威尼斯城所有登入网址-威尼斯2019娱乐官网

电荒背后的煤电博弈

这里是广告

2003年下半年,刚刚战胜疫情的中国,迎来了一场全国范围内的拉闸限电。

在武汉,8月1号这天的气温突破百年记录,汉口一所变电站因为负荷太高而跳闸起火,20万居民受影响;在上海,近1000家企业限电,而市区的景观灯光从7月30日后晚上十点前便不再点亮。

在南京,北河口水厂发生电路意外事故,造成城区大面积停水10小时,市长亲自出面道歉;而即使工业欠发达的广西,也从10月份开始出现供电紧张,到10月中旬已经拉闸限电2146次。

在2003年6月份,据统计有16个省市采取过限电措施;8月份,这一数字变成了19个;到年底,总共已有22个省市拉过闸;而到2004年1季度结束的时候,这个数字进一步上升到了24个。

2003年下半年的拉闸限电,跟2003年上半年的疫情爆发一样,虽然性质不同,但都算波及全国的公共事件。

很多伏笔从那时已被埋下:2003年中国重化工业进程启动,经济进一步起飞;两大电网和五大发电集团刚刚完成重组,电力投资即将狂飙猛进;而煤老板们的黄金十年,就是从这时拉开了帷幕……

时间兜兜转转到了2021年,无论是疫情,还是限电,都有了很多似曾相识的感觉。

从2003年到2021年,中国电力基础设施发生了翻天覆地的变化,全国发电量从03年的1.91万亿度飙升到去年的7.42万亿度。但同时,一些让历史出现轮回和重复的机制也延续了下来:煤电博弈。

而回归到发电这个“古老”行业,里面的玩家虽然都是老百姓眼里的巨无霸,但如果用纯商业角度审视:中国的发电企面对上游的资源品周期和下游的价格管制,其地位完全无法跟“躺平赚钱”的西方公用事业相提并论。这种“夹心层”的地位反过来又会大幅异化其商业行为。

因此,拉闸限电的幕后真相显然不在“大棋党”的臆测里,也不能简单地用“双碳”和外需来说明。其真正答案可能并不像网友想象的那么复杂,反而可以用很简单的商业或投资术语来说明:资源周期、价格管制、煤电博弈,以及火电的商业模式。

所以火力发电到底是一个什么样的行业?这一次拉闸限电背后的原因是什么?这是本篇文章试图回答的问题。

01、电荒往事:三次限电的三种逻辑

电荒在中国其实并非稀缺事物。进入到2000年之后,中国加上这次一共发生过三次影响比较大的“电荒”。

第一次“电荒”发生在2002年到2004年,也即是文章开头提到的电荒。这次电荒的根源,还要追溯到亚洲金融危机的1998年。

当时由于金融危机,中国对外出口大幅度下滑,电力需求增速从90年代初的11%下降到了1998年的2.1%。但整个90年代,国内发电装机的增速始终维持在7-10%之间,各省份都在狂建火电厂。

因此,到了世纪之交的2000年左右,中国会出现了严重的电力供应过剩,发电机组利用率大幅下降,以至于政府开始鼓励全民用电,更让不少地方电力局以及媒体高呼“拉闸限电有望成为历史”。

同一时期,钢铁、石化等重化工耗电大户成为国企改制重灾区,为了解决发电机组利用率下降的压力,加之电力系统改革来临,当时还催生了一个不成文的规定——三年不建电厂。

话说得有多满,翻车时就有多尴尬:2003年开始,中国重化工业出现爆发式加速增长,四大高能耗行业占据了全社会用电量25%以上,电力需求增速飙到15%以上,让决策层都多少有些始料未及。

一边是供给萎缩,一边是需求暴涨,导致的结果就是20个省市先后拉闸限电,缺电地区覆盖了除东北电网外几乎所有大区电网,在许多地区甚至出现了全年”持续性缺电“和”随机性缺电“。

