如何有效管控煤價、疏導煤電電價、完善價格形成機制，實現動力煤價、上網電價、用戶電價“三價聯動”，化解“煤電之憂”，推動煤企、電企、用戶協調發展，成為近期煤炭行業、電力行業、工商企業以及國家有關部門、地方各級政府關注的焦點。

　　隨著年報季的結束，上市公司2021年的業績得以全面呈現。

　　2021年，火電行業與煤炭行業呈現出冰火兩重天的景象——前者是全行業巨虧，而后者則是全行業凈利潤創出歷史新高。

　　證券時報記者追蹤發現，這一增一減之下的落差，隱藏著去年引發全民關注的電荒背后的“密碼”。

　　盈利蹺蹺板

　　2021年煤電行業進入前所未有的至暗時刻，發電企業煤炭庫存及可用天數在去年下半年均告急，包括五大發電集團在內的煤電企業都陷入深度虧損泥淖。

　　其中，華能國際、大唐發電、華電國際、粵電力A、京能電力合計虧損達到307億元，這是自2009年以來5家公司首次出現凈利潤虧損。

　　記者統計發現，2021年度A股電力公司普遍虧損，主要以火力發電的26家公司凈利潤合計虧損超過511億元。根據領航智庫數據統計，在清潔能源轉型戰略下，可再生能源為發電企業貢獻了一部分利潤，若剔除可再生能源的業績對沖，主要發電企業火電板塊虧損額在1000億元左右。

　　然而，上游端煤炭行業卻在2021年賺得盆滿缽滿，拿走了煤電產業鏈的大部分利潤。統計數據顯示，A股25家煤炭公司營業收入合計達到1.3萬億元，同比增長31%，總體盈利超過1542億元，同比增長88.7%，行業營收、凈利潤均創新高。

　　國家統計局數據顯示，2021年全國規模以上煤炭企業實現利潤總額達到7023.1億元，同比增長212.7%。4343家規模以上煤炭企業營業收入達到3.29萬億元，同比增長58.3%。

　　另對比煤炭與煤電兩大行業財務數據發現，煤電公司長期以來都是在“微利-虧損-扭虧-微利”之間循環往復，煤電行業上市公司自2009年以來合計平均凈利潤為184億元，而煤炭行業上市公司則為771億元。

　　煤炭和煤電如同天平兩端的砝碼，此起彼伏。

　　另一組可作對比的數據是，2015年煤價在底部運行，全國平均煤價在300元/噸上下浮動，2015年煤電上市公司合計凈利潤創新高，達到426.25億元，而煤炭行業創出新低，整體盈利僅為25.61億元。

　　數據直觀顯示了兩大行業的盈利蹺蹺板效應，何以如此?

　　市場煤、計劃電

　　對于傳統火電企業來說，燃料成本是最主要經營成本，占企業發電成本的70%左右。

　　自去年以來，煤炭價格飆升，秦皇島港動力煤(Q5500)市場價格由去年初的500元/噸攀升至2592元/噸的高位。這直接導致煤電公司成本大幅增加。截至今年一季度末，秦皇島港動力煤市場價依然在940元/噸高位。

　　中國能源政策研究院院長林伯強告訴證券時報記者：“當煤價超過600元/噸的時候，電力廠就難贏利。這個行業本來就很薄利，一旦煤價漲幅過快，而電價又不能隨著煤價上漲而上調，就會導致虧損。”

　　長久以來，能源電力產業鏈上存在著“市場煤”和“計劃電”的矛盾，即煤炭價格由市場決定，但電力價格由政府管控。當煤炭價格上漲，電企生產成本增加。在成本倒掛的情況下，無法通過大幅漲電價來消化成本，導致發電越多虧得越多。

