发电行业夹缝求生 区域电价上调性大

大国寡民

发电行业夹缝求生 区域电价上调性大

2003年之前，我国电力工业长期以来实行垂直一体化垄断经营管理。2002年3月国务院颁布《电力体制改革方案》，电力工业垂直一体化经营被打破，原国家电力公司被分为五大发电集团和两大电网公司，以“厂网分开、主辅分离、输配分开”为主要目标的电力体制改革取得阶段性改革成果。尤其是2003年，全国大面积的缺电为我国电力工业的快速发展提供了良好契机。从电力基本建设来看，“十五”是我国电力工业发展最快的时期，同时我国电网建设也取得快速发展。而从电力技术来看，我国发电设备和输配电设备也在快速升级。
二次能源利用特点明显

“多煤、少气、贫油”的能源特点决定了我国的能源结构必须以煤炭利用为主。2006年，煤炭、石油、天然气分别占我国能源消费总量的69.7%、21.1%和3%，因此以煤电为主的二次能源结构是我国一个鲜明的特色。

“十五”期间，由于2003年全国大面积缺电，火电因建设周期短的优势，新增火电装机迅速增加，火电装机占比由2002年的73%增加到2006年的78%。尽管我国以火电为主的电源结构不尽合理，但这种电源结构却将在我国长期存在。今后，随着水电、核电和新能源发电装机增加，我国火电占比预计到2020年将逐步下降到70%以下。

根据“积极开发水电、优化发展火电、推进核电建设、大力发展可再生能源”的能源开发政策，到2010年，全国水电装机容量达到1.9亿千瓦，其中大中型水电1.4亿千瓦、小水电5000万千瓦；到2020年，全国水电装机容量达到3亿千瓦，其中大中型水电2.25亿千瓦、小水电7500万千瓦。

在清洁能源和可再生能源利用中，核电和风电将是我国今后电源建设的重点。由于两者在我国发电装机中所占比重很小，即使根据中长期规划，到2020年核电和风电装机容量分别到4000万千瓦和3000万千瓦，届时核电和风电占全国发电总装机容量仍不到5%。

电力需求仍然高速增长

由于宏观经济的加速增长，造成全社会用电需求也成加速增长态势。全国经济的加速增长，带动电力需求的加速增长。根据中国电力企业联合会公布的数据显示，2007年1～10月全国全社会累计用电量26726.77亿千瓦时，同比增长15%。从我国用电结构来看，工业用电比重最大，占全社会用电的75.25%。其中，重工业用电占61.45%，而钢铁、有色、化工、电力、石油加工及炼焦、建材六大高耗能行业占工业能耗的近70%。

随着宏观调控力度的加大，这些高耗能行业的固定资产投资将得到遏制，但为保持宏观经济的平稳过渡，业内认为2010年之前这些行业在经济中仍处于重要的地位，电力消费弹性系数仍将高于1。根据电力弹性系数法预测，到2010年我国用电需求4.6万亿千瓦时，年均增长12.6%。

未来电力需求另一大看点，是我国城镇化水平在逐年提高。根据我国城镇化建设目标，在2010年前后，我国城镇化水平将接近45%，2020年前后将超过50%，2050年前后将达到70%左右，初步完成我国城镇化过程。根据国际能源署(IEA)统计，发达国家居民用电占全社会用电总量30%左右，而我国居民用电2007年1～10月只占11.21%，较前几年居民用电比例有所下降。

2006年我国人均用电量2149千瓦时，低于2005年世界人均用电量2596千瓦时的平均数。

产能释放进入高峰期

据统计，我国“十五”后三年新增发电装机容量2.31亿千瓦，在电源建设上实现了前所未有的跨越式发展，为迅速缓解我国2003年出现的全国大面积缺电做出了历史性贡献。截至2006年，我国发电总装机容量达6.22亿千瓦，居世界第二位。2006年全国新增发电能力1.14亿千瓦，发电总装机容量同比增长22.34%，达历史最高单年增幅，新增装机90%以上来自火电机组。

