云南「铝谷」供电难题

云南强力打造电解铝产业,一场枯水危机透出其「西电东送」输电大省的角色冲突,区域电力分配机制面临利益重构

2021 年 5 月,水电大省云南缺电了。这让意欲打造「中国铝谷」的云南省措手不及,本计划在当月签约的百万吨大型电解铝项目被暂停。

表面看,这缘于云南比往年更严重的枯水期。受青藏高原积雪融雪少,云南境内澜沧江、金沙江上游降雨少,2021 年 4 月至 5 月,两条江的水量同比偏枯两至三成,电站水位均接近死水位,两江干流的主力水电日均发电量比预期减少近 2000 万千瓦时。

云南的电源结构可谓「靠天吃饭」,水电装机量占比超七成以上,每年 11 月至次年 5 月的枯水期则依赖煤电等其他电源的补充。煤电装机量约占 15%,但 2021 年 4 月–5 月煤炭价格居高不下,云南煤电企业存煤量不足,与水电骤降两相夹击,加剧了云南的电力供应紧张现象。

电力供应紧张形势,迅速传导下游产业链。云南省随即向本省企业发出了限电措施,耗电大户电解铝企业首当其冲。据能源资讯平台爱择咨询统计,云南省在产电解铝产能近 400 万吨,5 月当月共计被关停产能近 100 万吨,平均被压减负荷达到 25%。

云南近年来强力引进电解铝产能。2020 年,云南省新增电解铝产量约 260 万吨,同比大增 72%;省内有色金属冶炼和压延加工业用电量同比增长 38%,占到省内用电量的四分之一。2021 年云南又将有约 140 万吨电解铝产能投产;前四个月,云南有色金属冶炼和压延加工业用电量同比增长了 62.9%。

虽然短时间内电力供需矛盾凸显,但云南省政府仍坚持「铝谷」计划。《云南日报》5 月 30 日报道称,云南 2021 年正在推进新项目落地,包括国内最大民营铝企魏桥集团第二批 200 万吨电解铝产能,以及国内最大铝业央企中铝集团 13.8 万吨电解铝产能的跨省转移及产能置换工作,届时省内产能可达约 846 万吨,跃居全国第一。

「水电铝」是电解铝行业发展的大趋势,因其比「煤电铝」更清洁、环保。云南省政府欲抓住这一核心点,加快引入更多的电解铝产能,使这个西部边陲省份得以实现从「卖电」到「卖铝」的产业升级。

云南省吸引电解铝企业的核心政策是极具吸引力的优惠电价——0.25 元/度,比目前电解铝行业平均用电成本 0.3 元–0.32 元/度要低 16%–22%。而用电成本在电解铝企业总成本中占比四成至五成。

为实现 0.25 元/度超低电价的承诺,2020 年 1 月,云南省政府专门成立云南省电力配售有限责任公司,目的是通过这个公司「拦截」一部分「西电东送」卖电利润,形成补贴资金池,从而在电价上补贴在云南新投产的电解铝企业。该公司作为省管国有独资企业,省发改委和省能源局各持股 50%。

而对于电解铝企业来说,云南确实更具吸引力。一方面,水电铝符合「碳达峰、碳中和」(下称「双碳」)的发展方向,企业发展更可持续;另一方面,云南的电价优惠幅度较大,因此产能已设「天花板」,水电资源也有限,企业先去云南「占坑」在市场看来是上策。不过,一名有色金属工业协会(下称「有色协会」)人士对此指出,云南省也需要适度调整电解铝企业的投产节奏,过于集中则会带来隐患。「云南有了今年的教训,2022 年应该会『吃一堑长一智』。」

实际上,作为「西电东送」的最大送端和最大受端,云南缺电与广东缺电同步。2021 年前五个月,制造业满产以及高温之下,广东用电量持续高企,也在 5 月大范围拉闸限电。

5 月云南枯水的「蝴蝶效应」加重了广东省的电力紧张形势。「十三五」期间,云南 45% 发电量通过「西电东送」输送给了广东,而这部分电量占到广东用电量的三分之一左右。当下,两省就「西电东送」的「十四五」框架协议正在「拉锯式」谈判。

