电价调整方案月底或公布 将为市场化改革铺路

中国证券报记者从电力行业多方获悉,本月底前,国家发改委的电价调整方案有望公布,其中包括对部分区域的上网电价进行有升有降的结构性调整、对销售电价上调平均约2.5分以实现电价关系的理顺。



与此同时,国家发改委、电监会提出的加快推进电价改革的文件目前已结束内部征求意见的程序,也有望于近期出台。该政策可能提出竞价上网、加快核定输配电价、销售电价与上网电价联动的新的上网电价机制,将改变目前上网电价行政主导的现状。



事实上,电价改革已经酝酿许久,但推进屡遭阻力,两次煤电联动也未能从根本上解决煤电矛盾,电力行业呼唤一场全局性的根本变革。联合证券研究员王爽表示,此次电价调整的政策初衷表面看是为调节东西部地区的电力行业盈利差异,但长远来看,带有计划性的电价调整实际是为市场化电价改革铺平道路。



缘起——



盈利“分化”带来调价反思



统计数据显示,今年1-8月份火电行业实现利润总额为272亿元(去年同期则亏损216亿元),但在电力行业整体复苏的同时,不同区域的火电盈利状况差异巨大,“东富西贫”的鸿沟明显,地域性上网电价与煤价波动幅度偏差大,是导致该现象的主要原因。



据了解,此次电价调整暂定对广东、浙江、江苏、上海等东部省份的上网电价小幅下调,而对甘肃、陕西等中西部省份的上网电价小幅上调,以缓解目前电力行业盈利能力的区域性“贫富差距”。



已披露的上市公司三季报显示,东部沿海地区(广东、上海、江苏、浙江)火电盈利同比、环比大幅增长,其中,深南电三季度净利润同比增长16倍,宝新能源三季度净利润同比增长12倍,在沿海地区电厂分布较多的华能国际三季度净利润增长195%。



此外,闽东电力、涪陵电力、华电国际在内的多家东南沿海地区的电力企业也受益于煤价、海运费下行。而从业绩预报看,山西、甘肃等坑口电厂仍然盈利较低或亏损,如漳泽电力、吉电股份、西昌电力三季度净利润依旧处于亏损或微利状态。



造成电力企业东西分化的原因主要是电量增速的不均衡。受累经济危机,全国发电量在去年底今年初触底反弹,相比中西部内陆地区,东南沿海地区的电量水平呈现恢复早、幅度大、持续时间长的特点。此外,海运费的大幅下降也给东南沿海地区的电厂更多的盈利空间。



华电国际有关人士表示,此次对局部省份的上网电价进行调整,是为了修正去年“齐步走”式的上调电价带来的区域性不均衡。分析人士认为,自去年底以来,各地煤价涨跌幅度迥异,“一刀切”式的电价上调存在不公,此次结构性有升有降的调价试图予以消除,但能否达到预期,还要看具体调价的区域和幅度如何确定。



目前东西部上网电价的调整幅度尚未公布,眼下披露的三季报对电力企业来说只能代表过去,而资本市场对行业四季度及明年的预期也暂时处于观望状态。



影响——



下游企业承压 电网获益最大



2008年,国家发改委分别于7月1日和8月20日两次上调上网电价,其中上网电价平均提高了4.14分/千瓦时,输配电价平均提高了0.36分/千瓦时,而销售电价平均提高了2.61份/千瓦时,电网企业一直承担着销售电价未完全理顺的压力。国家电网有关数据显示,今年前9个月,亏损160.50亿元。



据了解,此次销售电价拟上调2.5分左右。其中大部分用以理顺销售电价,消除电网企业的包袱,另外一小部分是例行的脱硫电价。



在分析人士看来,此次销售电价理顺后,电网企业实际是最大的赢家。电监会有关人士表示,解决电网企业的亏损问题,也有助于推进电价改革。国家电网有关人士表示,即使此次能够实现电价调整理顺,国家电网今年之内也不能实现扭亏,但今年的亏损状况有望在明年得到改观。



而市场对销售电价上调预期已久,在目前实体经济从危机中复苏企稳的情况下,用电大户需要真正挺起腰板面对电价提高的现实。分析人士认为,如果工业用电价格上调,电解铝等有色企业受到的成本冲击无疑很大,但随着大用户直购电制度的逐步落实,将缓冲这部分用户的成本高涨。此外,上调工业用电价格可以一定程度上促进用电企业落实节能降耗等环保措施,促进产业结构优化配置和过剩产能的调整。



也有分析人士表示,目前我国的高耗能产业在近两个月的用电量增速刚刚全部转正,如果现在就提高工业用电价格,是否会对经济的企稳回升带来冲击尚不确定。



预期——



电价改革明年有望开始操作



在电力行业盈利能力逐步回升、CPI尚处于较低水平的情况下,眼下电价改革的推进时机已比较成熟。



尽管此次电价改革以计划性的电价调整为“引子”或再度难逃争议,但在分析人士看来,也可以被理解成“前改革时代”的非常之举。毕竟在中西部地区电力行业尚未陷入亏损的恶性循环之前,电力行业严重的贫富分化需要当机立断地解决,才能够在相对公平的起点上为电价改革提供前提。