2007年1～10月，全国新增生产能力7270.05万千瓦。1～11月，全国关停小火电机组365台，共计1110万千瓦，提前两个月完成2007年关停1000万千瓦的任务。

根据国家发改委相关政策，继2004年国家核准和开工电站项目建设规模超过6000万千瓦后，2005年国家共核准电站建设项目139项，建设规模1.18亿千瓦，这些新建项目相继在2007～2008年投产。

同时，出于宏观调控压力的加大与对发电装机过剩的担忧，国家发改委对原本在2007年10月份批复的“十一五”后三年新建电源项目至今没有审批。

业内人士认为，审批新建项目的收紧，极有可能使“十一五”后三年新增装机急剧下降。根据“十一五”电力规划，到2010年全国发电总装机容量达到8.4亿千瓦，而2007年全国发电总装机容量有望达到7.1亿千瓦，那么2008～2010年后三年每年新增发电容量不到5000万千瓦。

机组利用率将见底回升

电力需求和电力装机容量两者的关系，在很大程度上决定了发电机组利用率水平的高低，而发电利用小时数能较直观地反映出机组利用率情况。

尽管我国电力需求从2001年以来一直保持10%以上的增速，但2005～2007年发电装机容量的迅速增长，使得全国发电机组平均利用小时数从2004年高位开始回落。2005年，全国发电设备平均利用小时数比2004年下降30小时，2006年全国发电设备平均利用小时数同比下降203小时。2007年1～10月，全国发电设备平均利用小时数同比下降162小时。

业内人士认为，新建机组2006～2007年集中投产，是造成发电设备利用率下降的直接原因。据测算，预计2007～2008年全国发电设备利用小时数分别为5040小时和5020小时，同比下降181小时和20小时，降幅分别为3.47%和0.4%。2008年后新投机组减少，全国总装机容量增速低于电力需求增速，发电利用小时数将缓慢回升。

据统计，1981～2006年全国发电设备平均利用小时数，平均值在5057小时，因此目前全国发电小时数下滑只能算是合理回归。只要全国经济增长今后不出现像1997年那样意外大幅下滑的情况，我国发电设备利用率在电力需求高增长情况下就将不会出现严重过低的情形。

发电行业在夹缝中求生存

“十五”期间，我国基本完成“厂网分开”的电力体制改革阶段性目标。

到2003年，我国形成了以华能集团、大唐集团、国电集团、华电集团、中电投集团五大中央发电集团以及数十家地方发电集团为主体的发电市场，其中国有控股发电集团占90%以上比重。
从发电集团的国内市场占有率来看，2006年五大发电集团的装机容量和发电量在全国发电市场的份额尚没有一家超过10%。五大发电集团2006年装机容量合计占全国的39.13%，发电量合计占全国的39.90%。

从上下游产业链来看，电力行业属于一次能源转化利用的过程，即属二次能源。我国70%以上发电装机属于火电，电煤消耗占全国煤炭消耗50%以上的份额，因此煤炭行业成为我国发电行业至关重要的上游行业。

2007年初，国家发改委取消电煤合同价，采取完全市场定价机制，全国电煤平均价格上涨10.7%。在国家逐步提高资源类价格的背景下，在电煤价格谈判方面，煤炭企业相对于发电企业更具优势。

而在下游方面，发电企业则要面对更加强势的国家电网公司。由于发电企业的年发电量和上网电价均由电网公司代表国家控制，只有被动地接受电网公司发电调度指令和上网电价，因此发电企业在上游面临着自由市场定价的一次能源企业，下游则要面对具有国家垄断色彩的电网公司，发电企业在电力体制改革后可谓在夹缝中求生存。

2008年电煤价格上涨10%

2007年，国家发改委取消了维持半个世纪的煤炭订货会，同时取消了国家指导的电煤合同价，改为由市场自由定价。电煤价格的“松绑”使得2007年全国电煤合同价平均上涨了10.7%。