　　華北電力大學教授袁家海向記者計算了電廠發電的成本賬：“目前燃料成本占到企業發電成本的70%或者更高75%，而各個地方的燃煤發電廠對煤價上漲的敏感度不太一樣。以南方電廠為例，去年煤價上漲最厲害的是9、10月份，此時南方電廠的到廠入爐的標煤單價就已經達到2500元/噸，目前單位發電耗煤量普遍是300g/度左右水平，3000元/噸煤炭價格意味著每發一度電的燃料成本就達到0.7~0.8元，而廣東省的上網電價為0.45元/度左右。也就是說，每發一度電就要虧損0.3~0.4元，這是很驚人的。因為發電企業的度電毛利在2~4分錢之間。”

　　由此可知，煤電企業經營承壓，陷入“成本倒掛發電、全線虧損的狀態”。林伯強向記者表示，“火電廠發一度電就虧一度，所以導致電廠沒有動力發電，不得不減少發電量，導致了拉閘限電。”

　　去年電力供需始終處于緊張狀態，進入到9~10月，電荒突然而至，超過20個省級電網采取有序用電措施。

　　一場時隔近10年的“電荒”再度回到全社會的視野之中。

　　終止的煤電聯動

　　為了緩解這種行業間的利潤蹺蹺板，平衡行業間的利益，一度采取過“煤電聯動”的調控機制。發改委在2004年12月25日印發《關于建立煤電價格聯動機制的意見》(簡稱“意見”)，要求加強電煤價格監測工作，穩妥實施煤電價格聯動。

　　《意見》提出，一是，上網電價與煤炭價格聯動;二是，銷售電價與上網電價聯動;三是，確定電價聯動周期，原則上以不少于6個月為一個煤電價格聯動周期。

　　數據統計顯示，煤電聯動調節機制建立后，經過10年的運行，到2015年底全國煤電機組標桿上網電價共進行了11次調整，其中明確因煤電聯動而調整共執行了8次，這8次中，6次上調，2次下調。

　　林伯強向記者表示，“期間的確聯動，但是聯動的不到位。煤價上漲50%，電價能上浮50%嗎?煤價上漲20%，電廠就受不了，電價始終漲不上去。我國的電力不是一般商品，它是宏觀經濟調控的手段，牽一發而動全身。”

　　煤電聯動政策出臺以來，一直備受異議。煤電聯動本質上仍然是行政成本定價，這恰恰違背了以市場供需關系決定價格的基本原則。“市場煤”追求的是盈利最大化，而“計劃電”在逐利的同時還得顧及公共利益。

　　“其實監管部門也很難，兩個不同性質的市場怎么聯動?換句話說，兩種機制，怎么聯動?如果煤市場化，電也要盡量市場化。”林伯強稱。

　　客觀來看，如果煤炭價格保持相對穩定，或者通脹壓力不高，煤電聯動仍可作為過渡措施發揮有效作用而暫時相安無事。但是如果煤價持續攀升，通脹壓力不斷加大，雖然發電企業利潤下降甚至虧損，而讓政府一次次批準電價聯動，從而承擔更大的通脹壓力以及下游行業價格連鎖反應的責任，確實是使政府處于兩難境地。

　　平安證券電力行業分析師嚴家源稱，煤電聯動機制實際上從2018年就已經名存實亡了。

　　2018年3月5日召開的第十三屆全國人大一次會議上，國務院總理李克強在政府工作報告中提出：“大幅降低企業非稅負擔……降低電網環節收費和輸配電價格，一般工商業電價平均降低10%。”

　　為貫徹落實企業用能成本，該年4月19日，國家發改委發布《關于降低一般工商業電價有關事項的通知》，決定分兩批實施降價措施，落實一般工商業電價平均下降10%的目標要求。

　　2019年，國務院總理李克強在政府工作報告中再次提出，降低制造業用電成本，一般工商業平均電價再降低10%。

　　一邊要求電網企業讓利，一邊是煤炭價格自2016年中開始迅速上漲。連續兩年降低下游銷售環節中的一般工商業電價，上游發電側的上網電價執行煤電聯動上調僅是奢望，煤電聯動機制已經名存實亡。

