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            拉閘限電啟示錄之一:風波之后,是時候終結“煤電博弈”

            宋笛2021-10-03 21:49

            經濟觀察網 記者 宋笛 從8月中下旬云南、江蘇等省份的能耗雙控限產,到9月中旬廣州、浙江等省份部分限電停產,并最終在9月底由東北地區的拉閘限電徹底引爆,事隔近10年后,又一場“電荒”席卷中國。

            一些意外的因素賦予了此次電荒偶然性,比如2021年上半年“超預期”的用電增長以及成倍增長的煤炭價格。但在這些偶然因素背后,我們依然能察覺到一張緊繃的網,一些結構性壓力的持續存在。

            煤炭價格上漲背后是從2016年去產能開始煤炭產能的持續承壓,在2020-2021年又疊加了安全、減碳等政策目標;火電發電端則是糾纏于與高位震蕩煤價持續數年的博弈,多個大型能源集團的火電板塊利潤已經持續削弱甚至虧損;在能源結構方面,非化石能源電力發電機新增裝機量持續增長,火電占比持續下降,一方面增加了低碳能源的占比,另一方面光在缺乏充足的儲能設備和技術下,又對整個電力系統的穩定性帶來了挑戰。

            在這些結構性壓力之外,大型能源企業、地方政府、煤炭企業、大型工商用電企業和居民用電群體——如果我們可以把群體的意愿看作一個整體的話——又從各自的目標出發,饒有趣味的扮演了不同的角色,被賦予了不同的權重。

            與偶然性因素相比,上述結構性、持續性的因素更值得深入觀察,對這些因素和主體的觀察決定了我們能從這場“電荒”中學到什么,并將作出何種改變,就像此前數次“電荒”所帶來的那樣。

            結構性壓力

            此次“電荒”的普遍被歸因與煤炭價格的上漲,一些電力系統人士直言“不是電荒,是煤荒”。

            煤炭價格的上漲是如何傳導至火電的緊缺?

            煤炭在火電發電中成本的占比超過7成,盡管如此,和所有產業一樣,原材料價格的上漲并不直接導致產業利潤的下調,其中的核心在于產業能否將價格的上漲傳導至下游。

            對發電企業而言,這很難。

            電力的成本和價格由一系列復雜的交易產生:電廠與煤炭企業間的交易,電廠與電網之間的交易,售電端與用戶間的交易,但其中并不是每個交易都擁有一樣的市場自由度。

            煤炭的價格主要由供需決定,盡管政策不斷推動發電企業和煤炭企業簽訂煤炭中長協議,為這一交易市場打了“政策補丁”,但在今年煤炭價格大幅上漲的情況下,煤炭中長協并未發揮充足的作用,市場的供需依然是價格因素的主要推動力。

            電廠和電網之間的交易則有更多的“計劃因素”,其核心在于發電企業的上網電價,這是歷次電力系統改革的關鍵節點之一,也是發電企業能否有序消化上游成本的節點。

            2004年開始,政策推動建立了煤電聯動機制,有意解決在煤炭價格大幅波動的情況下,解決“市場煤”和“計劃電”的矛盾,這也是2002年首輪電力改革的重要措施。在十五年的時間中,因觸及煤電聯動機制而帶來的電價調整總計有四次。在2017年后,盡管煤炭價格在高位震蕩,煤電聯動機制再未觸及。

            煤價的居高不下和上網電價的穩定,讓居間的發電企業處于持續的壓力之中。2018年初,四大能源集團曾經印發了一份緊急報告,其中稱“高煤價已導致五大發電集團煤電板塊虧損402億元,虧損面達60%左右,不少燃煤火電廠資金鏈已經斷裂,還有部分面臨銀行停貸、限貸的情況,可能出現無錢買煤的局面”。2018虧損的情況依然維持,在2019年從上市公司公告中可以察覺到個別火電廠的出售、破產等消息陸續釋出。

            持續性的結構壓力存在已久,薄冰難負重。

            地方政府的“兩級反轉”