国家发改委日前下达的《做好2008年跨省区煤炭产运需衔接工作的通知》进一步巩固了2008年电煤价格市场定价的原则。并指出，“煤炭价格要反映市场供求关系、资源稀缺程度和环境损害成本”，特别指出“任何部门、机构和单位不得干预企业自主签订合同”。

在当前供求和资源类价格上涨的形势下，电煤价格谈判的天平在向煤炭企业倾斜，火力发电企业在确保电力供应安全的前提下更多地只有被动地接受煤价上涨。

2008年，全国煤炭供需基本平衡，“西煤东运”部分线路运力仍可能紧张。而从2008年煤炭供应协调会上传出，2008年电煤价格平均上涨30～40元/吨，涨幅达10%。

提高区域电价的可能性大

由于猪肉、粮食等农产品价格的上涨使得我国2007年居民消费价格总指数(CPI)逐步走高，因此，2008年中央经济工作会议提出要“双防”的调控首要任务，即防止经济增长由偏快转为过热、防止价格由结构性上涨演变为明显通货膨胀。

电价上涨必将带来工业成本的全面上涨，从而可能短期内导致工业品价格的全面上涨，进一步加剧通胀压力。出于宏观调控的压力，国家一直没有在全国实行第三次煤电联动。

经测算，电煤价格上涨10%，电价需上涨5%～7%，即提高电价0.015~0.02元/千瓦才能完全消纳煤价上涨带来的发电成本上涨。

根据煤电联动政策，即使实行煤电联动，发电企业也要承担30%的煤炭价格涨幅。

2007年全国合同煤价平均上涨10.7%，市场对三次煤电联动充满了憧憬。业内人士认为，面对电煤价格进一步上涨的现状，国家出于对宏观调控压力的谨慎考虑，2008年上半年可能对山西、云南、贵州等煤炭价格上涨幅度较大的省份实行区域提电价。同时，视2008年通货膨胀压力的大小，再全面实施三次煤电联动。

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发电企业亏损、电网利润巨大

整个电力行业的利润很高，只因电网企业与发电企业的利润分配不合理，以至于电网利润很大，而发电企业却接近亏损

新年伊始，春节将至。一切有关物价的话题都令人神经高度紧张。电价会不会上涨一直是舆论焦点。1月9日国务院常务会议明确宣布，成品油、天然气和电力价格近期不得调整。而在这样的宏观背景下，广东省物价部门却爆出：对连续13年供电量稳居全国首位的广东电网公司进行成本监审时发现，其去年的利润竟高达142亿，利润空间太大。

紧接着，在1月12日广东提出电力价格改革，将有可能全面下调工业和居民的销售电价。

据《中国新闻周刊》了解，广东省电价改革的方案将在1月14日提交省政府常务会议审议。若顺利通过，并能得到南方电网公司支持，广东全省用电户一年下来将少交50亿元以上电费，平摊到居民家中，平均每度电下降1分钱左右，而工业电价每度可以下降2到3分钱。

然而在电网公司曝出暴利的同时，上网侧的发电企业却在屡屡要求提高上网电价以求生存。

2007年间，由于电煤价格的飙升，中国电力企业联合会(以下简称“中电联”)分别在2007年1月、7月和11月底，代表大唐、华能、华电、中电投、国电等5大发电企业三次上书发改委，要求提高上网电价。

电网企业的暴利

2002年，原国家电力公司分拆为两大电网和五大发电集团之后，电网公司和发电集团是分开核算的。但由于电力生产行业的特殊性，产品销售对象非常单一，由发电企业提供电力给电网公司，然后再由电网公司通过电力线路网络分销给直接的消费者。

在目前发改委的电力价格管制下，煤炭涨价的压力一直是由发电企业在承担，而电网企业的高利润却显而易见。

根据电力部门公布的数据，2007年前5个月全国电力行业实现利润总额637亿元，增长57.6%；财政部掌握的数据中，电力行业2007年前6个月实现利润也增长了59.4%。不过值得注意的是，这样的利润数据，不仅只是对发电企业的统计，也包括了对电网公司的利润统计。