　　2019年9月26日，國常會提出自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。基準價按各地現行燃煤發電標桿上網電價確定，浮動范圍為上浮不超過10%，下浮原則上不超過15%。

　　能耗雙控下的煤電陣痛

　　如此看來，拉閘限電背后，是“市場煤、計劃電”的矛盾，以及煤電聯動調節的失效。證券時報記者綜合采訪專家所述，能耗“雙控”是去年限電的另一“推手”。

　　去年是能耗“雙控”的開局之年，去年三季度以來，能耗雙控政策加碼。基于上半年各省能耗目標完成情況，發改委要求各省各地區“采取有力措施，確保完成全年能耗雙控目標特別是能耗強度降低的目標任務”。

　　所謂能耗“雙控”，是指對能源消費強度和總量的雙控制。而煤礦和火電廠是炭產生的源頭，因此煤炭企業和火電企業是雙控的重要對象。

　　因此，各地為完成任務目標突擊強化能耗雙控，導致出現“一窩蜂”“一刀切”式的拉閘限電，很大程度上受到能耗指標的驅動。

　　林伯強說，“在我國用電結構中，高耗能企業用電比例超過50%，在電力短缺的時候，只要上浮電價影響高耗能企業用電，電力可以很快平衡，并不會導致缺電。電價上浮對他們影響很大，對地方經濟也會帶來很大影響。從去年到現在為止，大部分省份允許高耗能企業電價上漲的政策導向并沒有真正執行到位。這主要涉及地方政府的各種考慮。”

　　同時，2021年隨著“煤炭去產能10億噸”政策的推進、落實，導致煤礦減少，單產提高，區域集中，運距變長，電煤應急調運難，疊加去年進口動力煤大幅下降，電煤供應日趨緊張，是煤炭價格上漲的因素之一，直接導致發電廠發電意愿不高，電力緊缺。

　　此外，在能耗雙控的目標要求下，火電的裝機量占比也在有意識降低，新增的風光電裝機量又無法提供足夠的可用裝機量，在電力需求猛增的情況下，難以補充缺口。

　　記者統計發現，國內發電總裝機量總體上升，但增速在2015年至2019年呈現出不斷下滑趨勢，只有2020年有較快增長。2015年至2021年發電總裝機容量年均增長率為8.26%。

　　若將總裝機量拆分來看，可以看到2015年之后的火電建設速度放緩，且每年新增風光裝機都大于火電裝機，而且火電在新增裝機中的比例從2015年的57.92%，降至2021年的29.27%。

　　但這些新型電力的部署并不能立刻讓我國供電格局出現根本性扭轉。光電和風電具有間隙性、波動性和隨機性的特點，早期曾一度被業界視為“垃圾電”。光伏只能在白天發電，風電則取決于風力大小，不僅無法保證持續性，還難以調控。煤電依然是主要發電來源，2021年煤電發電量占總發電量比重為60%。

　　因此，即使發電裝機總量不斷增長，但可用發電裝機容量卻面臨不足。所謂可用發電裝機容量，指的是發電機組在實際運行中所提供的可靠發電出力。簡單理解，2021年7月是我國用電負荷高峰期，全國用電負荷高峰為11.92億千瓦，而截至7月份，我國22.72億千瓦的總裝機量依然無法滿足電力需求。這就是可用發電裝機容量不足導致。

　　據袁家海稱，在不限電情況下，煤電對最大負荷的支撐能力可達到銘牌標記裝機容量(注：銘牌容量指發電廠最大額定電輸出)的90%~95%，風電、光伏的支撐能力只有銘牌容量的5%~10%。

　　如果按照火電的可用容量95%、風光可用容量10%這一標準計算，火電與風光的可用新增裝機容量就有了顛覆性變化。即：風電與光伏擠占了火電在新增裝機容量里的比例，卻沒有提供相應足夠多的可用裝機容量，導致電力供給能力的增加跟不上用電負荷的增長。

