近20年來罕見大限電，煤電聯動何時破局？
拉閘限電正席卷全國多地，這在近20年來罕見。在東北三省，限電范圍甚至擴大到瞭居民用電。
據界面新聞統計，自8月下旬以來，已有雲南、浙江、江蘇、廣東、遼寧、重慶、內蒙古、河南等20個省、自治區、直轄市出臺瞭限產限電措施。
傳統的“迎峰度夏”用電高峰已經過去，為何多省出現瞭集中限電的情況？目前正是“金九銀十”訂單高峰期，二產、三產用電需求持續旺盛，企業該如何面對？
根據目前公開的官方信息看，各地限電限產的原因呈現出差異化特點。
其中，陜西、雲南、寧夏、浙江、江蘇等地的限產限電，受到“能耗雙控”政策要求影響。
東北三省、廣東、河北、青海、安徽、湖南等多地限產限電，則主要因電煤供應緊張，出現瞭供電缺口。
青海等省還受到今年上遊來水偏低，水電發力不足等因素影響，沈陽等地則疊加瞭當地風電驟減等原因，電力供應缺口進一步增加至嚴重級別。
撇除個別地方因“能耗雙控”考核采取的限產限電因素，市場電力需求增幅大，煤炭資源緊缺，煤價高企、煤電企業虧損，是導致全國限電的關鍵共因。
電力需求增長超預期
廈門大學管理學院特聘教授、中國能源政策研究院院長林伯強告訴界面新聞，導致限電的最首要因素是電力需求增長。
“今年電力需求增速大幅超過往年。增幅突然增長，使整個電力系統措手不及。”林伯強表示。
中電聯統計數據顯示，1-8月，全國全社會用電量54704億千瓦時，同比增長13.8%。其中，8月全國全社會用電量7607億千瓦時，同比增長3.6%。
1-8月，三產用電增速均呈兩位數增長。其中，第一產業用電量660億千瓦時，同比增長19.3%；第二產業用電量36529億千瓦時，同比增長13.1%；第三產業用電量9533億千瓦時，同比增長21.9%；城鄉居民生活用電量7981億千瓦時，同比增長7.5%。
用電增速大增，與大宗商品漲價有關。隨著各國疫情好轉，消費需求釋放，以及各政府實行貨幣寬松政策，大宗商品價格大漲。這促使國內高耗能行業擴大生產，導致用電量大增。
“今年國際上的銅、鐵、鋁價格翻倍上漲，基本均達到歷史高位。相關廠傢迎來高價利好，大力生產。”林伯強稱。
林伯強表示，因為高耗能產業用電占比達六成以上，其電力需求增長，對電力系統的沖擊很大。
中電聯統計數據顯示，高載能行業方面，1-8月，化工行業用電量為3338億千瓦時，同比增長9.9%，增速比上年同期提高11.2個百分點；建材行業用電量2721億千瓦時，同比增長14.5%，增速比上年同期提高14.9個百分點。
此外，黑色金屬冶煉行業用電量4302億千瓦時，同比增長12.6%，增速比上年同期提高11.3個百分點；有色金屬冶煉行業用電量4446億千瓦時，同比增長8.2%，增速比上年同期提高5.4個百分點。
由於疫情控制較好，中國經濟恢復超預期，今年出口形勢向好，國際訂單方面的用電需求也更為旺盛。
華北電力大學教授，能源互聯網研究中心主任曾鳴對界面新聞表示，國外市場仍受疫情影響，使得中國的外貿訂單增多，出口增加，發電需求旺盛。
海關總署發佈數據顯示，8月中國外貿進出口總值3.43萬億元，同比增長18.9%，連續15個月實現同比正增長，進一步呈現穩中加固態勢。
1-8月，中國外貿進出口總值24.78萬億元，同比增長23.7%，比2019年同期增長22.8%。
曾鳴告訴界面新聞，外貿訂單導致的電力需求大增，在廣東、浙江、福建這些外貿及化工大省上較為典型。
2020年12月，廣東和浙江因電力缺口，出現拉閘限電情況。今年，兩個省份的拉閘限電提前至9月。
“廣東、浙江的外貿出口需求，較往年更旺盛，生產任務加重增加瞭電量需求。用電指標提前用完，碳排放指標也用完瞭，所以要進行限電。”曾鳴表示。
海關進出口數據，今年前8個月，浙江省出口1.9萬億元，同比增長20.4%；廣東出口3.18萬億元，同比增長19.1%。
