過去這個夏天，「電荒」之痛突然降臨中國多個省份。隨著冬季臨近，用電需求將會猛增，原本就極度緊張的供電形勢，前景不容樂觀。
這場「電荒」背後，核心矛盾是煤價高漲，處於歷史高位的煤價，碰上中國長期實施的電價限制政策，造成了一種頗為奇特的現象——電力供不應求，發電企業卻不願增加產能。電煤和電力都在供給側出現了問題。
10月8日，一項新的政策或許在一定程度上回應了這種矛盾。中國政府宣佈改革煤電價格機制，將市場交易電價上下浮動範圍由分別不超過10%、15%，調整為原則上均不超過20%，高耗能行業電價甚至不受20%的上浮限制。
這場電荒危機背後的根本原因到底是什麼？是網絡空間裏討論頗多的澳洲煤進口禁令嗎？一定程度上放開電價限制，就能幫助中國度過這場危機？
飛漲的煤價
煤炭對於中國電力版圖十分重要，儘管水電、風電等新能源經過多年發展，煤電依然佔據著「半壁江山」。
根據中國電力企業聯合會的數據，截至2020年底，中國全口徑發電裝機容量22億千瓦，其中其中，全口徑煤電裝機容量10.8億千瓦，佔總裝機容量的比重為49.1%。
不過，相比於風電、光伏等新能源具有間歇性、隨機性、波動性的特點，一向供應穩定的煤電起到托底保供作用。
然而，煤電這根「定海神針」也不穩了，原因是飛漲的煤價讓火電廠「燒不起」。
中國電煤採購價格指數(CECI)顯示，截至9月23日，規格5500大卡的電煤離岸綜合價為1210.44元/噸，這一數值已經是過去十年的高點。而在3月份，同樣規格的電煤離岸綜合價還在500多元徘徊。半年時間，翻了一倍不止。
背後的原因BBC中文9月底已有報道，一方面是新冠疫情下，國際訂單大量轉移到疫情控制較好的中國，造成製造業全面開工、增產，用電量大幅上升，推高了煤炭需求；另一方面，中國近年來實施嚴格的煤炭「去產能」，關閉一批小型、低效、安全不達標的煤礦，再加上產煤大省內蒙的「反腐風暴」，使當地煤礦嚴格按照核定產能生產，原本遊走在灰色地帶的產能被極大壓縮。
雖然煤價飛漲，供需的缺口仍然存在。中國國家發改委預測，今冬受經濟穩定增長、取暖用電快速增加等因素影響，全國最高用電負荷將逐步攀升，甚至可能將超過今年夏季和2020年冬季峰值。
國金證券發佈的研究報告估計，2021年9月至2022年2月的5個月，中國電煤總需求達18.48億噸，然而即便按照2015年至2020年最高產量測算，五個月的電煤供應缺口可能高達2.22億噸，缺口達12%。
澳煤禁令影響幾何？
龐大的煤炭缺口下，中國依然對澳大利亞煤炭實施進口禁令。有聲音詬病，「澳煤禁令」是搬起石頭砸自己的腳。
「澳煤禁令」無疑對中國煤炭供應不是好消息。澳大利亞2020年對中國出口燃煤在3500-4000萬噸，但去年11月禁令出台後，能源諮詢公司Wood Mackenzie稱，對華出口「幾乎歸零」。
與此同時，中國加大了從印度尼西亞和俄羅斯的煤炭進口，試圖填補澳煤的空缺。
綜合中國海關總署和萬得數據（Wind），今年前七個月，中國從印尼進口動力煤增長約11.7%，從俄羅斯進口動力煤佔比增長約3.7%。
雖然如此，前七個月中國動力煤進口1.4億噸，同比下降7.9%。
這種情況有可能源於進口煤礦的價格也在暴漲。隨著全球經濟復蘇，美國等多國實施積極的貨幣政策，再加上海運運費成倍上漲，多種原因疊加，進口標煤（7000大卡）的價格也突破1200元每噸的歷史高位，與去年同期相比漲幅超過160%。
如此幅度的價格上漲，進口煤也沒有價格優勢。而且，在中國巨大的需求量面前，進口煤炭的佔比極小。2020年中國動力煤進口量僅佔國內消費量的3%。
據長江證券分析，進口動力煤更多是作為調節國內煤價的工具，這部分進口需求可替代性較強，對動力煤供需環境的影響不大。
有消息稱，原本滯留在中國的部分澳大利亞運煤船，由於中國缺煤而獲准卸貨。
英國《金融時報》援引航運經紀商Braemar ACM Shipbroking首席散裝貨運分析師里斯蒂克（Nick Ristic）稱，滯留在港口外的幾艘澳洲貨船，上個月終於靠港，估計卸貨燃煤有45萬噸。能源研究機構Kpler也發現，9月共有五艘原本在港外等候的澳洲貨船，卸下38萬3000噸的燃煤。
煤電廠的虧損
按照正常的經濟學邏輯，用電需求大，會促使發電廠加大發電量，煤炭作為發電原料也會上漲，產煤和進口煤炭的積極性都會提高，從而降低煤價，增加發電量，再促進電價降低，這就是價格的調節機制。
但中國電力行業卻出現了頗為奇特的一幕——電力供不應求，火電廠卻大面積虧損。
原因不難理解，中國的電力市場仍然有計劃經濟遺留，儘管多年來不斷放開，但是價格機制仍然是半管制、半市場的狀態。
於是，煤炭價格可以按照市場供需自由上漲，而發電企業的漲價幅度受到限制，當煤炭價格漲到一定程度時，能夠恰好達到發電企業的盈虧平衡點，如果煤價繼續上漲，電價卻不能跟著漲，那麼發電廠就會「發電越多，賠的越多」。
而這個盈虧平衡點早在幾個月前就已到來。中電聯的報告顯示，6月份，部分大型發電集團到場標煤單價同比上漲50.5%，煤電企業虧損面超過70%。火電廠「發一度虧一度」，發電意願勉強。
國金證券測算，當煤價突破每噸800元時，煤電企業的燃煤成本每度電約0.378元，遠高於0.35元的煤電全國平均上網電價，再加上其他可變成本，煤電企業每發1度電要虧3分錢。
而當前煤價已經遠超這個數值。
換言之，「電荒」的根本原因不在於煤炭，而在於電力需求猛增，卻無法通過電價傳導市場信號，有效地調節供需。
電價機制面臨鬆動？
中國政府試圖解決這一徵結，但並未完全放開。
如前所述，10月8日的中國國務院常務會上稱改革完善煤電價格市場化形成機制，具體措施有：
◎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範圍由分別不超過10%、15%，調整為原則上均不超過20%；
◎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。
中國發展和改革委價格司司長萬勁松表示，改革核心是真正建立起了「能跌能漲」的市場化電價機制。從當前看，改革有利於進一步理順「煤電」關係，保障電力安全穩定供應；從長遠看，將加快推動電力中長期交易、現貨市場和輔助服務市場建設發展。
不過，將電價浮動的上限從10%調整到20%，究竟能在多大程度上緩解發電企業「發電越多虧損越多」的困境，扭正價格傳導機制？電價漲幅放寬又會給中國經濟社會帶來什麼樣的影響？這些問題依然有待觀察。
原文出處 BBC