电网公司的盈利空间来自于上网电价与销售电价之差。电网公司购进发电企业的上网电价平均在每千瓦时0.30元，但经过电网公司的线路，电网销售电价就到了每千瓦时0.50元甚至0.70元，商业用电价格更高达到0.90元。

记者从国务院国资委的统计数据了解到，国家电网公司的经营效益在150多家中央企业中排名第四位。以此次被要求下调销售电价的广东省来说，作为全国最大的省级电网，2006年利润有120多亿元，到2007年更是高达142亿元。而整个广东电网的资产才只有800多亿元，资产回报率高达11%，大大超过了国际上6%到8%的平均水平。

厦门大学能源研究所主任林伯强也在推算后认为，发电企业利润总额的增长主要在于电力企业近年来的快速扩张，如果以资产回报率来计算，发电企业的利润其实已经很低。
近两年，为疏导煤电矛盾，我国发电企业上网电价上调过两次，但电网企业的销售电价也同步提高，煤炭涨价30%的涨价因素由发电企业消化，70%的涨价因素由用户消化，对电网企业几乎没有影响。

因此，中国煤炭运销协会市场观察员李朝林建议，电力企业内部可以对利润做一个合理分配，将发电厂提供的上网电价调高些，化解相对增加的煤炭成本压力，而对于电网企业输出的下网电价(包括工业用电、居民消费用电)保持不变。

面临倒挂的煤电价格

《中国新闻周刊》记者从2007年12月17日结束的2008煤炭合同汇总会上了解到，2008年电煤重点合同价格涨幅平均超过30元/吨，同比涨幅在10%以上。自2002年以来，国家取消了电煤指导价格，重点电煤合同价格完全市场化以来，全国煤价已经连续五年处于加速上涨态势。

在发电企业中，火电的比重已经超过了70%，而电煤成本又占火电总成本的60%左右。“电煤作为火电的命根子，它的不断上涨，使火电成本压力难以承受。”中国华电集团一位工作人员对本刊记者说。

而目前发改委对大多数发电企业确定的电价，是2002年厂网分开时按照零利润核定的。该电价以2001年的煤炭价格，即统配矿111元/吨、小窑煤88元/吨为核定基数测算。虽经过两次煤电联动，但由于要求发电企业先消化30%的涨价因素，导致煤电价格倒挂越来越严重。

因此，中电联在代表5大发电集团三次上书发改委时，明确提出：“涨价因素不能由发电企业全部承担，建议取消已实行了两年的发电企业自行消化30%涨价因素的要求，考虑综合因素实施煤电价格联动。”

三番上书表达了发电企业希望电价上涨锲而不舍的决心。发改委价格司司长曹长庆的回答是，我们还要再观察一段时间，再来考虑这个问题。“由于成本上升，中国的火电企业亏损面正逐年扩大，对此中电联虽没有准确的统计，但很多火电企业微利甚至出现亏损是肯定的。”中电联秘书长王永干对《中国新闻周刊》表示。

重构上下网电价关系

“对于一个发电企业来说由于煤价比较高，一直靠的都是自身消化。但是现在自身消化的空间越来越小了，消化的能力也越来越差。”中国能源网CEO韩晓平对《中国新闻周刊》表示。在他看来，虽然暂时发改委不接受调价，但煤涨电涨的趋势是改变不了的，电价最终还是要逐渐上调。

与此同时，中间环节成本，同样对发电企业带来沉重压力。一些地方小矿主的利润高得惊人，贩运煤炭的人也因此致富。据了解，煤出产时仅有200多元/吨，运到秦皇岛400多元/吨，运到南方就已经涨到了大约600元/吨。