更进一步看,云南、广东围绕清洁电的博弈,体现了「双碳」目标的新形势在触及省间资源既有的分配格局:云南作为资源省想要减少跨省「输血」,而广东省内的清洁电尚无法接力,仍依赖云南外送。「云南想把水电留给自己发展产业,清洁电对『双碳』以及产品出口都有利。」一名行业分析师解释。

多名业内人士表示,依照目前现状,云南省电力供应将持续紧张,产业转移与电力供应的矛盾将愈发突出。

长期看,中国社会科学院财经战略研究院副研究员冯永晟认为,产业转移在「十四五」「十五五」期间还会继续,云南、贵州等省份用电平衡存在很多不确定性,更可行的方式是建立区域电力市场,打破省间壁垒,通过市场配置资源。

6 月 17 日上午,国家发改委新闻发言人孟玮在新闻发布会上介绍,进入 6 月,南方区域电力供需已大为好转,广东 6 月 5 日起已没有再安排「有序用电」,云南「有序用电」规模逐步下降。

随着云南地区降雨量增加,电解铝工厂也在通知逐渐复工。云南省能源局 6 月 6 日发文称,6 月底前将逐步中止全省「有序用电」。

电力负荷转移浪潮

错失的利润与增加的成本,给云南当地电解铝企业在 5 月带来的整体损失超过 10 亿元。

「现在行业景气度好,企业生产本身没有满负荷,被限产后,产能、新投项目暂停都有损失。」一名当地企业负责人对财新称。

爱择咨询中国事业部总经理张猛 6 月初告诉财新,考虑到复产需要时间,按照影响 45 天的产量计算,此次限产影响产量在 12 万吨左右;若如考虑未来一个半月新产能无法如期投产,云南此次限产影响产量在 17 万吨左右。

而当下正处在铝业景气周期之中,5 月以来,沪铝主力合约在 1.8 万–2 万元/吨高位,是近 13 年高位波动,同比增长了四至五成。云南电解铝的利润对应有约 5000 元/吨,照此计算,当地企业利润受限产影响在 6 亿–8.5 亿元之间。

在现有技术下,电解铝生产线需平稳供电、连续生产,电解槽要么停、要么产,可调产余地很小,且电解槽关停之后的启槽成本极高,也会影响其寿命。「杀伤力太大了。」前述当地企业负责人称。

张猛告诉财新,云南最多关停了 800 多台电解槽,一台槽的启槽成本在 50 万–60 万元,对应总成本超过 5 亿元。

中铝集团受限产影响最大。据爱择咨询统计,加上云铝股份(000807.SZ)在内,中铝集团被压减产能一度达 68.5 万吨,占到总限产产能的七成。不过一位中铝集团人士指出,现在铝价高,能扛住压产带来的经济影响。

爱择咨询认为,近期广东多地工业区因为出现供电负荷缺口,启动错峰用电,对消费也产生压制,此次云南限产或不会对铝市基本面造成较大的变化。5 月底以来,沪铝主力合约在 1.85 万元/吨上下波动。

在一名云南当地政府人士看来,在经济复苏形势一片大好的时候,突然让企业停住生产,对整个社会经济带来的损失很难准确估量。在他看来,政府部门、电网应提前有针对性地采取措施,力争将风险和影响降低到最小。「为什么前几个月不采取联动措施?涉及水、煤等问题,应该提前分析、提前预警,要有应对。」他说,「否则也不至于限(产)这么多,涉及面这么大。」

阿拉丁(ALD)联合创始人史夫良表示,从长期看,干旱只是一个短期因素,并不影响企业的战略方向,企业计划需要根据实际情况的变化进行调整。而「双碳」目标下,碳排放被明确限制,电解铝企业要寻求发展,只能从煤电大省转移,这是行业大趋势。

据财新了解,魏桥集团、中铝集团、南山集团等铝企仍在寻找产能指标,希望继续将产能转移至云南等水电丰富的省份。

其中最大的新增投资主体是魏桥集团。这家中国最大的民营铝企起家于山东滨州,此前其电解铝产能也集中在滨州市。2019 年 10 月,迫于山东煤控形势,魏桥集团已向云南文山州转移 203 万吨电解铝产能,分两期建成,一期于 2020 年 9 月宣布投产,目前投产 30 万吨左右,2021 年还有 70 万吨待投产,2022 年再投剩余产能 100 万吨左右。