            在第二輪電力體制改革的背景下,2019年政策再次發力,希望通過進一步的市場化改革,進一步緩解這一矛盾。從2020年1月1日起,取消煤電價格聯動機制,將現行標桿上網電價機制,改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。2019年10月印發的《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》中認為“現行燃煤發電標桿上網電價機制已難以適應形勢發展,突出表現為不能有效反映電力市場供求變化、電力企業成本變化,不利于電力上下游產業協調可持續發展”,上述指導意見將現行燃煤發電標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制?;鶞蕛r按當地現行燃煤發電標桿上網電價確定,浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。

            上述指導意見中特別提出,2020年暫不上浮。這意味著,2021年是“基準價+上下浮動”真正執行的第一年。

            為什么在今年“電荒”全面展露之前,這一個機制沒有充分的發揮作用呢?

            在一些地方政府的計劃中我們可以管窺到部分原因。2020年,上海市經信委印發了《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方案》,其中提及根據《國家發展改革委關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》(發改價格規〔2019〕1658號)要求,市場主體的申報價差下浮不得超過15%,2021年暫不上浮。

            9月29日,國家發改委經濟運行調節局負責人就今冬明春能源保供問題回應稱,將按價格政策合理疏導發電成本,嚴格落實燃煤發電“基準價+上下浮動”的市場化價格機制,讓更多電量進入市場交易,不得對市場價格在合理范圍內的正常浮動進行不正當干預,讓價格合理反映電力供需和成本變化。

            “不得對市場價格在合理范圍內的正常浮動進行不正當干預”的主語是誰,值得思索。

            在此次電荒出現之后,各地開始陸續出臺政策,上海市在9月用新的政策取消了上述“不得上浮”的規定,內蒙古、湖南等地也出臺政策,對上網電價的浮動進行了進一步的規定,開始在國家規定的浮動空間內充分挖掘的浮動潛能,多家媒體在報道時,用了“允許”一詞形容地方政府的舉措,也為市場化機制添上了一個無奈的注腳。

            地方政府對上網電價的高度敏感不無道理。對于工商企業用戶而言,終端電價與上網電價息息相關,最終的電價成本取決于上網電價成本、輸配電成本與政府性基金,后兩部分較為穩定,上網電價的提高有可能會直接反應至企業端,從而對地方經濟增長帶來些許困擾。2019年12月,湖南省印發的《深化燃煤發電上網電價形成機制改革的實施方案》一語中的,“為支持實體經濟發展,持續降低我省工商業用戶用能成本,參與市場交易的發電上網電量,2020年上網電價在基準價基礎上適當下浮,以確保工商業平均電價只降不升”。

            在此次電荒中,地方政府對于上網電價態度的“兩極反轉”顯示的一個事實是這樣的:盡管電力市場化改革已經持續多年推進,但是出于不同訴求,非市場的因素依然廣泛存在,即使是政策已經劃出的市場化空間都尚未用滿、用足。此次“電荒”的出現在表面上與“煤電博弈”息息相關,但深層次,則涉及了更多主體的利益訴求。“市場煤”和“計劃電”持續二十年的博弈,需要改變的也并非僅局限于兩個市場,有更多的外部因素需要考量,這可能也是煤電博弈難解的重要原因之一。

            拉閘限電后,多地政府、國家電網以及部委出臺的相關政策,推動電價市場化的浮動。但是無論是有意識的要求下浮抑或是有意識的推動上浮,都非市場化改革真正目的,市場化改革的目的并不直接與電價上漲抑或下降掛鉤,而是在于讓市場在資源分配中發揮決定性作用。

            在2015年綱領性文件《深化電力體制改革的若干意見》中,認為彼時電力行業發展還存在“交易機制缺失、資源利用效率不高”、“價格關系沒有理順”、“政府職能轉變不到位”、“發展機制不健全”等問題,電力體制改革的目標為:降低電力成本、理順價格形成機制,逐步打破壟斷、有序放開競爭性業務,實現供應多元化,調整產業結構,提升技術水平、控制能源消費總量,提高能源利用效率、提高安全可靠性,促進公平競爭、促進節能環保。

            從上述問題與目標對比來看,改革仍需要進行時。

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            大科創新聞部主任兼高級記者
            主要關注于科技類、創業類產業政策、創投領域以及交通物流領域。擅長深度報道和人物特寫。
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