早在2005年，国家发改委就已经允许铁路实行管制下的、适度灵活的定价制度。但对于煤炭铁路运输基本还是实行政府定价的。

因此，在发改委的监管下，对于计划内的重点合同铁路运力价格，整体低于计划外部分。

但在铁路运力持续趋紧的现状下，调低运价以缓解发电企业的运输成本，对于发改委而言却也已经几无可能。由于煤炭供应不足及运力紧张所限，新年伊始，华电集团贵州、四川、云南等地部分发电机组日前被迫停产。“电煤价格2008年上涨了近10%，按照华电集团每年内部消化1.2亿吨煤计算，2008年营业额将会减少50个亿左右。这几乎等于2007年华电的利润总和，今年能不亏损就很不错了。”华电集团发展计划部主任杨家鹏表示。据记者了解，2007年华电集团四川、福建、湖南等地的11个电厂亏损。

由此我们看到，发电企业外受电煤涨价、铁路运力紧张的压力，内遭上游电网企业压制上网电价的压迫，而在现今无法解决两大外因的情况下，惟有让电网企业吐出部分利润。因此业内人士指出，广东下调电网销售电价，找到了症结所在，为电价改革开了好头。

当然，改革的下一步就是上调电厂的上网电价，以解发电企业的燃眉之急，进一步缩小电网企业庞大的利润空间。

但发电企业一方，从中电联向发改委、电监会报送的2006年第一季度发电企业经营效益情况来看，发电厂亏损面高达四成左右，并且主要集中在火电厂。华能、大唐所属的发电厂亏损面分别为34%和36%，广东粤电和国投电力所属的发电厂亏损面也分别达到21.62%和30.77%，而北京能源投资集团有限公司的发电厂亏损面更是高达50%。

福尔莫斯

用电量和交易电量双双高增长

???２００７年全国电力市场情况综述

本网记者　谢毅

　　２００７年，我国国民经济持续平稳快速发展，呈现出增长较快、结构优化、效益提高、民生改善的良好态势。作为国民经济基础产业的电力工业，也呈现出又好又快的发展势头。记者日前从国家电网公司２００７年度电力市场信息发布会上了解到，２００７年，发电装机和电网建设快速增长，全社会用电量持续攀升，全国电力供需形势进一步趋缓，电量交易迅速增长，“以大代小”发电权交易以星火燎原之势在各地推广，有力地促进了全国节能减排目标的实现。

用电量快速增长　用电结构趋于“重型化”

　　２００７年，全国全社会用电量继续保持快速增长势头，用电量达到３２４５８亿千瓦时，同比增长１４．４２％。
　　第二产业用电量保持快速增长，依然是拉动全社会用电量快速增长的主导力量。２００７年，国家电网公司经营区域内第一产业用电量６９５亿千瓦时，同比增长４．５４％，增速同比回落５．６个百分点；第二产业用电量１９４６４亿千瓦时，同比增长１５．５６％，增速同比提高１．１９个百分点；第三产业用电量２４５９亿千瓦时，同比增长１２．３６％，增速同比提高０．８２个百分点。
　　工业用电量继续保持快速增长，用电结构继续向“重型化”发展。２００７年，国家电网公司经营区域内全行业用电量同比增长１４．９５％，增速同比提高１．０５个百分点。其中，工业用电量同比增长１５．６８％，增速同比提高１．３２个百分点，高出全行业用电量增速０．７３个百分点；占全社会用电量的比重为７５．６９％，同比上升０．８６个百分点。在工业用电中，重工业用电增长１７．３３％，同比提高２．３７个百分点，快于轻工业８．６８个百分点。
　　２００７年，各区域用电量均保持两位数的快速增长，各区域电网用电负荷均创出新高。华北电网和华东电网的用电负荷均突破１亿千瓦，其中华北电网统调最高用电负荷１１２６５万千瓦，同比增长１１．９７％；华东电网统调最高用电负荷１２２３７万千瓦，同比增长１４．８６％。

　　

