导语: 30日,发改委宣布上调15省市非居民用电价格1.67分钱,以满足电力供需,保障电力供应,这再次让困扰中国发展多年的“电荒”问题浮出水面。然而,在计划定调的电价、垄断的电网系统以及并未从根本上解决的粗放型增长面前,调高电价只能解燃眉之急,并非长远之计。[详细]
 
     

民用电直接影响CPI,非居民用电也会间接影响CPI

为保证社会稳定,粮食价格、水价与电价长期以来都受到严格管控。电价中的民用电自不必多说,非居民用电价格对CPI(居民消费价格)虽没有直接的影响,但它会直接影响PPI(工业品出厂价格),而PPI的上涨最终会也推动CPI的上涨。虽然影响是间接的,但其影响的范围却极宽,因为所有工业品的生产都要用电,因此,电价上涨对物价的“间接影响”也绝对不可小觑。[详细]

通胀压力下电价调控“小心翼翼”:中国电价年均涨幅4%,累计每度上调1毛3低于国际水平

据2010年8月全国工商联公布的《国有和民营企业发展速度及效益状况比较》报告显示,2002至2007年间全球56个国家居民平均电价累计上涨76%、工业平均电价累计上涨84%,而同期中国电价涨幅为32%。03至09年间,迫于能源价格上涨,欧洲各国工业电价年均上涨约10.47%、居民电价年均上涨约8.05%;相比之下,中国电价自2004年起6次调价以来,年均上涨仅为约4%,累计每度上调13.43分钱。[详细]

 

由于电能为一次性消费产品,不可能大规模存储,也受制于输电网络,因此装机容量并不意味着供电能力

 
     

要从宏观上了解中国电力,就不能不看中国的电力供应结构:从中国目前的电力供应来看,占60以上的火电仍然是电力供应的主导,而水电则占据了约22%的装机容量,以核电为代表的新能源所占的比例则不足5%。

     

煤炭市场化改革,煤价逐步摆脱“合同煤价”的价格管控体系

长期以来,中国采取了向发电企业提供“合同煤价”的半管制体系。每年年底,国家发改委都会组织发电企业以及煤炭企业,进行一年一度的电煤供需合同的谈判。按照这一原则,电力企业可以与煤炭供应企业签署一定比例的电煤供应合同,合同煤价受到相关部门的指导,往往大大低于市场价格。按照相关部门的估计,目前的合同电煤保障率约在40%左右,保障合同之外,发电集团需要通过市场价格购入煤炭。

但由于中国煤炭储量巨大,同时煤炭也由于受到管制而不允许被用于出口,导致煤炭价格长期处于较低的水平上。电力企业在垄断价格下赚取了大量的利润,而煤炭生产者则出现了大面积的亏损。在这样的情况下,相关部门不得不允许煤炭企业进行大规模的重组以及改制,并开始逐步推进煤炭价格的市场化改革。在煤炭价格市场化逐步推进的背景下,大量民间资本进入煤炭市场,在短短数年内,煤炭价格的市场机制开始逐步成型。同时,煤炭运输体系也在利益的驱动下开始快速发展。 [详细]

 

煤价对发电企业成本的影响被业界公认已达到70%。

     

煤价上涨,发电厂提供给电网的“上网电价”却不能涨

成本上升了,作为火电企业收入最主要来源的上网电价却没有相应提升:2010年年初电煤合同价格同比上涨达30%,几乎在同一时期,国际煤炭价格也大幅上涨。在河北秦皇岛,当地交易所的数据显示,自2003年以来5500大卡煤炭价格累计上涨超过150%,截至4月7日达到785元/吨,而上网电价最近一次大范围调整还是在2009年。 [详细]

两头挤压造成巨亏,五大发电集团每家亏损逾10亿,火电亏损面超过40%

煤价快速攀升,上网电价长期偏低,双头挤压下,发电厂亏损已经成为普遍现象。在去年全年,火电装机容量占全国火电装机总容量54%的华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团,每家火电亏损额度都在10亿~30亿元之间,合计亏损137.19亿元,所运营的436个火电企业中, 236个亏损。资产负债率超过100%,处于破产境地的企业有85个。2010年,整个火电行业亏损面超过40%。[详细]

 

影响火电企业经营状况最主要的指标有三个:上网电价、机组设备利用小时数和煤价。目前前两者变化不大,决定火电厂利润的正是煤价

 
电力系统示意图
     

电网利用技术手段进一步低上网电价:河南30家火电企业因“峰平谷”电价减少收益4亿元

在2011年4月《新世纪周刊》的调查中显示,在购电环节,电网企业还可以通过压低收购超出计划的发电量、以及通过延长新机调式周期、跨省输电(将发电量输送到电价更低的省份)、上网采用峰谷分时定价等方式压低电价等。据河南省电监会分析,河南省30家火电企业由于执行峰谷电价政策,由于发电企业在时段分配上没有自主权,导致上网电价平均每度下跌0.005元,企业整体减少收入4.29亿元。