2

2004年的媒体报道

当然,证券交易所并没有被拉闸限电,2003年A股市场上钢铁、石化、汽车这些高能耗行业板块反而出现了一轮激情四射的上升行情,成为股民嘴里津津乐道的“五朵金花”。

第二次“电荒”发生在2011年:当年4-5月以及9-10月,多个地区出现缺电状况。华东在一季度出现明显电力供应缺口,华中在二季度干旱气候影响水电供给的情况下,也进入电力供应紧张状态。

“十一五”期间,我国首次实行“双控”目标,对能源消耗强度和能源消耗总量进行硬性约束,要求能耗强度在五年间大幅下降20%。2010年恰好是“十一五”收官,在能耗强度目标的硬性约束下,很多省份在5月开始拉闸限电狂冲KPI。

考试前一天才通宵复习,后果往往是灾难性的:2011年,“十一五”考核结束,产能被压制的制造业开始“报复性用电”,本就位居高位的煤价连续经历了两轮上涨,火电企业成本激增,越努力越亏损的火电企业决定沉着一下,通过减少供应以换取市场话语权。

最终在2011年,发改委两度上调电价,火电企业总算是守住了亏损底线。随着此后煤炭价格下行,第二次限电宣告终结。

和2002年纯粹的供需关系错配导致的限电不同,2011年的电荒第一次出现了政策因素:十一五末期的能耗压力造成了罕见的“淡季电荒”。另一个影响电力供应的核心因素——煤炭价格,也在这一轮的电荒中刷足了存在感。

而从今年初夏开始到近期大规模爆发的限电,原因和2011年的电荒有一些相似之处:

一方面,今年是双碳目标的开局之年,对于能耗双控目标的实行力度大幅提升。今年5月和8月,发改委都以报身份证的方式点名批评了能耗不降反升的省份。一些地方前期指标用完,只能假期前一天赶作业。

另一方面,煤炭价格伴随全球通胀持续上行,火电企业再度陷入越努力越亏损的境地。而在能耗双控背景下,煤炭产能利用率一直处于高位、煤炭库存降至历史低点,地方煤炭项目的审批也更加严格,再度加大了煤炭供应压力。在发改委通报名单里,宁夏、新疆、云南、陕西都是产煤大省。

曾被寄予厚望的新能源去哪儿了?要知道在过去几年,以火电、水电、核电为代表的传统能源投资额持续走低,高碳排的火电下降最明显,而风电和光伏的装机自2012年后大幅提升,电源装机占比从6%提升到了目前的24%。它们顶不上吗?

的确顶不上。从数据上看,我国目前对火电的依赖依然比较严重:火电装机占比虽然降到了56.6%,却贡献了71.8%的电力供给;而风电和光伏装机虽然有24%的占比,但发电量仅占总体的10%左右。

3

总结下来,全球大放水叠加碳中和的政策推动,促成煤炭库存锐减价格上天,加上气候反向助攻导致水电产能受限,共同促成了当下的大规模限电。

相比火电,其他的电力来源都有或多或少的缺陷,比如光伏只能白天开动;风电受风力大小影响,功率波动很大;水电则受气候影响;抛开碳排放因素,只有火电能够保证稳定性与可控性。

今年3月,丁仲礼院士接受媒体采访时,就谈到我国目前对火电的依赖:“非碳能源占比的提升不是一个线性过程,根本上还是要由技术进步所驱动。煤炭作为主力能源,还将在我国能源结构中主导较长的一段时期。”

那么,为什么电荒还会周而复始的出现?一切的答案,就藏在“周期”里。

02、行业密码:逃不开的逆周期

贯穿中国火电行业发展的最大命题,可以用六个字概括:市场煤、计划电。

煤炭作为工业能源和大宗商品,定价早早完成了市场化;电力作为公共事业,电价多少要服从“看得见的手”指挥,但电力同时又是商业机构,自身盈利又被“看不见的手”影响。过去近20年里,煤电双方无数次明争暗斗,大多归因于此。

