煤电博弈大变局

如何有效管控煤价、疏导煤电电价、完善价格形成机制，实现动力煤价、上网电价、用户电价“三价联动”，化解“煤电之忧”，推动煤企、电企、用户协调发展，成为近期煤炭行业、电力行业、工商企业以及国家有关部门、地方各级政府关注的焦点。

随着年报季的结束，上市公司2021年的业绩得以全面呈现。

2021年，火电行业与煤炭行业呈现出冰火两重天的景象——前者是全行业巨亏，而后者则是全行业净利润创出历史新高。

证券时报记者追踪发现，这一增一减之下的落差，隐藏着去年引发全民关注的电荒背后的“密码”。

盈利跷跷板

2021年煤电行业进入前所未有的至暗时刻，发电企业煤炭库存及可用天数在去年下半年均告急，包括五大发电集团在内的煤电企业都陷入深度亏损泥淖。

其中，华能国际、大唐发电、华电国际、粤电力A、京能电力合计亏损达到307亿元，这是自2009年以来5家公司首次出现净利润亏损。

记者统计发现，2021年度A股电力公司普遍亏损，主要以火力发电的26家公司净利润合计亏损超过511亿元。根据领航智库数据统计，在清洁能源转型战略下，可再生能源为发电企业贡献了一部分利润，若剔除可再生能源的业绩对冲，主要发电企业火电板块亏损额在1000亿元左右。

然而，上游端煤炭行业却在2021年赚得盆满钵满，拿走了煤电产业链的大部分利润。统计数据显示，A股25家煤炭公司营业收入合计达到1.3万亿元，同比增长31%，总体盈利超过1542亿元，同比增长88.7%，行业营收、净利润均创新高。

国家统计局数据显示，2021年全国规模以上煤炭企业实现利润总额达到7023.1亿元，同比增长212.7%。4343家规模以上煤炭企业营业收入达到3.29万亿元，同比增长58.3%。

另对比煤炭与煤电两大行业财务数据发现，煤电公司长期以来都是在“微利-亏损-扭亏-微利”之间循环往复，煤电行业上市公司自2009年以来合计平均净利润为184亿元，而煤炭行业上市公司则为771亿元。

煤炭和煤电如同天平两端的砝码，此起彼伏。

另一组可作对比的数据是，2015年煤价在底部运行，全国平均煤价在300元/吨上下浮动，2015年煤电上市公司合计净利润创新高，达到426.25亿元，而煤炭行业创出新低，整体盈利仅为25.61亿元。

数据直观显示了两大行业的盈利跷跷板效应，何以如此?

市场煤、计划电

对于传统火电企业来说，燃料成本是最主要经营成本，占企业发电成本的70%左右。

自去年以来，煤炭价格飙升，秦皇岛港动力煤(Q5500)市场价格由去年初的500元/吨攀升至2592元/吨的高位。这直接导致煤电公司成本大幅增加。截至今年一季度末，秦皇岛港动力煤市场价依然在940元/吨高位。

中国能源政策研究院院长林伯强告诉证券时报记者：“当煤价超过600元/吨的时候，电力厂就难赢利。这个行业本来就很薄利，一旦煤价涨幅过快，而电价又不能随着煤价上涨而上调，就会导致亏损。”

长久以来，能源电力产业链上存在着“市场煤”和“计划电”的矛盾，即煤炭价格由市场决定，但电力价格由政府管控。当煤炭价格上涨，电企生产成本增加。在成本倒挂的情况下，无法通过大幅涨电价来消化成本，导致发电越多亏得越多。

华北电力大学教授袁家海向记者计算了电厂发电的成本账：“目前燃料成本占到企业发电成本的70%或者更高75%，而各个地方的燃煤发电厂对煤价上涨的敏感度不太一样。以南方电厂为例，去年煤价上涨最厉害的是9、10月份，此时南方电厂的到厂入炉的标煤单价就已经达到2500元/吨，目前单位发电耗煤量普遍是300g/度左右水平，3000元/吨煤炭价格意味着每发一度电的燃料成本就达到0.7~0.8元，而广东省的上网电价为0.45元/度左右。也就是说，每发一度电就要亏损0.3~0.4元，这是很惊人的。因为发电企业的度电毛利在2~4分钱之间。”

由此可知，煤电企业经营承压，陷入“成本倒挂发电、全线亏损的状态”。林伯强向记者表示，“火电厂发一度电就亏一度，所以导致电厂没有动力发电，不得不减少发电量，导致了拉闸限电。”

去年电力供需始终处于紧张状态，进入到9~10月，电荒突然而至，超过20个省级电网采取有序用电措施。

一场时隔近10年的“电荒”再度回到全社会的视野之中。

终止的煤电联动

为了缓解这种行业间的利润跷跷板，平衡行业间的利益，一度采取过“煤电联动”的调控机制。发改委在2004年12月25日印发《关于建立煤电价格联动机制的意见》(简称“意见”)，要求加强电煤价格监测工作，稳妥实施煤电价格联动。

