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关注 | 五大原因导致拉闸限电 问题是你愿意被拉闸限电 还是愿意溢价买电?

北极星电力会展网 来源:能见 2021-10-08 09:28:53

近期,辽宁、吉林、宁夏、江苏、浙江、广东等地相继发布有序用电或限电通知。

(来源:微信公众号“能见” ID:Eknower 作者:瓦叔 疏桐)

力度较大的宁夏,甚至强制高耗能企业停限产一个月。广东和江苏作为制造大省,也对很多制造业企业实施拉闸限电,强制减产。目前,江苏省生产企业实行开二停二,产能被强行压减一半。

至今,已有20余家上市公司发布了临时停产或临时限产的公告,“电力供应紧张”、“配合地区’能耗双控’的要求”等字眼频繁出现。

电力供应紧张波及面比较广的是东北地区。往年电力供应紧张时,很少拉民用电,但是今年东北地区甚至需要限制民用电的地步。

此举有部分地方为完成能源“双控”目标,关停了诸多小煤矿,遏制高耗能、高排放项目盲目发展有关。但据「能见」从多个权威机构了解,大面积拉闸限电包括多重因素,如水电发电能力下降,新能源利用小时数降低,但核心原因是煤炭价格大幅上涨。

五大原因导致拉闸限电

首先,能源“双控”的确是此次大面积拉闸限电原因之一。

党的十八届五中全会提出实行能源消耗总量和强度“双控”行动。在此之前,我国从“十一五”开始把单位GDP能耗降低作为约束性指标,“十二五”起将又提出合理控制能源消费总量的要求。“十三五”时期开始实施能耗总量和强度“双控”行动,明确要求到2020年单位GDP能耗比2015年降低15%,能源消费总量控制在50亿吨标准煤以内。

但是“十三五”时期能源“双控”是按照五年期进行考核,这也是去年底浙江等地区拉闸限电的最核心原因。

去年我国提出“双碳”目标后,形势发生了重大变化。去年四季度,尤其是今年以来能源消费不降反升,按照这一趋势完成“双碳”目标压力大增。中央不得不调整考核时间表,将每五年考核一次改为年度考核。

其次,国内煤炭供给不断趋紧,进口煤锐减。

今年年初,各省为落实“双碳”目标任务,对小煤窑做了严格的控制,甚至是关停。有数据显示,今年小煤窑关停了10亿吨生产能力,严重影响了煤炭供给。不过,上半年我国煤炭产量依然保持增长态势,共生产原煤19.49亿吨,同比增长6.4%。

与此同时,受中澳关系转恶影响,进口煤炭质和量均有明显下降。进口煤质较差严重影响了沿海火电企业发电能力,影响约1亿千瓦供电。停止澳煤进口的确成为煤价首次破千的导火索。上半年,我国进口煤炭1.40亿吨,大幅下降19.7%。

今年上半年,我国煤炭供给总量为20.89亿吨,总消费量约21.35亿吨,供需动态缺口约为4600万吨。

第三,清洁能源发电能力大幅下滑。按照去年底口径,水电占我国总发电量比重在18%左右。但今年主要地区来水偏少,导致水电发电能力下降。今年1-8月份,我国水电利用小时数为2360小时,同比下滑了78小时,发电量占比下滑至14.1%。按照去年底口径,太阳能发电量约占全国3.5%左右,但是1-8月全国太阳能发电设备平均利用小时896小时,同比降低1小时,发电占比下滑至2.2%。

第四,能源消费量大幅大涨。受疫情影响,国际订单大规模向中国转移,加速了中国的能源消费。今年1-8月份,全国全社会用电量高达5.47万亿千瓦时,同比飙升13.8%。在清洁能源发电能力下滑形势下,发电的增量绝大多数由火电来贡献,火力发电量占比由去年底的67.88%上涨到1-8月份的71.9%,一增一减导致电煤需求大幅增加。

第五,国际通胀导致煤价大幅飙升,带动我国煤炭价格持续上涨。截至2020年年底,为应对疫情,全球主要八大经济体共新增14万亿美元,增幅高达20%,大量流动资金的释放使得国际投机资本具有了操作空间,推动煤炭等大宗商品价格大幅上涨。国际煤价在通胀形势下已经上涨至近十年来的高位。

在多重因素叠加下,国内煤炭价格开始飙升。中国电力企业联合会发布的中国沿海电煤采购价格指数显示,9月16日到9月23日,动力煤价格达到1086元/吨,同比上涨近一倍,较年初上涨56.26%。煤炭价格暴涨,火力发电厂发电越多赔钱越多。每发一度电要亏损七八分甚至一毛钱,导致发电意愿下滑。

成本如何传导?