火电企业赚钱与否,主要有三个关键因素:利用小时数、上网电价和煤价。

4

利用小时数可以简单理解为发电机组的运转时长:因为电力只能即发即用,无法大规模储存,但用电需求却有峰谷效应,所以电厂既要准备好产能应对高负荷,又不能时刻把产能开满造成浪费。因此,火电厂闲置的产能越少,对应的收入就越高。

有人可能会有疑问,既然装机量已经考虑了高负荷,为什么还会出现供应紧张?这是因为如果备用容量过多,对火电厂的收入冲击会过大。所以相关行业规章规定,“总备用容量不宜低于最高负荷的15-20%”。

煤价则是决定火电厂成本的核心要素,煤炭往往占发电成本70%左右。上网电价则可以简单理解为电厂发电的出售”单价“,对火电厂来说,自然是煤价越低、电价越高、产能开的越满越好。

但问题在于,煤价多少、电价几何、机组开多久,都不是火电厂自身能决定的。而相比煤炭价格的频繁波动,电价虽然也会调整,但总体比较稳定,这就造就了火电行业最大的特征:逆周期。

即火电厂的盈利状况,几乎完全依赖于煤炭价格的涨跌周期。换句话说就是:火电厂发财的时候,往往也是煤炭企业哀鸿遍野的时候;而煤炭企业吃肉的时候,就轮到火电厂吃翔了。

从下面这张图可以看出,代表火电厂的橙色阵营和代表煤炭企业的黑色阵营,双方的盈利能力呈现明显的负相关关系,公用事业行业8%-10%的收益率,在火电行业完全失效。

5

历史上看,煤炭的产能周期大概在4-6年,从下游需求拉动煤价上涨,到大量新煤矿建设投产,煤炭供给增加,煤价随之步入下滑阶段。2007年到2013年就是一轮标准的煤炭周期,火电企业伴随煤价涨跌,走完了一轮从吃屎到吃肉的轮回。

很多行业都有周期性的特征,其中的企业也难免今年吃肉明年吃屎,但由于电力自身公共事业的属性,一旦企业经营不稳定,可能会出现系统性风险,这显然不是决策层希翼看到的。

2016年后,煤价开始新一轮上涨周期,改委牵头发文,将动力煤价格划分为绿色、蓝色、红色三种情况,一旦煤炭价格波动达到6%以上,看得见的手就会出马。

当时,发改委将政策期限限定在在2016-2020年之间,因为按照以往的规律,2020年应当是产能周期的拐点,轮到火电厂端起碗来把肉吃,结果没想到2020年遭遇疫情黑天鹅,2021年又赶上双碳目标开年,煤价不但没降,反倒坐上火箭。

在本次大规模限电前,就有11家火电企业联名给北称北京城管委上书,称京津唐电网燃煤厂成本已超过盈亏平衡点,与基准电价严重倒挂,部分企业已出现资金链断裂[3]。

类似的事件在历史上并不是第一次出现,而每一次煤价上涨,火电企业联名上书,都会掀起一轮涨电价的呼声。但电价怎么涨、涨多少、谁说了算,背后是一场长达20年的电力市场化改革。

03、煤电博弈:下不完的大棋

2004年,发改委发文开启了电价市场化改革的大幕。改革的核心是“煤电联动”——即根据电煤综合出矿价格为基础,通过公式划定上网电价,同时规定电力企业要自行消化30%的煤价上涨因素。

在这之前,中国电力行业已经完成了”政企分开“和”厂网分离“两轮改革。和中国的很多改革一样,电力行业在2004年正式摸完了所有石头,开始进入“深水区”。

2004年6月,发改委首次核定标杆电价,在2020年煤电联动被浮动电价/images/ekkos.jpg,全国性的电价调整一共出现了12次,其中8次明确与煤电联动制度挂钩。