火电企业困扰并不孤立,要想卖高价就得跟电网搞好关系

而电网垄断也不仅限于火电企业,水电企业也面临此类困扰——水电的上网电价按季节分为峰汛枯三大类,每天又分为峰谷平三段,一共九个电价。电网企业可以控制每台机组的开停机,要想在价格高的枯水期多发电的话,和电网企业的关系尤为重要。和火电一样,对处于垄断地位的电网敢怒不敢言。 [详细]

 

调查显示,电价制度原因之外,从用电类型无限细分到具体的抄表收费自由裁定,五花八门的人为因素为电费层层加码

 
     

无法忽视的节能减排:去年下半年用电需求被抑制,今年第一季度月度用电量连创新高

再将电荒的目光转移到电厂以外,电力企业和行业管理者有意无意地回避了另一事实——去年下半年强压之下的节能减排在今年已经退潮,高耗能产业已经持续反弹,这也是造成淡季电荒的另一重要原因。中电联的统计显示,一季度化工、建材、有色金属冶炼、钢铁冶炼四大重点行业用电量,仅低于2010年二季度。其中,前三者月度用电量基本与上年月度最高用电水平相当;钢铁冶炼行业用电继续旺盛,月度用电量连创新高,远高于上年各月。

衡量电力消费增长与经济增长间关系的电力弹性系数,去年由2008年的0.67直线飙升至1.29,今年一季度更达1.31,电力消耗增速远远超过GDP增速。如地方人士所言,如果不是抑制了用电需求,去年下半年就会出现电荒。当时,为完成“十一五”节能减排目标,各地纷纷拉闸限电,四大行业用电量增速明显回调,甚至出现负增长。 [详细]

 

推动绿色能源和可替代能源的发展,才是治本之道。《科学美国人特稿》:100%清洁能源驱动地球

     

实际行动中各地高投入、高能耗的粗放路径尚未根本转变

政府部门在规划今年及未来的经济体制改革时,总是提出要对结构进行重大调整,并表示了要加快改革的决心。但是在实际行动中,各地高投入、高能耗的路径依然如故。“十一五”期间能源供应压力虽然缓解,新能源发展突飞猛进,但高能耗高污染的经济增长模式仍未实质性改观。近年来的节能减排,也越来越成为应对GDP能耗考核的一种手段,而非目的,因此出现为了达到节能减排目标而不惜牺牲企业生产能力的强制性节能减排措施。 [详细]

 
 
     

各地非民用供电却早已普遍调价,涨价手段纷繁复杂

在《电价超收之谜》的报道中,记者对北京、上海、重庆、西安等十余座城市的工业、商业用电进行了抽象调查,结果发现,几乎所有地区特别是中小型工商企业,实际用电价格普遍高于发改委公布的目录电价。该状况在行业内也早已不是秘密。工业企业不但要面对有别于普通民用用电的“两部制电价”,还会面临峰谷分时电价、非居民用电、一般工商业用电、动力电和照明电等五花八门的电价收费标准,由于缺乏监管,从对于用电类型的认定,到毫无技术含量而言的超标读数,各种因素都会为电费层层加码。 [详细]

本次调价旨在缓解市场压力,刺激发电企业:投资市场已经露端倪,沪市近两周来首度收阳

通过本次调价,中国政府试图推动电力行业稍许回归平衡。此举让发电企业有了一个重新开机的理由,为煤炭成本向终端用户传递扫清了道路。这一点从近期的投资市场便可窥见一斑(电力企业多为上市公司,煤炭的利好消息促使资本市场迅速做出反应):沪市近两周来首度以上涨告收——周二,上证综指上涨1.37%。 理顺上下游价格关系或直接上调上网电价,有望刺激电企发电,在短时期内缓解当前火电企业的困境。 [详细]

(特别感谢专栏作家@沈洪溥 对本专题的协助)

 

宏观上看,中国电价制度分为两类:普通居民为单一制电价,工商业为两部制电价——除按用电量缴纳电费外,还需按用户变压器容量或最大需求量较那一部分电费

 

在不完全市场机制下,面对仍未从根本解决的粗放型发展模式,谈根本解决电荒问题仍属水中月,镜中花。

 
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编辑:冯成|另一面(微博)
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