2021一场电荒风波，把煤电供需矛盾推向了高峰。在多个部门联合行动下，煤电保供措施得以顺利实施，暂时解决了电力供应紧张问题。
不过，需要我们注意的是煤电保供只是权宜之计，根本目的是为了保障冬季供暖，并不能彻底解决燃煤电厂长期亏损和生存环境恶化问题。2022年已经到来，对于刚刚放松的煤电企业来说，面对煤炭市场的波动、能耗双控政策制约、风电和光伏对市场的挤压，未来生存依然是不可控的。动力煤价格暴涨，是引发去年煤电产能不足、电力供应紧张的原因。虽然在主管部门多方联动下煤炭价格回落，但是这只是政策性打压的结果。最令煤电行业担心的是，在冬季供暖过去之后，煤电保供措施还能执行多久，保供力度还能持续多久，煤炭价格是否还会反弹都是问题。我国煤炭行业已经完全市场化，煤炭已经沦为大宗期货交易的资本工具，最终决定煤炭价格的还是市场，煤炭保供不能根本解决煤电供需矛盾。根据当下煤炭市场行情来看，受到疫情、产能和进口萎缩的影响，春节过后煤炭价格的概率攀升，这让刚松一口气的煤电企业再度绷紧神经。十三五期间，我国能源结构发生重大变革，在电力行业大力发展风电和光伏成为主流，而煤炭和煤电遭遇双向去产能高压政策。经过五年的去产能，我国煤炭产能几乎下降了三分之一，煤电装机占比更是历史性的下降到50%以下，煤电产业遭遇政策性滑铁卢。在双碳目标的大环境下，煤电成为落后产能和大气环境破坏的代表，几乎沦为业内人士喊打的对象，煤电生存环境严重恶化。尽管2021年底主管部门推出煤电保供措施，多个停滞的煤电项目重新上马，但是依然难以改变煤电被替代的命运，难以扭转煤电当前的困局。
煤电生存环境的恶化，导致燃煤电厂长期亏损，许多煤电企业也开始转型投资清洁能源，同时造成大批技术骨干远离煤电行业，给产业造成不可估量的损失。此外，煤电去产能和能耗双控政策执行力度虽然减弱，但是并不意味着煤电会高枕无忧。因为决定煤电命运的不仅仅是政策，还有经济性因素。2021年前三季度，A股12家火力发电企业出现亏损，25家净利润负增长。资本市场的表现，凸显燃煤发电行业全产业亏损的尴尬。尽管当前煤炭价格回落，但是燃煤电厂依然是在亏损运行。为了保障民生和生产，五大发电集团基本上都在贴补旗下燃煤电厂运转。如此下去，不知道2022，煤电还撑得住吗？
建议及对策
提高年度长协合同煤量比重。2022年年度煤炭中长期合同或按国家发改委提出的新定价机制来签订，且合同量有可能占全部电煤消耗量的90%左右。因此，应想方设法提高年度长协合同煤量比重。需要注意以下方面:一是要结合煤炭供应格局的新变化，积极寻求优质新煤源。在确保已有供应商的年度合同基础上，重点加强与新核准、新核增煤企的沟通和对接，力争多签、签实中长协合同，提高长协占比。二是高度关注国家主管部门有关年度订货工作的新要求。现阶段国家各部门对煤炭市场进一步强力调控，能源保供政策措施升级加码，要持续高度关注政策变化，抓住机遇，提前部署好年度订货工作。
以市场预测分析为基础，错峰储煤降低采购成本。继续加强煤炭市场跟踪分析，准确判断煤价走势，控制好市场煤采购节奏；通过时间差储煤，优化库存管理。加强煤炭市场分析队伍建设，提高煤炭市场分析技能和水平，准确预判煤价走势，以利于优化库存管理和科学制定煤炭采购方案。
加大力度，发挥好进口煤补充作用。国家发改委于2021年10月发布煤炭控价措施后，国内市场煤价格有所下降，进口煤价格优势将缩小或将出现价格倒挂现象。考虑到国内增产措施难以在短期内全部有效释放，进口煤周期较长，2022年春季煤炭缺口仍将刚性存在，进口煤在保供方面将发挥重要的补充作用。因此，必须坚持加大进口煤采购力度，继续落实进口煤资源。
加强市场调研，积极研究建设储配煤基地可行性。国家正在推进煤炭储备能力建设，总的目标是在全国形成相当于年煤炭消费量15%、约6亿吨的煤炭储备能力。政策方面，国家每年安排中央预算内投资10亿元支持储备设施建设，加上其他支持政策，充分调动各方建设煤炭储备的积极性。可利用当前有利政策，在资源腹地深、辐射范围广的港口或铁路集疏线，研究建设储配煤基地可行性，积极筹备建设新项目，确保在重点时段、关键节点能够及时有效发挥增加供应、平抑价格、保障急需的作用。
来源|木头视点 电联新媒