《意见》提出，一是，上网电价与煤炭价格联动;二是，销售电价与上网电价联动;三是，确定电价联动周期，原则上以不少于6个月为一个煤电价格联动周期。

数据统计显示，煤电联动调节机制建立后，经过10年的运行，到2015年底全国煤电机组标杆上网电价共进行了11次调整，其中明确因煤电联动而调整共执行了8次，这8次中，6次上调，2次下调。

林伯强向记者表示，“期间的确联动，但是联动的不到位。煤价上涨50%，电价能上浮50%吗?煤价上涨20%，电厂就受不了，电价始终涨不上去。我国的电力不是一般商品，它是宏观经济调控的手段，牵一发而动全身。”

煤电联动政策出台以来，一直备受异议。煤电联动本质上仍然是行政成本定价，这恰恰违背了以市场供需关系决定价格的基本原则。“市场煤”追求的是盈利最大化，而“计划电”在逐利的同时还得顾及公共利益。

“其实监管部门也很难，两个不同性质的市场怎么联动?换句话说，两种机制，怎么联动?如果煤市场化，电也要尽量市场化。”林伯强称。

客观来看，如果煤炭价格保持相对稳定，或者通胀压力不高，煤电联动仍可作为过渡措施发挥有效作用而暂时相安无事。但是如果煤价持续攀升，通胀压力不断加大，虽然发电企业利润下降甚至亏损，而让政府一次次批准电价联动，从而承担更大的通胀压力以及下游行业价格连锁反应的责任，确实是使政府处于两难境地。

平安证券电力行业分析师严家源称，煤电联动机制实际上从2018年就已经名存实亡了。

2018年3月5日召开的第十三届全国人大一次会议上，国务院总理李克强在政府工作报告中提出：“大幅降低企业非税负担……降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%。”

为贯彻落实企业用能成本，该年4月19日，国家发改委发布《关于降低一般工商业电价有关事项的通知》，决定分两批实施降价措施，落实一般工商业电价平均下降10%的目标要求。

2019年，国务院总理李克强在政府工作报告中再次提出，降低制造业用电成本，一般工商业平均电价再降低10%。

一边要求电网企业让利，一边是煤炭价格自2016年中开始迅速上涨。连续两年降低下游销售环节中的一般工商业电价，上游发电侧的上网电价执行煤电联动上调仅是奢望，煤电联动机制已经名存实亡。

2019年9月26日，国常会提出自2020年1月1日起，取消煤电价格联动机制，将现行标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围为上浮不超过10%，下浮原则上不超过15%。

能耗双控下的煤电阵痛

如此看来，拉闸限电背后，是“市场煤、计划电”的矛盾，以及煤电联动调节的失效。证券时报记者综合采访专家所述，能耗“双控”是去年限电的另一“推手”。

去年是能耗“双控”的开局之年，去年三季度以来，能耗双控政策加码。基于上半年各省能耗目标完成情况，发改委要求各省各地区“采取有力措施，确保完成全年能耗双控目标特别是能耗强度降低的目标任务”。

所谓能耗“双控”，是指对能源消费强度和总量的双控制。而煤矿和火电厂是炭产生的源头，因此煤炭企业和火电企业是双控的重要对象。

因此，各地为完成任务目标突击强化能耗双控，导致出现“一窝蜂”“一刀切”式的拉闸限电，很大程度上受到能耗指标的驱动。

林伯强说，“在我国用电结构中，高耗能企业用电比例超过50%，在电力短缺的时候，只要上浮电价影响高耗能企业用电，电力可以很快平衡，并不会导致缺电。电价上浮对他们影响很大，对地方经济也会带来很大影响。从去年到现在为止，大部分省份允许高耗能企业电价上涨的政策导向并没有真正执行到位。这主要涉及地方政府的各种考虑。”

同时，2021年随着“煤炭去产能10亿吨”政策的推进、落实，导致煤矿减少，单产提高，区域集中，运距变长，电煤应急调运难，叠加去年进口动力煤大幅下降，电煤供应日趋紧张，是煤炭价格上涨的因素之一，直接导致发电厂发电意愿不高，电力紧缺。

此外，在能耗双控的目标要求下，火电的装机量占比也在有意识降低，新增的风光电装机量又无法提供足够的可用装机量，在电力需求猛增的情况下，难以补充缺口。

记者统计发现，国内发电总装机量总体上升，但增速在2015年至2019年呈现出不断下滑趋势，只有2020年有较快增长。2015年至2021年发电总装机容量年均增长率为8.26%。

若将总装机量拆分来看，可以看到2015年之后的火电建设速度放缓，且每年新增风光装机都大于火电装机，而且火电在新增装机中的比例从2015年的57.92%，降至2021年的29.27%。