6

煤电联动的初衷,是通过行政手段响应煤价波动,在一定程度上解决电价与煤价“一个计划一个市场”的症结。但问题是,煤电联动本身就是一个“事后调节”的机制,加上政策规定了不少于6个月的“联动周期”,相比快速波动的煤价,电价的调整频率还是太低。

这也导致了一个非常有趣的行业现象:煤价进入上涨周期,火电企业便开始集体哭穷,上书中央“呼吁煤电联动”。煤价步入下跌周期,舆论又开始对电价发难。

2008年煤炭价格上涨,恰逢煤炭市场化推进,价格基本放开,加之2003年电荒后大量电力项目开始运转,火电企业亏损严重,随即呼唤联动。随后发改委在7月和8月联动两次,但相比全年50%的煤价涨幅,联动幅度杯水车薪。

金融危机后,煤价持续高企,火电企业普遍连亏4年。2011年,发改委卡准周期连续三次联动,依然难解火电亏损。结果2013年后煤价下行,火电又迎来大丰收,呼吁电价过高的声音此起彼伏。2014年后,发改委再度掏出联动大法砍电价,2016年后,煤价又一次上行,煤电博弈重新上演。

彼时煤炭行业经过一轮供给侧改革,议价权随着行业集中度上升而加大,又撞上2015年煤电联动制度修订,火电企业希望中的“涨电价”落空。

2016年12月,华能、华电、大唐以及国电在内的4大电力央企,就曾以电煤价格超出企业成本为由,联合向陕西省政府提交报告,希翼政府上调电价。2017年3月,包括四大电力央企在内的七家火电企业又联名上书宁夏经信委。

煤企大都是地方企业,而发电集团大多数是央企,这又给煤电对狙笼罩上了一层央地关系的隐喻。

煤电联动诞生之后的十多年里,两个行业的博弈伴随着煤炭价格周期周而复始的上演,自始至终没能解决火电“逆周期”的问题。所以说要想明白一些道理,还是要看合订本。

而在2015年后,中央层面开始推动清洁能源上马,火电被打成过剩产能;同时期,降低工商业用电成本被写进政府工作报告,煤电联动机制自然也要顾大局识大体。2018年和2019年连续两年,电价在煤价上涨的背景下连续下调,煤电联动机制名存实亡。

2019年,煤电联动机制被正式改为“基准价+上下浮动”机制,浮动范围为上浮不超过10%、下浮不超过15%,赋予了火电企业更高的定价自主权。

但人算不如天算,疫情之后大宗商品涨价,加之能耗“双控”背景下,煤炭库存降至历史低点,导致的结果就是煤价涨上天,终端电价没调整,火电厂发一度亏一度。

从数据上看,今年的用电需求增速中枢在7%~8%之间,虽然处于相对高位,但2018年的全年用电增速同样达到了8.5%,并没有出现大规模限电的情况。

两年的区别,就在于煤炭价格的上行和中央层面的能耗“双控”,由于前期指标过早用完,临近新的能耗双控指标考核,导致地方采取见效快、一刀切的停电停产措施。

其实,这一次的限电在去年冬天就展露端倪:去年12月,浙江省提议合理使用灯光照明,三楼以下停开电梯,随后,湖南、江西、内蒙等多个地区先后出台限电举措;今年5月,广东十几个城市启动了有序用电,大部分制造企业被要求错峰用电;7月,河南限制电煤外销,部分工厂限电停产。

站在民生的角度,电力是拱卫工业生产和居民生活的“压舱石”,大规模的供应紧张很容引起连锁反应;站在商业的角度,自带周期属性的生意多半是苦活累活;但如果站在投资的角度,每一次煤电的周期错配,似乎都蕴藏着投资的机会。

遗憾的是,从公开披露的信息来看,即便是翻云覆雨的顶级大佬,在火电行业的投资也是全身而退的少,阴沟翻船的多。

这里是广告,联系

?

威尼斯城所有登入网址|威尼斯2019娱乐官网

XML 地图 | Sitemap 地图