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涨电价不能成为涨煤价的理由
2021-11-17

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。

二是从产业特征看,系统技术经济特性+经济社会发展走势+三维政策目标,造成煤电包括煤炭领域、必然趋向高产能+低产出+高投入+低回报,既要为电力系统提供容量支撑与安全应急,又要让出电量空间支持低碳环保,既要满足安全保障与灵活调节性能,又要维持经济性支撑国家竞争力,由此注定只能是有限竞争而非完全竞争,无从追求经典市场化而需要特殊产业制度设计。

三是从制度设计看,这种特殊产业制度设计,就是以时间换空间、不同情景设计针对性应对,上帝的归上帝、凯撒的归凯撒,至少包括:(1)应对正常情景,面对昼夜/季节/丰枯/投资时序带来的波动,尽量自由放任,一次二次能源价格应自然联动,向终端传导信号;(2)应对异常情景,例如面对国际金融危机-能源危机带来的冲击,该出手时就出手,一方面运用价格-税收-补贴-监管等宏观调控组合拳、消化冲击的影响,一方面积极运用政治手段规制企业行为、平抑波动的幅度;(3)应对两高两低趋势特征,多从技术层面物质层面组织层面提前谋划,一方面为煤电包括煤炭提供容量(产能)补偿机制,一方面通过高比例国资国企打造有人兜底型的“廉价而充裕”。

总之,笔者认为,煤碳-煤电注定是市场经济体系中高度管制的特殊领域近年来(笔者估算),煤电产业资产利润率仅2%左右,煤炭产业也仅4%左右,确实真都并不算高,而作为命中注定的非暴利领域,2008-2012电荒周期私人煤老板向全国人民豪夺10000亿规模资源溢价的历史不应再重演了!凡是国资国企高度控盘的领域、就不应允许出现这样的暴利。火电企业已认命躺平,煤炭国企也需要尽快转变观念,不要再把自己幻想成当年那批私人煤老板。有关部门也不要再把他们惯成私人煤老板,本本分分挣自己那份开采洗选业的利润吧。宪法第九条已明确归属全国人民的自然资源溢价就甭老惦记啦。包括煤炭流通领域在今年电荒几个月冒出的上百家运销代理机构、是否禁得起某一天倒查?

不要再重复罪孽、不要再惦记非分之利,认清历史走势与自身角色使命、勇敢担当起来吧。在未来低碳化的能源系统中,不论煤电还是煤炭,相当大比例将更多趋向于储备性资源、储备性产能、储备性设施的角色定位。煤电领域早已有热备用/冷备用/应急调峰储备等一系列相应机制,煤炭领域也势必从这次一个月增加15%以上日产能的特殊应急、逐步走向制度性的产能备用机制、不断提高煤炭产能的动态调节能力。这是煤电近十几年已经走过的轨迹、煤炭迟早步其后尘。最终,通过煤电-煤炭之间更紧密的产业链协同、更好的合作而非零和竞争,形成适应经济社会发展需要的能源战略储备机制(油气领域也一样)。这也是抑制流通环节与金融领域兴风作浪的重器,像中国的粮食储备机制那样、成为国家经济秩序的压舱石。

第七个视角,煤价如何国内国际联动的?

2008-2012年上轮电荒即由国际经济危机而诱发,所谓煤价跟着油气走、国内跟着国际走;2021年新一轮电荒几乎是历史重演,依然是由外部金融危机-能源危机诱发:一是从时间节奏上看,国际煤炭代表性的港口价格、理查兹/欧洲三港等从6月底7月上开始持续上涨,秦皇岛典型煤价则经7-8月份盘整酝酿、8月18日左右(支撑过夏季高峰之后)才开始不可遏制地冲击尖峰;至9月底10月初理查兹/欧洲三港等煤价相继到顶、历时3个月,秦皇岛典型煤价则在国内国际压力之下10月18日左右到顶、历时2个月。二是从涨跌幅度上看,理查兹/欧洲三港等分别上涨了2.4-2.8倍,秦皇岛典型煤价则在冲击尖峰阶段上涨了大约2.5倍;而从顶峰下降至今,理查兹/欧洲三港等已经下跌了41-55%不等,秦皇岛典型煤价则下降了大约58%,经历了几乎一摸一样的过山车行情。

总之,本轮电荒并非源自山西暴雨,也非产能产量/成本变动/供需缺口等等(笔者近期已有两篇文章论述),本轮电荒与2008年一摸一样、依然是典型的国际危机在国内的映射,国际金融危机-能源危机为国内煤价上涨提供了机会与借口,从起步时间、过顶时间、涨价幅度、甚至降价幅度,均呈现高度的随动特征、亦步亦趋!而中国与欧洲的区别仅仅是,欧洲是煤价、电价双高,中国则因控制电价而形成又一轮跟2008年一摸一样的电荒,不真缺煤、而真缺钱(买煤)。

而若说与2008年有何不同?一是煤价的波动幅度已超越原油、国内煤价的波动幅度已超越国际(时间斜率更陡峭),这种情况之下,边际价格已进一步失去供需信号的价值、而更凸显金融属性,更需积极应对而非一味接受;二是从欧洲到美国再到中国,低碳发展带来更加复杂的矛盾因素,一次能源/二次能源之间,高碳能源/低碳能源/无碳能源之间,都需要探索更好的协同、更有效的治理,目前还没有现成的成功的适合14亿人口共同富裕的低碳模式,“先立后破”对于应对低碳转型过程中的危机与挑战、启示深远。

总之,应对电荒一个多月以来,虽然各方奋力将煤炭日产量提高到了创纪录的1200万吨以上,但与煤价腰斩其实并无直接因果关系,从国内国际煤价联动的角度看、实际依然只是跟在国际危机的屁股后边跑,更大效果也许只是逼迫火电厂在煤价最高的一个月采购储存了超过1亿吨电煤而已。如果说,国内国际煤价联动是正常的、国际金融危机-能源危机是有原因的,但这并不等于说,这种“正常”这种“有原因”就是好的、无害的、无需积极应对的、只需紧盯电厂储煤而不必关心到厂煤价的!

对于这种“正常的坏情况”“有原因的危机”,不正是可以体现中国宏观调控治理能力的时刻?不正是可以体现中国煤炭领域资源优势-组织优势-政治优势的时刻?煤炭不是铁矿石,这不正是又一个可以像应对新冠疫情一样“风景独好”的机会?

疫情以来,国际关系紧张,国际秩序失控,国际治理伦理崩坏,国际产业链岌岌可危,与2008与2021类似的国际金融危机-能源危机,大概率将更频繁地出现,亟需在传统产能产量管制的基础上,更加勇敢地直面外来危机,更加决断地管控价格异动,最大限度地保护中国自己的国民福利与经济秩序。


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