廣東省發改委官方信息顯示，今年1-8月，廣東全省全社會用電量5252.73億千瓦時，同比增長17.33%。預計9月廣東最高統調負荷需求超過1.41億千瓦，同比增長11%。
目前正是“金九銀十”訂單高峰期，廣東省二產、三產用電需求持續旺盛，工業用電量3077億千瓦時，同比增長18.3%。
此外，今年高溫天氣也加劇瞭廣東電力需求。廣東近期氣溫最高達34℃-38℃，較往年同期偏高3℃-4℃，氣溫每升高1℃，電力負荷便將提高200萬-300萬千瓦。
煤價高企，電廠發電不足
目前，煤炭在中國能源體系中仍處於主體地位，發揮著壓艙石作用。但今年因電煤價格高企，電廠購買動力不足，火電的保障能力出現下降。
曾鳴表示，火電需求增長過快，疊加煤炭供應受限，煤炭供需關系錯配，導致煤價居高不下。高昂的燃料價格又導致煤電企業全面虧損，電廠無力買煤。
“火電廠發一度電虧一毛多錢，電廠沒有動力發電。”一位不願具名的義務紡織業外貿人士告訴界面新聞。
根據中電聯數據顯示，今年6月，大型發電集團標煤單價同比上漲50.5%，但電價基本保持不變，煤電企業虧損面明顯擴大，煤電板塊整體虧損。
“無論是電廠的存煤量，還是機組的出力，很多火電機組有能力調高負荷運行。但由於煤價高企，電廠虧損嚴重，很多機組申請檢修。”曾鳴表示。
華北電力大學經濟管理學院教授袁傢海也對界面新聞表示，燃煤電廠虧損，非正常停機增多。
天津市發佈的限電通知也顯示，近期華北地區發電機組檢修，電煤緊張等因素，導致京津唐電網存在電力缺口。
據廣東當地媒體報道，廣東省能源副局長劉文勝也表示，天然氣、煤炭價格高漲，資源供應緊張，火電企業發電積極性不高，疊加機組長期頂峰發電設備存在缺陷等因素，導致瞭本輪電力供應不足。
今年3月以來，動力煤價格持續高位，在9月初沖破1000元大關，此後連續創下歷史新高，動力煤期貨主力合約價格屢刷新高，近一個季度漲幅超過60%。
秦皇島5500大卡動力煤綜合交易價格也由去年同期的563元/噸，漲至如今的超1000元/噸，主流報價上漲至1500元/噸左右，價格翻番。
據界面新聞瞭解，若采購的煤價高於600元/噸，電廠即開始虧損瞭。
曾鳴表示，導致煤價高的因素很多，主要原因之一是為瞭實現“雙碳”目標，煤炭生產門檻變高，新增煤炭產量嚴重受限，導致供需關系緊張。
根據煤炭工業規劃設計研究院撰寫的《中國煤炭行業＂十三五”煤控中期評估及後期展望》，煤炭行業在2016-2018年間共退出產能8.1億噸，提前完成“十三五”的階段性目標。
袁傢海告訴界面新聞，有數據顯示，自2015年煤炭供給側改革至今，全國共約退出煤炭產能10億噸，今年還有內蒙古煤礦整治和部分省份關停煤礦，煤炭進口也在下降。
東北地區的煤炭資源形勢也更加嚴峻。一位不願具名的券商煤炭分析師告訴界面新聞，東三省的煤炭資源，主要靠蒙東地，由中國神華、露天煤業等企業供煤。
國內煤炭供給緊張，煤炭進口則出現下降。
1-8月，中國累計進口動力煤8529.6萬噸，較上年同期的9419.5萬噸下降9.45%。
界面新聞獲悉，今年國內煤炭進口由澳大利亞改為向其他國傢進口，煤炭進口總量下降，外貿煤價則大幅提高。國外煤炭價格也居高不下，同時刺激國內煤價持續上漲。
目前，電廠煤炭庫存處於歷史低位，一煤難求。
從當前情況看，煤價還未見下降趨勢。
國盛證券分析稱，短期來看，“能耗雙控”下，水泥、化工、建材等行業限產以及部分地區限電影響，煤炭需求增速趨緩，且下遊對高位煤價抵觸情緒升溫，或壓制煤價上漲。但煤炭產地增產不及預期，供不應求局面持續，煤價易漲難跌。
目前電廠方面，日耗出現季節性下滑，但仍高於往年同期，庫存仍處於低位，補庫任務依舊艱巨。且冬儲需求持續釋放，“迎峰度冬”耗煤高峰臨近，近期大型電廠采購開始增加，煤炭需求仍具有剛性。
