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    上調電價是為煤價上漲騰挪空間嗎?
    2021-09-07 09:49:10來源:秦皇島煤炭網瀏覽次數:1679

    2021年以來,煤電行業再度陷入冰火兩重天的境地,隨著煤炭價格的上漲,煤企的經營業績持續改善,而火電企業燃料成本高企,電力行業的經營狀況持續受到考驗。據電力上市公司業績報告來看,電企盈利能力大幅下降,業績虧損的公司數量顯著增加。

    由于國際大宗商品價格大幅上漲、全球流動性寬松以及市場預期等因素疊加影響,國內煤炭等大宗商品價格超預期上漲,導致下游火電發電成本大幅上漲,直接導致電力企業盈利能力大幅下降。據中電聯發布的報告稱,部分發電集團6月份煤電企業虧損面超過70%。相比電企的業績下滑和虧損,煤企的營收能力卻大幅增長,據國家統計局公布數據顯示,1-7月份煤炭開采及洗選行業的利潤總額同比漲幅高達127.9%,凈利實現翻番增長,處于“蹺蹺板”兩端煤電企業矛盾再度升級對峙。

    8月底,大唐國際、北京國電電力、京能電力、華能集團華北分公司等11家燃煤發電企業聯名給北京市城市管理委員會發去了一封名為《關于重新簽約北京地區電力直接交易2021年10-12月年度長協合同的請示》的文件。文件稱,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%,煤炭庫存普遍偏低,部分企業已出現了資金鏈斷裂,提請能上調電價。

    在燃料成本大幅增加的背景下,今年全社會用電量也出現大幅增長,帶動發電量的同步增長。據國家能源局數據顯示,1-7月份,全口徑發電量4.65萬億千瓦時,同比增速13.2%,而1-7月份發電端的明顯特征就是清潔能源尤其是水電處于往年偏低水平,導致火電發電量增速超過全口徑增速達到14.7%。另從增量絕對值數據來看,1-7月份新增發電量5999.1億千瓦時,其中火電增量就達到4580.2億千瓦時,火電發電量在增量結構中占比達到77%,相應對的電煤消耗增量可觀,對燃料消費量價齊升,進一步加劇火電發電行業經營壓力。

    此外,需求側響應不積極、季節性峰谷電價價差不足等,也在一定程度上加劇了在今年迎峰度夏期間高峰時段火電調峰壓力。為保障尖峰時段電力供應和需求的相對均衡,國家發改委日前發布了《關于進一步完善分時電價極值的通知》,新的分時電價機制把一天24小時分成高峰、尖峰、平段、低谷、深谷等多個時段,每個時段的電價都不一樣,高峰和低谷的電價相差3到4倍,尖峰時段的電價則在高峰電價基礎上再上浮20%以上。與峰谷電價機制下電價差最多只有50%相比,分時電價在峰谷之間拉開的電價差更大。結合錯峰用電、有序用電等措施,分時電價政策有效確保電力供求平穩運行。

    現階段煤電仍是我國的主力能源、調劑電源和兜底保供電源,今年以來主要受電煤價格上漲影響,燃料成本遠超電廠接貨能力,部分電廠火電機組度點貢獻持續收窄,在“發一度虧一度”的經營窘境下,多數中小型電廠適時調整開機方式,發電量同比出現減少。因此,積極關注煤電生產運營面臨的困境,保證煤電機組“頂的上、調的下”,確保電網供電安全可靠,就不得不為煤電營造一個健康的運行環境,為此國家積極推進在電力市場化改革,在電力商品屬性提升的背景下,電力供需趨緊,電價抬升具備基礎。

    對于電力企業而言,上調電價在一定程度上能夠緩解燃料成本壓力,使得電廠對高價煤采購能力相應提升,對推動電廠持續低庫存的改善有一定積極意義。但上調上網電價會直接導致終端用電成本增加,進而傳導加大宏觀經濟增長壓力,與7月30日中央政治局會議提出的“統籌做好今明兩年宏觀政策銜接,保持經濟運行在合理區間”的經濟增長方向相背離。而就目前國內甚至擴展是國際煤炭市場而言,供應鏈條各環節煤炭貨源供應仍維持偏緊格局,推升煤炭價格漲勢歷史絕對高位,仍遠超電廠議價能力及接受能力范圍。因此,解決當前煤電矛盾還將取決于煤炭供應的增量。

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