据了解,未来的区域性竞价上网很可能是发电企业的一部分电量由电网公司购买,另一部分电量与大用户直接谈判。在王爽看来,推行电价改革,应该在充分实行大用户直购电之后,那样就能够出现多家买方和卖方,即实现电价竞价上网的基础。



目前,电力买方实际上只有电网一家,电解铝等大用户远没有达到成为成熟电力买方的程度。如果在这种情况下实行区域性竞价上网,很可能留下电力央企向电网进行寻租的空间,演变成有实力和谈判能力的电力企业挤占小企业的生存空间。



但王爽也表示,要实现那样的状态,至少还需要两三年的时间,原因是大用户直购电制度的成熟和全面推行也需要时间。



王爽表示,预计明年将出台关于电价改革的实质性操作方案。原因是明年我国电价改革的条件已经初步具备。就电力行业自身而言,一是明年电量供应整体过剩的局面有利于推进改革,否则竞价上网容易出现价格越竞越高的现象;二是初步判断明年的煤价比较平稳,因为还有较大的产能可以释放。而从整个能源价格改革背景来看,我国的石油、天然气等一次能源价格改革已经开始,电价改革作为“最后堡垒”也到了突破的时候。



分析人士认为,一旦实行电力企业竞价上网,那么电力企业之间的竞争效应无疑将迅速凸显,其中,实力较强以及拥有大容量机组、调峰机组的电力企业有望在竞争中获得优势。


电价改革利好中西部发电企业


英大证券 卢小兵


近日,多家媒体相继对电价改革进行了报道,并称国家发改委、电监会已于日前提出了一份关于加快推进电价改革的文件,该文件刚刚结束内部征求意见的程序,有望于近期出台。



在电力体制改革的实践中,有关电价改革的动议和尝试由来已久。早在2003年7月,国务院就出台了《电价改革方案》,确定了电价改革的目标、原则及主要改革措施。2004年,又相继出台了标杆上网电价政策和煤电价格联动机制措施,并在2005和2006年实施了两次煤电联动。2008年,由于煤炭价格大幅飙升,对发电企业造成了不小的经营压力,同年7月和8月,国家两次上调电价,上网电价平均上涨4.14分,部分缓解了煤价大幅上涨导致的电企亏损。但在这两次调整中,考虑到当时经济形势和资产价格的因素,为了避免加剧通胀冲击,终端销售电价平均只上涨2.61分,相当在电网企业和发电企业之间进行了利益转移。不过,这些电价调整措施并没有从根本上解决“市场煤和计划电”的问题,发电企业的燃料成本上升仍然无法通过市场机制进行有效传导。



市场人士分析,此次电价改革新政将致力于改变上网电价行政主导的现状,提出竞价上网、加快核定输配电价、销售电价与上网电价联动的新的上网电价机制,重点将主要集中在放开电价试点、输配电价试点、加快推进直购电、扶持新建机组和调整标杆电价等几个主要方面。



总体而言,通过电价改革,实现竞价上网、上网电价与销售电价定期联动这一政策,可以有效改变原来僵化固定的产业链定价体系,煤电产业链条的价格传导机制将逐步放开,可以使发电企业稳定利润预期,鼓励节能降耗和效率提高,对行业的发展具有长远意义。具体到政策出台的即期影响效应,可以预期中西部地区火电企业、区域电网公司以及在建项目较多的公司有望在电价调整中直接受益。



首先,按照标杆电价的确定原则,点火差价将对电价的调整方向产生重要影响。根据目前的行业运行数据,东部沿海地区毛利率普遍好于中西部地区公司,因此,市场普遍预期的电价调整会采用“西升东降”平衡方案。据此分析,那些发电资源多分布在西部和中部地区的发电企业可能相应受益。五大发电集团中,虽然资产分布和结构基本平衡,但也各有侧重,比较而言,国电电力和大唐发电的发电资产多分布在中西部地区,受益于电价上调的可能性较大,而华能国际和华电国际装机多分布在东中部地区,受益的可能性相对较小。此外,像国投电力、漳泽电力和通宝能源等装机多分布在点火价差较低地区的上市公司,可能较大幅度受益于未来的电价调整。



其次,销售电价有着较强的上调预期,那些具有较强电价成本控制能力的区域电网公司也存在较强的受益预期。对于区域电网企业而言,电力的来源和议价能力将直接决定成本控制的高低。通过网间采购实现对外供电的企业,显然不存在从销售电价上调中受益的机会;而那些自发电比例较高或者外购电来自于当地小水电的企业,由于购电成本基本稳定,将较大幅度受益于销售电价的上调。在沪深两市上市公司中,明星电力是自发电量比例较大的区域电网企业,西昌电力同样具有这样的潜质,而文山电力的电力外购主要来自当地小水电,也具有较强的议价能力。