但这些新型电力的部署并不能立刻让我国供电格局出现根本性扭转。光电和风电具有间隙性、波动性和随机性的特点，早期曾一度被业界视为“垃圾电”。光伏只能在白天发电，风电则取决于风力大小，不仅无法保证持续性，还难以调控。煤电依然是主要发电来源，2021年煤电发电量占总发电量比重为60%。

因此，即使发电装机总量不断增长，但可用发电装机容量却面临不足。所谓可用发电装机容量，指的是发电机组在实际运行中所提供的可靠发电出力。简单理解，2021年7月是我国用电负荷高峰期，全国用电负荷高峰为11.92亿千瓦，而截至7月份，我国22.72亿千瓦的总装机量依然无法满足电力需求。这就是可用发电装机容量不足导致。

据袁家海称，在不限电情况下，煤电对最大负荷的支撑能力可达到铭牌标记装机容量(注：铭牌容量指发电厂最大额定电输出)的90%~95%，风电、光伏的支撑能力只有铭牌容量的5%~10%。

如果按照火电的可用容量95%、风光可用容量10%这一标准计算，火电与风光的可用新增装机容量就有了颠覆性变化。即：风电与光伏挤占了火电在新增装机容量里的比例，却没有提供相应足够多的可用装机容量，导致电力供给能力的增加跟不上用电负荷的增长。

数据可见，我国电力保供从煤到电的能源基本盘出现了较为突出的供需失衡问题，也凸显了目前煤电在电力保供中仍作为“压舱石”的重要作用。

推进“三价联动”

虽然中国的电力结构在朝着“降低火电依赖”的方向前进，但一定时期内火电依然是电力保障的中流砥柱。为了缓解整个国民经济以及民生领域的用电负担，终端电价始终在国家的强力控制下。

因而，在“市场煤、计划电”的体制下，以央企、国企为主的火力发电企业，实际在承受着“市场煤”的成本冲击，甚至以自身的亏损在变相补贴整个社会的用电用户。从这个角度而言，火力发电的央企、国企们，实际承担的是战略性亏损。

据记者了解，为了稳定电煤采购成本，每年重点发电集团都会与重点煤炭企业签订长期煤电协议(简称“煤电长协”)，中长期协议无论是实物合同还是基于实物合同形成的金融合同，都是为了帮助发电企业去锁定价格，规避风险。在煤电长协里面，有不同的两种协议，一种是既保量又保价，直接签订年度价格;另一种是保量不保价，按照月、季或旬等定期的平均价格结算。

袁家海告诉记者，“这么多年长协市场就是一个不健全的市场，需求旺盛，煤价过高的时候，煤炭企业都不按照合同来。即使这两年发改委对各地和中央企业煤炭中长期合同签订履约情况展开专项核查，以规范合同签订行为，签足签实合同，督促严格履约，但对煤炭企业来说约束力较低。”

一位发电集团的内部人士向记者透露：“目前的情况就是我们是在求着煤企给我们发煤，虽然签了长协，但是保量不保价，签订的是阴阳合同。公开看到的合同是根据长协规定的煤炭价格申请执行，但实际执行过程中是另外一个价格。去年中长协大部分都违约，因为煤炭价格飞涨，在这个价格情况下，谁还愿意执行原来的合同。现在电煤价格基本都是按照现货甚至期货价结算。很多电厂连煤量都没法保证，还谈什么价格?”

进入2022年，煤电仍然面临煤价高位运行、火电企业持续亏损、能源保供压力大、安全隐患增加等问题。因此，如何有效管控煤价、疏导煤电电价、完善价格形成机制，实现动力煤价、上网电价、用户电价“三价联动”，化解“煤电之忧”，推动煤企、电企、用户协调发展，成为近期煤炭行业、电力行业、工商企业以及国家有关部门、地方各级政府关注的焦点。

5月11日，国务院总理李克强主持召开国务院常务会议。会议要求，确保能源供应，在前期支持基础上，再向中央发电企业拨付500亿元可再生能源补贴，通过国有资本经营预算注资100亿元，支持煤电企业纾困和多发电，安全有序释放先进煤炭产能，决不允许出现拉闸限电。

值得一提的是，国家有关部门在缺煤限电、能源保供的关键时刻推出两份重磅文件：《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》(简称“303号文”)和《关于明确煤炭领域经营者哄抬价格行为的公告》(简称“2022年4号公告”)，明确于5月1日起实施。

两份文件概而言之为“两个明确”：一是明确煤价合理区间。秦皇岛港5500大卡下水煤基准价由以前的535元/吨上调至675元/吨，合理区间为570~770元/吨，无正当理由超出煤炭现货价格合理区间的视为哄抬价格，实现“上限保电、下限保煤”;二是明确合理区间内煤、电价格可以有效传导。

5月23日，发改委再次发布关于明确煤炭领域经营者哄抬价格行为的公告，提出了哄抬煤炭(国产动力煤)价格行为的具体表现形式，明确煤炭生产经营企业不得通过向关联方转售，再由关联方大幅度提高价格出售煤炭。