此外，北半球冬季出現拉尼娜現象的幾率較大，今年或迎來寒冬。
在全球天然氣價格上漲背景下，煤炭將充當供暖主力的作用，冬季的煤炭需求仍有較強支撐。
後市來看，“金九銀十”、冬儲補庫黃金期來襲，煤價仍是易漲難跌。
煤電聯動，電價上浮可破局？
隨著各地限電升級，煤電矛盾也愈加突出。
據界面新聞瞭解，受制於市場煤、計劃電，煤電價格倒掛情況嚴重，想要提高火電出力，難度很大。
據界面新聞獲悉，8月，大唐國際發電、北京國電電力(600795.SH)、北京京能電力等11傢燃煤發電企業聯名請示，希望重新簽約北京地區電力直接交易10-12月年度長協合同，提出允許市場主體實行“基準價+上下浮動”中的上浮交易電價。
該請示稱，今年京津唐電網燃煤電廠成本已超過盈虧平衡點，與基準電價嚴重倒掛，燃煤電廠虧損面達到100%。此外，煤炭庫存普遍偏低，發電能力受阻，企業經營狀況極度困難，部分企業已出現瞭資金鏈斷裂。
這一問題的根結還在於，目前煤電價格還未實現真正的聯動。
長久以來，中國“市場煤”和“計劃電”的矛盾，被業內廣為詬病，即煤炭價格由市場決定，隨著供需等因素發生波動，但電力價格由政府管控。
當煤炭價格上漲，電企生產成本增長，但不能及時有效傳導到電力用戶端，電企面臨虧損。
當年設置“煤電聯動”機制的初衷，是為瞭緩解煤電之間的矛盾。但在實際執行過程中，煤電並不能及時聯動，存在錯位。
2019年9月，中國提出自2020年1月1日起，取消煤電價格聯動機制，將此前的標桿上網電價機制，改為“基準價+上下浮動”的市場化機制，上浮不超10%，下浮原則上不超過15%。
這是為瞭將電價更多地交予市場決定，政府不再去幹預標桿電價。
但按照當時的政策，2020年上網電價暫不上浮，特別要確保一般工商業平均電價隻降不升。
2021年以來，全國煤電上網電價的上浮通道並未即時開啟。直到隨著燃煤價格攀升，煤電企業經營承壓，部分地區才對交易電價開啟上浮通道。
7月，內蒙古工信廳、發改委發佈瞭《關於明確蒙西地區電力交易市場價格浮動上限並調整部分行業市場交易政策相關事宜的通知》。
該通知表示，火電行業陷入“成本倒掛發電、全線虧損的狀態”，已嚴重影響到瞭蒙西地區電力市場交易的正常開展，並對電網安全穩定運行及電力平衡帶來重大風險，因此，允許蒙西地區電力交易市場價格在基準價的基礎上可以上浮不超過10%。
中金公司研報分析稱，蒙西地區率先明確電價上浮空間，將幫助火電實現盈利邊際改善，此次調整也是2017年以來“降電價”和浮動電價政策推出後，首次放開電價管控。
8月，雲南省電廠平均交易價同比提升9.38%；寧夏發改委發佈通知，允許煤電月度交易價格在基準價的基礎上，可上浮不超過10%。
隨後，上海市經濟和信息化委員會發佈《關於開展2021年上海市電力用戶（含售電公司）與發電企業直接交易工作的補充通知》，明確進一步完善“基準價+上下浮動”電力市場價格形成機制，取消燃煤標桿上網電價“暫不上浮”的規定。
9月1日，上海市發改委發佈關於印發《進一步規范本市非電網直供電價格行為工作指引》的通知提出，非電網直供電終端用戶用電價格按照“基準電價+上浮幅度”確定，最大上浮幅度不得超過10%。
國泰君安研報表示，當前電力供需緊張疊加高煤價的形勢，有望推動電價機制改革提速，還原電力商品屬性。市場化交易價格有望成為改革的抓手，允許市場電價上浮的政策有望在其他省份陸續推出。
曾鳴告訴界面新聞，煤炭市場和電力市場如何接軌，是需要迫切研究的重大問題。“過去，煤、電的市場矛盾一直沒有解決。隨著電力需求旺盛，問題暴露突出。”
“煤、電市場兩者間的協調聯動機制如何搭建，政策和體制機制、市場和管理模式如何協調，需要深入研究解決。”曾鳴稱。
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