糾正地方“一刀切”停產限產 反對亂作為，國常會力保煤電供應

　　作者：馬晨晨 吳斯旻

　　根據會議，要改革完善煤電價格市場化形成機制。推動燃煤發電電量全部進入電力市場，在穩定居民、農業、公益性事業電價前提下，將市場交易電價上下浮動范圍由分別不超過10%、15%，調整為原則上均不超過20%。

　　伴隨冬季臨近，受需求上行加劇的煤電供需矛盾和多地強化能耗雙控制度的影響，供暖季能源保供問題成為社會關切。

　　國務院總理李克強10月8日主持召開國務院常務會議，進一步部署做好今冬明春電力和煤炭等供應，保障群眾基本生活和經濟平穩運行。

　　針對今冬明春電力、煤炭供求壓力依然較大的情況，國常會強調，保障能源安全、保障產業鏈供應鏈穩定是“六保”的重要內容，要發揮好煤電油氣運保障機制作用，有效運用市場化手段和改革措施，保證電力和煤炭等供應。

　　會議強調，各地要嚴格落實屬地管理責任，做好有序用電管理，糾正有的地方“一刀切”停產限產或“運動式”減碳，反對不作為、亂作為。主要產煤省和重點煤企要按要求落實增產增供任務。中央發電企業要保障所屬火電機組應發盡發。電網企業要強化電力運行調度和安全管理。對不落實能源保供責任的要嚴肅追責。

　　落實煤炭增產增供

　　會議稱，今年以來國際市場能源價格大幅上漲，國內電力、煤炭供需持續偏緊，多種因素導致近期一些地方出現拉閘限電，給正常經濟運行和居民生活帶來影響。有關方面按照黨中央、國務院部署，采取一系列措施加強能源供應保障。

　　會議要求堅持民生優先，保障群眾生活和冬季取暖用能，特別要確保東北地區冬季用煤用電。

　　8月底以來，“限電”蔓延至江蘇、浙江、廣東等20多個省份，個別地方甚至將“限電”延伸至居民用電領域。而這一輪的“拉閘限電”，既與各地遏制“兩高”項目盲目發展的舉措有關，也與今年以來國內電力需求快速增長，而電力生產和煤炭供應增速不及需求增速有關。

　　在需求端，國家能源局最新數據顯示，今年1-8月，全社會用電量累計達到5.47萬億千瓦時，同比增長13.8%；其中，第二產業用電達到了3.65萬億千瓦時，占總用電量的66%，同比增速達到13.1%。

　　在供給端，火電仍然是主要發電來源。天風證券宏觀分析師宋雪濤指出，由于澳煤進口持續收緊、蒙煤通關時間受疫情擾動延長、國內部分煤礦因環保要求和礦山事故等問題停產檢修，煤炭價格持續攀升，電廠存煤天數回落至歷史低位，生產成本壓力日益突出。

　　為進一步緩解供需矛盾，會議提出，在保障安全生產前提下，推動有潛力的煤礦釋放產能，加快已核準且基本建成的露天煤礦投產達產。交通運輸部門要優先保障煤炭運輸。

　　事實上，中國煤炭的主產區晉陜蒙近期保供政策頻頻落地。

　　10月7日晚，內蒙古能源局一份名為《內蒙古自治區能源局關于加快釋放部分煤礦產能的緊急通知》在網絡流傳。該文件要求相關部門通知列入國家具備核增潛力名單的72處煤礦，可臨時按照擬核增后的產能組織生產。

　　根據名單，72處煤礦共計核增產能9835萬噸，在原有17845萬噸/年的生產能力基礎上增長55%。

　　第一財經記者8日中午致電內蒙古能源局，該局工作人員告訴記者，確有此文件。“為了滿足應急保供的需要，我們臨時采取了增產措施，邊釋放邊核定。如果核定時發現不符合標準，將會退回。如果想要轉化為永久產能，還需要進一步申請和批復。”

　　中國煤炭工業協會官方公眾號8日發布消息稱，鄂爾多斯市能源局會同自然資源等有關部門，加快解決煤礦手續辦理、臨時用地、產能核增等各類問題，千方百計促進煤炭企業產能核增。該市積極落實國家18個省區發電供熱用煤中長協煤源，由鄂爾多斯市29戶重點煤炭生產企業全部承擔18個省區(市)5300萬噸煤源任務。

　　除內蒙古之外，山西和陜西也是煤炭保供大省。

　　9月29日，山西省召開保供14省區市四季度煤炭中長期合同對接簽訂會。按照相關要求，中央駐晉煤炭企業將保供天津、福建、河北、廣東、遼寧五個省市，晉能控股集團對接廣西、江蘇、吉林、安徽、上海、浙江等六個省區市等，涉及保供量5500萬噸。

　　國慶期間，山西省遭遇強降雨。據新華社消息，截至10月4日8時，山西省停產煤礦27座、非煤礦山99座。不過，業內人士分析稱，此次山西大雨涉及陽泉、呂梁、臨汾等地，以焦煤、無煙煤生產為主，對煉焦煤和噴吹煤的短期影響較大，對動力煤市場影響有限。