2021 年,魏桥集团与云南省红河州来往密切。先是 1 月红河州政府工作报告提及魏桥集团,再至 3 月考察,后 4 月 27 日,云南宏合新型材料有限公司成立,注册资本 120 亿元,同日云南宏桥新能源有限公司成立,均落户云南红河州泸西县,由魏桥集团旗下的云南宏桥新型材料有限公司 100% 持股。据财新了解,魏桥集团计划在此打造中国首个「碳中和」铝项目。

对于这部分计划再转的产能,据财新了解,魏桥集团仍坚定地要转移至云南,但南方电网并不支持,云南省政府对此有所担心暂未与魏桥签约,不过地方政府成立了领导小组推动此事。

一位电力资深专家即支持能源生产中心发展自身产业。在他看来,资本已经「用脚投票」,大量企业正往能源产地迁移,西部经济在起飞,负荷转移的浪潮已经产生,这时候「西电东送」也须相应调整。而东部负荷中心本地资源不足,应在需求端进行调减,压缩低端制造。

丰枯衔接之难

「靠天吃饭」的云南省,引入的却是连续性生产企业。「一旦到了枯水期,电力怎么保障,这确实是值得全行业去思考、解决的一个问题。」张猛说。

「电解铝大负荷、长期稳定,吃的是电力基本负荷,用弃水电量发展电解铝本身不符合行业特性。而吃弃水的电,一定要在枯水期上火电,否则电力平衡不了。」前述有色协会人士告诉财新。

但近年受电量挤压、煤价攀升、电价下调、容量机制缺失等多因素影响,云南煤电生存日益面临挑战,同时在严控煤电的大背景下,大幅增加煤电投入亦不现实。

譬如,2019 年 9 月,国电电力发展股份有限公司(600795.SH)作为债权人向法院申请国电宣威发电有限责任公司国电宣威电厂破产清算。国电电力是中国五大发电集团之一国家能源集团旗下上市公司。

国电宣威电厂位于云南曲靖,拥有六台 30 万千瓦燃煤发电机组。截至 2019 年 9 月底,资产负债率高达 225.02%。云南曲靖市统计局 2020 年 8 月披露的一份火电行业能效水平调研报告显示,除了破产的国电宣威电厂,曲靖另外三大火电厂近几年均持续亏损,资不抵债,已发生多起贷款逾期和债务违约事件,火电厂发电成本约 0.27 元–0.35 元/千瓦时,而发电上网电价约 0.3 元/千瓦时,发电成本与电价严重倒挂。

云南省煤炭虽储量大,但伴随事故整顿、煤炭去产能等因素影响,省内生产能力跟不上需求,供需矛盾突出,而从外省调入又增加运输成本,导致煤价居高不下。

上述调研报告还显示,2014 年以来,云南曲靖推进全市煤炭产业转型升级和去产能工作,原煤产量大幅下降,从 2013 年高峰的 4609 万吨,下降至 2019 年的 2415 万吨,降幅高达 48%。煤炭产能下滑,市内电煤供应严重不足,加之贵州煤炭实施「封关」政策,电煤采购难度加大。与此同时,电煤价格高企,对已严重亏损的火电企业来说,发电越多、亏损越大。

2021 年 5 月进煤量严重不足,云南多家火电厂因电煤短缺而陆续停机,当月中旬存煤量仅为 50 万吨左右,较 4 月同期环比大降 51%。

另外,水电大省云南后续水电项目储备乏力。「十三五」期间,云南已基本完成国家大型水电基地建设,预见「十四五」期间没有太多大型水电项目开发建设,后续水电项目储备缺乏、结构性矛盾凸显。

云南省政府于 2021 年 2 月披露的《云南省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》提出,接下来将开展大江干流水电站前期研究工作,推进已建水电站扩机项目,并以金沙江下游、澜沧江中下游大型水电站基地以及送出线路为依托,建设「风光水储一体化」国家示范基地。