那么火电厂为什么会出现严重亏损?

“市场煤、计划电”带来的煤电顶牛格局是导致这一问题的核心机制。目前,我国煤炭价格实行市场价,但电价却被政策严重束缚。一旦煤价大幅上涨,火电厂便被迫戴着镣铐跳舞。

过去,为缓解电厂巨额亏损,政府曾于2004年年底推出煤电联动政策。该政策规定,以不少于6个月为一个周期,如周期内煤价上涨或下跌幅度同比超过5%的话,那么电价必须随之相应调整。煤价上涨新增成本中的30%由发电厂自行承担,70%由国家调整电价来解决。但是这一联动政策并未得到有效执行。

自2020年1月1日起,我国又全面取消煤电价格联动机制,实行多年的“标杆上网电价机制”改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。其中,基准价按各地此前燃煤发电标杆上网电价确定,浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%,具体电价由发电企业、售电公司、电力用户等通过协商或竞价确定。

如果煤价保持稳定,该机制尚能有效运转,一旦煤价大幅上涨,上浮限额无法覆盖成本增加,火电价格便无法反应真实电价,从而影响正常市场运转。

上个月,大唐国际、北京国电电力、京能电力、华能集团华北分公司等11家燃煤发电企业曾联名向北京市城市管理委员会上书,请求重新签订北京地区电力直接交易2021年10—12月的年度长协合同。截至目前,该申请尚无结论。

在电力供应严重紧张形势下,只能拉闸限电保障电网安全。电是一种特殊商品,发与用电必须时刻保持平衡,一旦出现严重不平衡,将造成电网安全事故,甚至出现区域性大停电。

如果电价拥有传导机制,将会提高供电企业发电意愿,减少高峰时刻用电,大幅缓解供电压力。但是我国电价传导机制尚未真正建立。

从全球主要国家看,能源转型都付出了较高的成本。但是多年来,我国电价不仅没有上涨,反而有所下滑。尤其是最近几年,每年两会期间,政府都会要求对工商业电价进行一定幅度降价。

但是这与能源转型趋势并不一致。

近年来,风电和光伏等新能源装机持续增长,新能源发电量占比已经超过10%。风电和光伏发电能力和水电一样“看天吃饭”,充当调峰作用的储能因为商业模式未能有效建立,装机规模远低于规划目标。在严控煤炭的政策要求下,一旦可再生能源发电能力下降,必然会出现供电紧张。

同时,新能源发电虽然成本低,但是由于具有波动性和间歇性,电网为了消纳新能源付出的系统成本高。目前的电力市场化改革未能充分体现这一点。特别是罕见天象、极端天气下,电力可靠供应难度将进一步增加。

在“双碳”目标形势下,未来可再生能源占比越高,供电波动性就越大。同时,电价传导机制未能有效建立,用户依然保持传统的用电习惯,无法根据电价做出响应。在某一个时刻或一段时间,发电与用电出现不平衡将成为常态。

所以,未来必须建立有效的电价传导机制。即在供不应求时,在高电价影响下,用户减少不必要用电,在供电充足时,利用低电价刺激用户消费,从而达到发用电实时平衡。

这不是用户愿意看到的,他们既不愿意付出高电价成本,也不愿改变用电习惯。他们最希望看到的是电价又便宜又充足,能时刻任性地用上电。

但是伴随新能源装机大规模增长,未来用户只能有两个选择,要么在高峰用电时刻付出较高成本实现“用电自由”,要么改变自身用电习惯,尽量减少在高峰时刻用电。

当然还有第三种选择,在某些时刻被拉闸限电,即便花高价也买不到电。

你愿意被拉闸限电,还是愿意溢价买电,还是改变用电习惯?


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