澳洲煤左右了中国电?理清中国限电背后的市场原因
来源：倍可亲(backchina.com)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3500-4000万吨，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（7000大卡）的价格也突破1200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38万3000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。