华能澜沧江水电股份有限公司(600025.SH,下称「华能澜沧江」)一名领导层人士告诉财新,云南水电还有很大的调节、蓄能空间,可以在丰水期加大蓄水能力,枯水期释放,用以应对攀升的用电需求,「本来 2020 年用电负荷增长态势已显现,但没有提前作好预备措施」。

在电解铝项目招商时,云南还承诺要大建光伏、风电。据财新了解,云南省计划从 2021 年开始新建 300 万千瓦光伏、800 万千瓦风电,预计建设周期三年。但与水电类似的问题是,光伏、风电是间歇式电源,而电解铝需要的是不可中断的电荷。

因此,丰枯衔接还需储能的大力发展。「道路是很明确的,大力发展新能源,用水电、储能来调峰,必须在储能方面有一个大的提升。」华能澜沧江领导层说。不过目前储能技术仍面临成本、安全等难题。

拿什么补贴低价电?

云南省电解铝产量从 2020 年的 260 万吨,如增加至当前项目满产的 630 万吨,增量电在 500 亿度电左右;如增加至最多的 850 万吨,增量电则近 800 亿度电。数百亿度量级的新增电量,从何而来?

云南过去的烦恼是本地经济增长滞后,加上水电的不稳定,本地产业吸纳和外送电均无法解决水电「弃水难题」,因而一直希望通过引入高载能企业,来增加本地水电消耗。2016 年,云南省曾弃水 314 亿千瓦时,相当于总发电的 11.7%;而到 2020 年全省弃水电量已控制在约 25 亿千瓦时,其间的变化是加大了「西电东送」的外输通道,送电量从约 1100 亿度电增长至约 1500 亿度电,年均增送电量(计划外)超过了 250 亿度电。「从 2020 年开始,云南几乎已经没有弃水了,却还在猛增电解铝。」前述南方电网人士批评称。

没有了弃水,只有新增电源。水电站增量目之可及的「大头」,在位于四川、云南交界的白鹤滩、乌东德,这两大水电站的调度权分属国家电网、南方电网。多名行业人士告诉财新,白鹤滩将不向云南送电,由乌东德项目统一输送,并将在枯平期(每年 11 月–次年 5 月)给云南省输送 100 亿度电,但目前价格仍未谈拢。

乌东德位于金沙江干流河道,总装机容量 1020 万千瓦,设计年均发电量约 390 亿度电。乌东德于 2015 年底开工建设,2020 年 6 月首批机组投产发电,2021 年 6 月 16 日全部机组投产发电。

而如前述规划的光伏、风电建成,也将新增约 230 亿度电。

不过前述接近南方电网的人士指出,云南要新增电源,无论何种电源,度电成本都很难降低到其对外承诺的电价,「谁会愿意去云南投资发电厂,那不是建得越多亏得越多?」

除此,为满足省内电解铝企业的新增需求,云南还希望减少「西电东送」增量送电。此前几年,云南省电力过剩,送广东协议内电量在 2018 年突破千亿度电,协议外电量屡创新高。2017 年至 2020 年,云南省分别增送了 276.6 亿、265 亿、286 亿、292 亿度电。

在史夫良看来,电解铝企业在一两年内集中投产,电力供应自然难以满足。但企业投产是一个渐进过程,会根据现实调整投产节奏;而云南省装机容量的提升、「西电东送」的压缩,也会逐渐满足、匹配、平衡市场供需,供需双方都需要时间动态适应。

云南省政府面临的另一个压力来自高额补贴。据财新多方了解,0.25 元/度电价已经基本落实。按照云南省工信厅在 2020 年 8 月的公开回复,云南省综合利用了国家弃水电量价格政策、优化调整火电长期备用补偿资金使用方式、搭配「西电东送」计划电量等方式。简而言之,其通过地方财政、电网、电厂各让一点利,得以把电量价差补齐。

招商引资时,云南省承诺给予新增电解铝指标 0.25 元/度的低电价,自落地的第六年起,每年增加 0.012 元/度,直至 0.3 元/度电。

这一电价是全年均价。一名接近当地铝企高层的人士曾向财新详解称,0.25 元/度的电价落地核心是丰水期弃水电量不收输配电价,加上政府性基金,丰水期平均电价在 0.235 元/度;枯水期正常交输配电价、政府性基金,平均电价在 0.345 元/度。综合下来电价在 0.28 元–0.29 元/度。多出来的几分钱,一部分或是云南省取消滇中引水基金,借此降低 0.01–0.02 元/度。剩下部分或再由地方政府进行补贴,最后变成 0.25 元/度落地电价。