再次,新政中还给出了扶持新建机组的政策,根据预计,改革方案对2010年及其以后新核准的发电机组所发电量和电价,可由发电企业与电力用户协商确定,电网企业输配电价按照比大用户直购电输配电价标准降低20%执行,并逐步过渡到按输配电成本定价。新建机组本身就具有能耗较低的优势,通过政策的进一步扶持,将有利于提高新机组上网电价,因此对那些具有较多新建机组和在建机组的电力上市公司,其盈利水平的提高就值得期待。



有一点需要提醒,对于电价改革带来的投资机会,一定程度上还要看投资预期与后续政策的比照,如果政策偏离预期,二级市场上的反应也有可能出现背离政策真实影响效应的情况。另外,在电价改革的具体实践中,还可能存在着因电价传导机制的不健全,用于约束电价的相关规定存在着转化为对电企不利影响的可能。以电价放开试点的最高限价为例,在发电企业燃料价格快速上涨的情况下,可能出于综合因素的考虑,发电企业难以及时将成本压力转移至下游,而当燃料价格不断下跌时,电价下调可能会相对较为顺畅,这种现实操作中的“棘轮效应”也有可能会影响电力企业的盈利水平。



调价利好新能源



本报记者 李阳



根据有关报道,新一轮电价上调在即,包括销售电价整体上调和上网电价区域性升降。就目前来看,电网高价收购新能源的动力不足,而销售电价上调有助于增加电网收益,解决其建设智能电网的资金需求,为新能源的大规模发展铺路。从长期来看,传统能源价格上涨的趋势将逐渐凸显出新能源的优势。



新能源产业在起步阶段,由于发电成本较高,上网电价也高于传统能源发电,因而不具有竞争力。而我国能源价格总体仍低于国际水平,尤其是电价,与国际价格水平差距较大,这就使得我国新能源的成本劣势更加显著。



近期确定的我国风电上网电价为每千瓦时0.51元到0.61元,尽管随着风电产业发展成本下降,这一价格已经比风电发展初期降低了很多,但仍在全国平均火电上网电价0.37元/千瓦时之上。而刚刚起步的光伏发电成本则更高,即便是此前招标中出现的0.69元/千瓦时的惊人低价,也很难与传统能源发电成本相提并论。



正因为如此,尽管有《可再生能源法》关于电网企业应当优先收购可再生能源电力的规定,但电网接受新能源电力入网的积极性并不高,往往以电网运行“安全高于一切”为由,拒绝或限制新能源电力入网。



以风电为例,截至2008年底,我国已有超过1215万千瓦的风电机组完成吊装,但实际并网发电的风机仅占吊装完成的风电装机总量的73%。2008年全国风力发电平均利用小时数为1432小时,远低于规划的2200小时以及项目的可研报告数值。而近期国家电网公司又抛出风电场接入电网技术规定,给风电入网定下了不少“硬指标”,进一步增加了风电上网的难度。



归根结底,在缺乏适当的激励机制的情况下,电网很难对新能源产生兴趣。对于追求盈利的电网来说,多收一度新能源电力,就意味着少一些利润。更不用说,从去年8月份以来电网企业还在背负着为解决火电企业亏损而单边上调的2分上网电价。



数据显示,2008年,国家电网公司营业收入为1.1556万亿元,但受自然灾害、电价调整等因素影响,完成利润96.6亿元,同比下降近八成。而进入2009年以来,国家电网一直处于亏损状态,上半年累计亏损约170亿元,而业界预计全年亏损额将达到350亿到450亿元。



一边是巨额的亏损,一边是为了接纳新能源发电兴建智能电网所需要的庞大支出,电网企业不堪重负可想而知。提高销售电价,合理调整上网电价,可以在一定程度上缓解电网企业的经营压力,促进其智能电网等工程的建设,从技术上也从资金实力上提高其接收新能源电力的能力。



从另一个角度来看,尽管一次两次的电价上调并不足以抹杀传统能源的成本优势,但至少这一长期趋势可以令新能源企业“少安毋躁”。



此前,光伏企业为了迅速打开市场,获得政策支持,频频爆出诸如“一元工程”、超低招标电价等新闻,反而让政府对真实的光伏发电成本难以确认,甚至有传言称最终的光伏发电上网标杆电价也因此而偏低。正如一位业内专家所言,有关部门之所以会制定相对较低的价格,应该说是光伏企业一手造成的。



事实上,即使不考虑对环境的影响,传统能源受储量和不可再生性的限制,其开发和使用成本将越来越高,未来价格不断上涨是必然趋势。相反,随着技术的不断进步,新能源的成本和价格将不断降低,竞争优势将不断凸显。


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