　　數據可見，我國電力保供從煤到電的能源基本盤出現了較為突出的供需失衡問題，也凸顯了目前煤電在電力保供中仍作為“壓艙石”的重要作用。

　　推進“三價聯動”

　　雖然中國的電力結構在朝著“降低火電依賴”的方向前進，但一定時期內火電依然是電力保障的中流砥柱。為了緩解整個國民經濟以及民生領域的用電負擔，終端電價始終在國家的強力控制下。

　　因而，在“市場煤、計劃電”的體制下，以央企、國企為主的火力發電企業，實際在承受著“市場煤”的成本沖擊，甚至以自身的虧損在變相補貼整個社會的用電用戶。從這個角度而言，火力發電的央企、國企們，實際承擔的是戰略性虧損。

　　據記者了解，為了穩定電煤采購成本，每年重點發電集團都會與重點煤炭企業簽訂長期煤電協議(簡稱“煤電長協”)，中長期協議無論是實物合同還是基于實物合同形成的金融合同，都是為了幫助發電企業去鎖定價格，規避風險。在煤電長協里面，有不同的兩種協議，一種是既保量又保價，直接簽訂年度價格;另一種是保量不保價，按照月、季或旬等定期的平均價格結算。

　　袁家海告訴記者，“這么多年長協市場就是一個不健全的市場，需求旺盛，煤價過高的時候，煤炭企業都不按照合同來。即使這兩年發改委對各地和中央企業煤炭中長期合同簽訂履約情況展開專項核查，以規范合同簽訂行為，簽足簽實合同，督促嚴格履約，但對煤炭企業來說約束力較低。”

　　一位發電集團的內部人士向記者透露：“目前的情況就是我們是在求著煤企給我們發煤，雖然簽了長協，但是保量不保價，簽訂的是陰陽合同。公開看到的合同是根據長協規定的煤炭價格申請執行，但實際執行過程中是另外一個價格。去年中長協大部分都違約，因為煤炭價格飛漲，在這個價格情況下，誰還愿意執行原來的合同。現在電煤價格基本都是按照現貨甚至期貨價結算。很多電廠連煤量都沒法保證，還談什么價格?”

　　進入2022年，煤電仍然面臨煤價高位運行、火電企業持續虧損、能源保供壓力大、安全隱患增加等問題。因此，如何有效管控煤價、疏導煤電電價、完善價格形成機制，實現動力煤價、上網電價、用戶電價“三價聯動”，化解“煤電之憂”，推動煤企、電企、用戶協調發展，成為近期煤炭行業、電力行業、工商企業以及國家有關部門、地方各級政府關注的焦點。

　　5月11日，國務院總理李克強主持召開國務院常務會議。會議要求，確保能源供應，在前期支持基礎上，再向中央發電企業撥付500億元可再生能源補貼，通過國有資本經營預算注資100億元，支持煤電企業紓困和多發電，安全有序釋放先進煤炭產能，決不允許出現拉閘限電。

　　值得一提的是，國家有關部門在缺煤限電、能源保供的關鍵時刻推出兩份重磅文件：《關于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》(簡稱“303號文”)和《關于明確煤炭領域經營者哄抬價格行為的公告》(簡稱“2022年4號公告”)，明確于5月1日起實施。

　　兩份文件概而言之為“兩個明確”：一是明確煤價合理區間。秦皇島港5500大卡下水煤基準價由以前的535元/噸上調至675元/噸，合理區間為570~770元/噸，無正當理由超出煤炭現貨價格合理區間的視為哄抬價格，實現“上限保電、下限保煤”;二是明確合理區間內煤、電價格可以有效傳導。

　　5月23日，發改委再次發布關于明確煤炭領域經營者哄抬價格行為的公告，提出了哄抬煤炭(國產動力煤)價格行為的具體表現形式，明確煤炭生產經營企業不得通過向關聯方轉售，再由關聯方大幅度提高價格出售煤炭。