除此,云南省政府专门成立了云南省电力配售公司,从发电企业收一部分电,再卖给广东,买卖中间的价差积累形成补贴资金池。官网显示,该公司是电力市场化交易主体之一,旨在通过政府引导、市场运作,组织落实部分「西电东送」政府间框架协议,以及省内重大产业项目电量电价。

云南省能源局在 2020 年 11 月下发的 2021 年发用电计划显示,云南将试点用政府委托方式落实「西电东送」电量。其中,云南省电力配售公司将通过市场化采购方式落实「西电东送」电量 300 亿千瓦时,根据签约铝硅项目预估投产进度,年度暂时先安排 150 亿度电,另 150 亿度电根据后续投产进度再行安排。

如 2020 年,云南省内市场化交易电量平均成交价 0.18448 元/度,水电站以此结算。同年广东省以 0.253 元/度结算「西电东送」计划电量,中间每度电即有 0.06852 元的差价。按照 150 亿度电计算,资金池即有约 10 亿元。

不过,有知情人士告诉财新记者,2020 年云南省电力配售公司并没拿到这一差价,截至目前,公司暂以银行贷款进行补贴。他解释,目前结算关系是「广东电网一云南电网一发电公司」,结算关系改变涉及到国家机制调整,南网也一直不同意这一方案。

但如结算关系不改变,电网和电厂都不会把差价给到政府指定的公司,云南省电力配售公司将难以为继。这名人士担忧,电解铝项目投产量越来越多,政府需要补贴的资金越来越多,这一电价能否持续待观察。「越往后越难,电网越来越不愿意出钱,政府越来越背不动。」

对电厂而言,前述华能澜沧江领导层人士告诉财新,0.25 元/度的电价,1 度电给到发电企业的只有 0.1 元多,相当于电厂没了利润。不过由于目前新增电解铝的量还不算大,这一政府承诺电价对电厂的影响尚未传导至电厂。

「西电东送」利益重构

云南承接电解铝产业转移,最直接的影响是使「西电东送」的可持续发展受到挑战。

未来,云南向广东输送的电量、电价到底如何?这是滇粤两省的博弈所在。当前已迈入「十四五」第一个年头,但云南、广东加上南方电网三方,仍在「马拉松」谈判之中。

「国家发改委要求 2021 年 6 月底前就要签,但还没谈妥,眼前因为调度权在电网手里,送电其实是南方电网单方面下的计划。」前述政府人士透露。

前述南方电网人士告诉财新,正因为「十四五」送电合同没签,电力调度、应急等不到谈判结束,所以维持着「十三五」送电水平。「『十三五』怎么送,现在就怎么送,(南方电网)就是这个态度。」他说。

由于东西部经济发展不均衡,「西电东送」于 1999 年列入国家战略,总投资在万亿元级别。南方电网是「西电东送」的主要运营方,负责广东、广西、云南、贵州、海南五省份的电网业务,云南、广东分别是最大的送电方和用电方,近几年,云南外送电量中有约九成送至广东。

一般而言,送端省份、受端省份和南方电网先行签订三方的送出送入框架协议,这部分为「计划电量」,协议内计划电量保量保价。此外还有「增发电量」,主要有增量外送交易和发电合同转让交易等形式。

例如 2016 年,广东省人民政府、云南省人民政府和南方电网签署《「十三五」云电送粤框架协议》,明确云南水电送广东年度计划送电量为 935 亿千瓦时,计划送电量落地电价参照广东省燃煤机组标杆上网电价。

但前述南方电网人士称,两省间送电历来都是难谈拢,「『十四五』送电协议可能等 2025 年底才能定,以前都是一年过完,结算的时候,看实际用了多少电,两省各出一个价,南方电网再计算平均价」。