电力建设突飞猛进　供需形势进一步趋缓

　　全国发电装机继续保持快速增长，截至２００７年底，全国发电装机容量达到７１３２９万千瓦，同比增长１４．４％。新增装机主要集中在华北、华中、华东和南方地区。根据国家电网公司统计结果，２００７年全国新增投产发电装机１０６８９万千瓦，其中，水电１３５５万千瓦，火电９０６８万千瓦，其他２６６万千瓦。分地区来看，新投产装机主要分布在华中（含三峡）和华北地区，分别为２８１７万千瓦、２４８４万千瓦，两地区合计新投产装机占全国新投产总装机的一半。东北和西北（含西藏）地区新投产装机较少，分别为９６７万千瓦、７７３万千瓦。
　　在电源建设突飞猛进的同时，电网建设也取得了长足进步。２００７年，国家电网公司电网开工和投产规模连创历史新高，全年新开工１１０千伏及以上交流线路５９９３５千米、变电容量２６６０５万千伏安，分别同比增长３０．１％和２７．８％。国家电网公司全年新投产１１０千伏及以上交流线路５４４７４千米、变电容量２１３０４万千伏安，分别同比增长２４．６％和２６．７％。
　　２００７年，全国累计完成发电量３１７６９．４６亿千瓦时，同比增长１５．６８％。电力供需形势进一步趋缓，全国发电设备平均利用小时数较上年有所降低。国家电网公司经营区域水电利用小时数为３４３１小时，同比增长１１小时，火电利用小时数为５３８８小时，同比降低２２９小时，核电利用小时数为７５８３小时，同比增长３３４小时。
　　２００７年，全国电力供需总体平衡，但局部地区仍存在季节性或局部性电力供需紧张的情况。国家电网公司经营区域内京津唐、山西、辽宁、上海、江苏、浙江、安徽、河南、湖北、湖南、四川、重庆和藏中等１３个电网存在季节性或局部性电力供需紧张的情况，主要集中在年初和夏季用电高峰期。
　　２００７年底至２００８年初，受电煤供应紧张、枯水期水电出力不足以及恶劣雨雪天气影响，加上冬季用电负荷不断攀升，超过了２００７年夏季用电最大负荷，电力供需形势十分严峻。预计２００８年其他时段，全国电力供需总体平衡，但部分电网在局部地区或个别时段仍将出现电力短缺情况。

电量交易迅速增长　“以大代小”渐成气候

２００７年，国家电网电力市场交易电量继续保持快速增长势头。全年交易电量达到２１２９．６０亿千瓦时。
　　电量交易的快速增长，促进了资源在更大范围内优化配置。通过国家电网电力市场交易平台制定的长期合约，使三峡、阳城、锦界等电厂上网电量得以足额消纳。通过加大区域间互供及电力支援的交易力度，最大限度地保证了电力的可靠供应。２００７年初，国家电网电力交易中心从华东组织１１．６５亿千瓦时电量支援华中，有效缓解了华中地区的电力供需紧张局面；另外，国家电网公司积极筹措、多次组织向南方电网公司共送电３５．６０亿千瓦时，大大缓解了广东地区的供电压力。
　　为促进节能减排政策的落实，国家电网采取双边、集中撮合、挂牌等多种交易方式，积极开展“以大代小”发电权交易，鼓励水电机组、大容量火电机组替代低容量火电机组发电，为实现节能减排目标发挥了重要作用。
　　２００７年，国家电网公司经营区域累计完成“以大代小”发电权交易电量５３６亿千瓦时，实现节约标煤６１６万吨，减少二氧化硫排放１４．３万吨。其中江苏、河南、山东累计完成交易电量最多，分别为２２０亿千瓦时、５８亿千瓦时和４３亿千瓦时。通过实施“以大代小”发电权交易，有力地促进了节能减排目标的实现。国家电网公司经营区域中，京津唐、江苏、河南累计节约标煤量最多，分别为１３２．１万吨、１１０．２万吨和６３．９万吨。山东、江苏、四川累计减排二氧化硫最多，分别减排４．４１万吨、２．２０万吨和１．７１万吨。
　　实践证明，实施“以大代小”发电权交易，有利于关停小火电机组涉及企业的平稳过渡，促进了电力市场建设，符合国家、电网企业和各类发电企业的相关利益，有利于资源节约型和环境友好型社会建设。