有利於進一步理順「煤電」關係,保障電力安全穩定供應;從長遠看,將加快推動電力中長期交易、現貨市場和輔助服務市場建設發展。

不過,將電價浮動的上限從10%調整到20%,究竟能在多大程度上緩解發電企業「發電越多虧損越多」的困境,扭正價格傳導機制?電價漲幅放寬又會給中國經濟社會帶來什麼樣的影響?這些問題依然有待觀察。