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局部+可控 助推电价上涨的现实可能因素
首先,结构性因素的影响,即清洁能源占比不断上升引领电价上涨。我国电源结构已不同以往,开始显现多样化、清洁化趋向。
截至2014年,全国总装机13.6亿千瓦、总发电量5.55万亿千瓦时,其中:清洁装机、发电量分别占32.6%、24.8%,比2002年电改时有7%左右的提升。今后随着“绿色低碳”能源发展战略的加快实施,以及新电改中有关清洁可再生能源“全额收购”保障以及鼓励“优先与用户直接交易”等举措的落地,水电、风电、太阳能发电、核电、天然气发电、生物质能等清洁低碳能源的装机、电量占比将进一步快速上升。但这些清洁能源“出身名门”,电价普遍较高(水电除外),如风电、气电、核电、太阳能每千瓦时分别比煤电高约0.19元、0.35元、0.02元、0.50元,将会结构性推动电价总体水平上升。这一趋势已在德国等欧盟国家得到印证。
第二,环保因素的影响,即火电“超低排 放”的强制要求与全国蔓延的改造之风,助推电价上涨。目前,我国环境污染严重,雾霾天气频繁出现,国家对火电企业环保政策层层加码、日趋严苛。2014年连发 “三道金牌”,要求火电企业全面实施“史上最严厉”的排放标准;要求新建煤机平均供电煤耗低于300克/千瓦时,大气污染物排放基本达到燃机排放限值。目前,“超低排放”改造之风正由浙江、广东、江苏、山东、河北等省份迅速向全国蔓延。国华电力、浙能集团、华能集团拟计划投入100亿元、50亿元、100亿元对现役燃煤机组进行改造。显然,改造成本和运营费用除了国家奖励利用小时外,也需要通过提高电价进行适当补偿。连续两年提高环保电价与除尘补贴已表明了国家的政策取向。
第三,成本因素的影响,最典型的是水电造价上升、电价偏低,要求电价“补涨”。水电属于战略资源,是电源结构调整 的主角,但近年来受移民、环保等因素影响,开发重点又转到落后偏远的滇藏川地区,面临交通运输、配套工程、地方摊派、电量消纳等问题,出现造价暴涨的现象。
而且,水电电价长期偏低(比火电平均低0.10左右),一直要求公平对待,实现“同网同价”。电改后一旦放开“竞争性环节电价”,预计水电会有“补涨找齐”的要求。
第四,综合因素的影响,降负债、补亏损、稳业绩、可持续发展等电力行业的内在要求,也需要合理的电价水平作支撑。2012年以来,火电板块业绩持续改善,总体不错,但目前五大发电集团资产负债率仍高达83%左右,财务费用负担沉重,而且区域差异很大,还有近30%的亏损面,历史欠账没有消化完,西南三省、黑龙江、新疆等区域尤为明显。煤炭等非电板块也处于减利或亏损状态,出现了“以电补煤”的现象。清洁能源虽然发展前景广阔,但国家政策支持力度减 弱,随机性、间歇性特征又影响电网配套接纳的积极性。例如,由于气价上涨、气源不足、外送电冲击等因素影响,气电已完全不同于前些年,出现了优势下降、亏损增加、审慎发展的现象。再如,风电由于弃风限电、CDM收益减少、补贴不到位、机组出质保期运维费增加等因素的影响,整体处于效益下滑状态,在限电严重的“三北”地区已出现亏损。另外,大力发展清洁能源、分布式能源,进军节能环保、油气管网等战略新兴产业,实施“走出去”战略,电力行业总投资还在增加,现金流短缺的矛盾仍然存在。
凡此种种,都属于电价上涨的潜在因素。
前面分析,电价有上涨的动因,但理性判断基本是结构性的、局部的,对电价总体水平的推动也是有限的、可控的。从目前主要影响电价因素———供求关系、燃料成本分析,结合市场化定价取向,电价下降倒是大概率事件。
市场+监管 电价下降的几率也不小
———电力市场相对过剩,直接交易或竞价上网极有可能导致竞争加剧、电价下降。2014年社会用电量增幅仅为3.8%,创出“历史新低”,远低于最高年份2003年15.3%的增长水平,也低于“十五”、“十一五”、“十二五”(前3年)13%、11.1%、8.35%的年均增长水平,甚至还低于金融危机最严重的2008年5.5%的增长水平。
今年前两个月用电量的增长更不理想,仅为2.5%。今后电力产能相对过剩,市场竞争加剧,将成为新常态。在此严峻的市场环境下,开展电能直接交易或竞价上网,很有可能导致发电企业之间的恶性竞争,不排除一些发电企业为了追求多发电量而压低上网电价。近年来,开展的大用户直购电不仅削减了发电企业的基数电量,挤压了小火电的生存空间,也成为地方政府主导下的发电企业单边让利行为,直购电变成了“优惠电”。据调研,某发电集团已经开展直购电的区域,直购电量约占各省总用电量的1%~5%左右,直购电价格比标杆电价降低0.6~5.5分/千瓦时,平均约3分/千瓦时左右。随着新电改方案“三放开”的落实,发电企业直接进入售电领域,市场交易电量的比重将会大幅度上升,电价波动将会更加频繁,供大于求的电力市场致使电价上涨动能不足,跌价符合市场规律。
深圳属于单一城市,集中度高,管理成本低,挤出的“油水”显然不多,但是拓展至全国,按照2014年全社会用电量55233亿千瓦时计算,即使降低1分钱,也是非常可观的。据中电联统计,2012年我国平均销售电价每千瓦时0.6252元 (不含政府基金及附加),其中:输配电价(不含线损)每千瓦时0.184元,约占销售电价的29.4%。而且,输配电价在三大网之间差距很大,最高的南网每千瓦时0.215元,占销售电价的31.82%,最低的内蒙古电网每千瓦时0.105元,占销售电价的25.11%,居中的国网每千瓦时0.182元,占销售电价的29.28%。这其中固然有客观因素的差异,但也不排除存在运行管理的潜力。可以预见的是,随着独立、规范、透明的输配电价机制的逐步建立,以及政府对电网企业成本和收入监管的加强,电网企业将会通过对标管理,依靠技术进步和体制创新,进一步提升降本增效的积极性,各发电集团也将通过水火调剂、风光互补,实现资源有效配置,积极参与售电侧竞争,共同让社会分享改革红利。
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