更为重要的,伴随着高载能产业转移,外部环境发生了变化。过去「西电东送」的战略性能源基地,为谋求经济发展,也希望自己发电自己用。

2020 年,云南发电量 3674.4 亿千瓦时,全省用电量为 2025 亿千瓦时,「西电东送」电量 1457.9 亿千瓦时,省内自用电量比例首次超过外送电量。

「广东的意思是,本来你就是计划送我的,现在不送不行;而云南的意思是,我们自己现在都不够用了,你也找找别人吧。」前述南方电网人士称。

「西部用能快速增长情况下,『西电东送』大通道是否还需要猛增?是否重视西部省份的生存权、发展权以及用能权?」前述电力资深专家提出反思,认为当前产业规划与能源规划不匹配的矛盾凸显。

冯永晟告诉财新,「十四五」期间产业转移还会持续,云南等西部省份虽为资源富集省,但却很大程度上依赖天气、来水等自然条件,本身用电需求又处于动态变化过程之中,省内动态平衡面临不确定性,「这一情况下,再让云南去提前确定外送规模甚至价格,其实是被动承担了很多风险,云南自然不乐意」。

财新获悉,在此轮错峰用电之前,云南、广东双方博弈的焦点在于价格,电力供应紧张之际,量、价均陷入矛盾之中。

「现在节骨眼上,云南要少送、广东要多送,怎么可能谈得拢?」前述南方电网人士称,「之前更关注价格,无非就是一度电几分钱的问题,吵来吵去;电力供应紧张后,都意识到量也不够了。」

上述云南政府人士还告诉财新,「十四五」框架协议之所以关键,是因为代表了未来五年云南送多少电给广东,同时又能保证自己供应,而协议定好之后,更是牵涉到计划之外的增量部分,「计划、市场孰多孰少,电价如何定,也是南方电网最关心的地方」。

在南方电网的利润中,「西电东送」占了大头,而云南省「西电东送」电量占总送电量的一半以上。2014 年以来,云南「西电东送」电量从近 900 亿度电增加至 2020 年的近 1500 亿度电,占比则从 50% 提升至 63%。

虽然 2015 年「新电改」以来,全国电力市场交易电量目前占比超过 30%,但跨省区送受电除了宁夏送山东——银东直流 100 亿千瓦时试点外,暂未放开参与市场竞争,仍在沿用计划体系电价模式。也就是说,跨省送受电部分,电网企业仍维持原有统购统销、赚取差价的模式,并未采用输配电价即只收取过路费的模式。

「2021 年暂时是南方电网自己下的计划,预结算电价为 0.0246 元/千瓦时,比 2020 年 0.0253 元/千瓦时还要低。」上述政府人士称。

前述华能澜沧江领导层人士认为,在电力供不应求的情况下,外送价格应该按市场经济规律浮动,「但买方还是想要低价电」。

冯永晟认为,短期靠省间协商或中央政府协调,省间利益矛盾难以化解;长期还是需要建立南方区域电力市场,由市场来调剂资源配置并决定价格,南方区域市场建设须提速。

「如果有市场了,云南政府自然就会去比较。缺电情况下,电价上涨,是把电高价卖出去、限制一部分本省内高耗能用电负荷,还是发展本省产业,市场自然会作出经济分析和判断。但当前区域市场尚未建立,云南自己都不知道 2022 年的电卖出去的量和价是多少。」华北电力大学教授张粒子补充道。

2021 年 4 月 28 日,国家发改委、能源局已明确,支持开展南方区域电力市场试点。不过目前南方五省份电力市场建设进度不一,「半计划、半市场」的困局亟待突破。

广州电力交易中心负责南方区域跨省电力交易,该机构一名负责人告诉财新,南方区域电力市场建设方案仍在征求意见阶段。

但张粒子提醒,在构建区域电力市场过程中,需要汲取 2002 年东北区域电力市场失败的教训,结合中国国情来设计,区域市场不适于采取所有机组都纳入区域平台竞价上网的模式。「否则,电力供应紧张之际,就可能出现东部经济发达省份从云南这些西部省份买走更多的电,而欠发达地区本省内电价高,影响西部省内民生等用电。」她认为,将来区域市场中,电力中长期需要签订实物合同,一方面保障民生、重要公用事业用户用电,另一方面有利于促进区域电力规划和投资优化

我们应该学会去理解别人的观点,不仅仅是服从和被告知。

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