　　據央視消息，近期東北、華南、華東地區多省份電力供需形勢較緊，陜西省積極主動履行煤炭區域協同保供職責，組織各產煤市、省內重點煤炭生產企業迅速增加煤炭產能，編制了國家下達陜西的保障湖南、湖北等14省份3900萬噸煤炭任務分解表，協調落實了省內火電企業四季度保障發電供熱用煤926萬噸需求。

　　中信證券8日發布研報稱，近期政策密集落地，反復強調增產保供、提升長協覆蓋率以及需求端“能源雙控”政策的推進，對短期市場預期產生了擾動。但綜合各類政策預期，保供政策完全達效還需要時間，預計行業供給緊張的格局年內難被扭轉。

　　一名資深煤炭行業分析師對第一財經記者分析，“目前國家煤炭保供政策的力度很強，所以市場預期發生了變化，不同于之前供需關系緊張的判斷。接下來就要看政策落地的情況。從3-8月份的情況來看，落地效果并不理想。如果四季度能達到預期，供求形勢肯定會好轉。”

　　改革完善煤電價格市場化形成機制

　　除了加大供應外，在廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強看來，此次會議出臺的政策另一落腳點放在了調節電價上。

　　由于火電是主要發電來源，林伯強告訴第一財經，目前“缺電”主要有兩個原因：一是買不到煤，二是買不起煤。“一般來說火電廠的利用小時數接近5500個小時，但今年滿打滿算只有4500個小時。從整個系統來看，可以發現火電沒有得到充分利用。”

　　從行業來看，多地大規模限電，疊加能源價格持續走高，加劇煤電企業的虧損。申港證券研報指出，原材料端動力煤繼續創新高，目前火電廠以現貨動力煤發電將承擔接近0.2元每度電虧損。

　　日前，國家發展改革委經濟運行調節局就今冬明春能源保供工作答記者問時指出，要按價格政策合理疏導發電成本。指導各地切實組織好電力市場交易，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當干預，讓價格合理反映電力供需和成本變化。

　　上述國常會進一步明確，支持煤電企業增加電力供應。針對煤電企業困難，實施階段性稅收緩繳政策，引導金融機構保障合理融資需求。

　　根據會議，要改革完善煤電價格市場化形成機制。推動燃煤發電電量全部進入電力市場，在穩定居民、農業、公益性事業電價前提下，將市場交易電價上下浮動范圍由分別不超過10%、15%，調整為原則上均不超過20%，加強分類調節，對高耗能行業由市場交易形成價格，不受上浮20%限制。鼓勵地方對小微企業和個體工商戶用電實行階段性優惠。

　　據不完全統計，自今年7月底以來，內蒙古、四川、寧夏、上海、浙江、山東、廣東、湖南8個省份陸續出臺細則，允許上浮“上網電價”，浮動范圍均不超過此前國務院要求的10%。

　　對此，華南理工大學電力學院電力系主任、教授荊朝霞日前接受第一財經記者采訪時表示，目前只是允許售電公司傳導到代理的市場化用戶，未進入市場的用戶仍根據其用電類型按目錄電價繳費。這種情況下，市場用戶有退出市場的沖動。目前一般通過高的退出成本來限制市場用戶退出市場，但過高的退出成本也不利于市場的可持續發展。

　　荊朝霞認為，上網電價浮動機制的建立對于理順價格機制將發揮重要作用。未來，不僅要對市場用戶電價聯動，還需要對非市場用戶的目錄電價也定期聯動，才能形成統一有序的市場。

　　國家統計局數據顯示，工業是拉動今年用電增長的主要動力。上半年，工業用電量同比增長16.5%，對全社會用電量增長的貢獻率近70%，明顯超過往年水平。

　　林伯強認為，高耗能行業交易電價不受上浮20%限制的規定，本質上是從需求側調節用電需求，同時促進產業結構升級。“對于高耗能企業來說，電價是至關重要的成本。過去，很多地方實際上對于高耗能企業的電價是打了折扣的，借此吸引相關企業入駐，增加稅收。在供需不平衡的背景下，這種做法很不合理，改變勢在必行。”

　　華北電力大學能源互聯網研究中心副主任劉敦楠進一步對第一財經表示，本次會議在電力市場方面具有三個重要意義：一是改變了2016年以來實行的電煤價格“雙軌制”，取消了原來的基準電量和基準價，推動燃煤發電電量全部進入電力市場；二是明確了電價上下浮動的范圍，尤其是允許上浮電價，改變了市場對于電價“只降不升”的預期；三是擴大了市場化電價的用戶范圍，除了居民、農業、公益性事業用戶以外，包括小微企業和個體工商戶在內的工業用戶等都可以進入電力市場，未來可能會通過電網公司進行代理。

　　“市場組織的邊界條件變了。在發電側，燃煤發電全部進入電力市場；在用戶側，除居民、農業、公益性事業用戶以外的所有用戶都可以進入電力市場。這有利于理順價格關系，讓市場機制發揮應有的作用。”劉敦楠說。

　　劉敦楠認為，隨著電力市場的開放程度日益提高，電力市場的建設進度也需提速。具體來說，既要加快完善包括中長期交易、現貨交易、輔助服務交易等的市場體系，也要加大電力交易機構和平臺建設力度，為即將全面入市的廣大用戶，特別是小微企業做好服務。