上网电价提价潮蔓延至华东 安徽将率先上调

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上调上网电价已扩至华东地区——首个上调的省份将是之前该地区上网电价最低的安徽。而自4月份以来,国家发展和改革委员会已上调了包括山西、河南等在内的十余个中西部省份的上网电价。


安徽是华东地区重要的电力输出省。然而今年还未入夏,安徽已出现用电紧张的状况。


“安徽的上网电价在华东地区一直是最低的,所以安徽的火电对生产成本涨价的承受能力也很低。”


消息人士昨日向早报记者透露,上调上网电价已扩至华东地区——首个上调的省份将是之前该地区上网电价最低的安徽。而自4月份以来,国家发展和改革委员会已上调了包括山西、河南等在内的十余个中西部省份的上网电价。


目前尚不知安徽上网电价此次上调幅度多大,以及具体上调时间。早报记者向国家电力监管委员会(下称电监会)新闻信息中心工作人员验证时,对方表示未接到相关的通知,也未听说安徽省提价的传闻。


安徽是华东地区的能源大省,拥有华东地区最为丰富的煤炭资源,也是华东地区重要的电力输出省。然而今年还未入夏,安徽已经出现用电紧张的状况。从5月9日起,该省电力公司发布了全省有序用电黄色预警,并预计今年夏天安徽可能出现250万千瓦以上的电力供需缺口。


中投顾问能源行业研究员任浩宁认为,目前通胀压力较大,大面积提高电价会加剧物价上涨并影响经济运行的稳定,因此,短期内,终端电价上调是小概率事件,以免对工业生产、居民用电带来成本负担。这也意味着电力企业利润空间的增加将由电网企业承担。


不过任浩宁预计,若能源供应的增长速度与经济发展不匹配,供需矛盾之下,终端零售电价上调或将是未来市场发展的必然趋势。


去年前11月火电普亏


电监会在年初曾发布报告称,2010年以来,由于电煤价格持续大幅攀升,华东地区部分燃煤企业亏损加剧,资产负债率普遍较高,资金周转困难,库存煤量不足,随时面临待煤停机的风险。


电监会报告显示,2010年1至11月,“安徽省统计电厂单位发电利润为-16.95元/千度, 较上年同期下降了250%。安徽6家发电集团23个火电厂,亏损面达96%。”这意味着安徽省火电已经进入了全行业亏损的窘境,发电越多,亏损也越严重。


煤炭价格高涨是当地火电企业亏损的主要原因。在2010年前10个月,安徽发电企业标煤单价高达935元/吨,涨幅达17%,居华东地区前列。今年前4个月的相关数据尚未公开发布。不过具有标杆意义的环渤海动力煤价格显示,入春以来,该价格已9周连涨,从3月16日到5月18日又上涨了接近10%。


在火电亏损的背景下,安徽省内的用电状况呈现紧张态势。安徽省电力公司提供的数据显示,2011年安徽计划新增发电机组较少,电力供需形势严峻,全省统调总装机容量为2022万千瓦,扣除风电、自备及供热机组不可发容量、部分火电及水电机组不能满容量发电,以及450万千瓦火电机组迎峰度夏前计划检修等因素,加之非计划检修两台30万千瓦机组,安徽省实际可调发电容量仅约为1450万千瓦。


“由于安徽的火电企业日子不是很好过,因此五大发电企业在安徽新建火电机组的意愿也很低。为了把装机量提上去,实在没办法了,他们才会投。”一位资深电力从业人员向早报记者分析,“如果五大集团完全以经营考虑问题,不会在该地区投资。”


这使得华东地区煤炭大省安徽现在居然开始向华东地区的其他省份购电。5月8日,安徽省电力公司还从福建外购了30万千瓦电力弥补安徽晚高峰电力短缺。


“上调”曾遭当地政府反对


据一位知情人士称,原本在4月国家发改委上调山西等地上网电价的时候,相关部门曾建议同时上调安徽上网电价,但是由于安徽当地政府的反对而被搁置。


“现在还做火电的基本是五大发电集团,它们是央企,税收主要是交给中央财政。”上述知情人士称,“因此央企亏损与否对当地政府的财税收入影响不大。”


而安徽当地的用电企业大多并非央企,税收将主要惠及当地。由于上网电价上调后,按照惯例,间隔或长或短,终端电价也会相应地提高,以维持电网的利润空间。因此上调的成本早晚会转嫁到当地的用电企业,给生产带来负担,而这是当地政府不愿意看到的。上述知情人士如是分析称。


于是上调上网电价被一拖再拖,直至5月份连安徽省都开始出现用电紧张的情况,当地才启动有序用电预案,以确保对高危客户、重要用户和居民生活的安全可靠供电。


这显然是个两难之局。


兴业证券在最新发布的报告中称,电荒延续,将严重制约工业生产。就全国范围而言,4月份在经济增长“三驾马车”(投资、消费、出口)正常的情况下,工业增加值同比增速低于预期,显示拉闸限电的冲击已有反应;同时,由于民生和重工业大项目的用电获得优先保障,预计受拉闸限电冲击较大的将是生活资料生产商,从而导致通胀预期出现反复,价格反弹压力很大。


计划赶不上变化


安徽的火电企业之所以在整个华东地区亏损最为严重,不仅仅是煤价的问题,还有着历史原因。


“安徽的上网电价在华东地区一直是最低的,所以安徽的火电对生产成本涨价的承受能力也很低。”一位电力监管人员向早报记者表示。


至于为何安徽的火电上网电价较低,一位资深电力从业者解释称,“各地的上网标杆电价是按照企业发电5500小时的成本基础来核定的。安徽本来就是华东的能源大省,电煤储量大,那里的电厂不少是坑口电厂,运费可以省很多,于是核算下来的成本比较低。”


上述人士坦言,“但是没想到现在环境已经发生改变了,居然出现本地的煤企不情愿卖煤给本地的电厂。它们决定把煤卖到外面去,因为外省的煤价高。煤炭市场化了,有了市场,周边的浙江、江苏上网电价高,承受能力比较强,愿意出更高的价格买安徽的煤。”


业内人士称,一个火电电厂,在当初设计的时候,基本就确定了它用什么煤种,煤源地是哪。到底是水路运,铁路运,还是坑口电厂,这些基本是确定的。而且电厂在做可行性研究的时候,就会跟煤炭企业以及铁路签订协议了,“只有这些都搞定了,才能批下来。”


“比如皖电东送的机组,它当时在规划的时候,来煤是怎样的,煤大概是多少价钱,基本都是想好的。但事实上,真正的运营和当年的设计是有偏差的。”上述人士表示。


一位知情人士称,“现在安徽基本上就是三家大型煤炭企业,很牛。安徽交通不便,运力有限,火电企业在用煤上只能采用当地的煤,没有什么选择余地。虽然发电企业遭受了以次充好、亏卡亏吨、不按约履行重点煤电合同,也只能忍着,诉讼无门。因为,如果和煤炭企业的关系闹僵了,以后日子会更不好过。”


既然形势已经改变,那么适当上调安徽地区的火电上网标杆价格,也是相当合理的。


事实上,在今年年初,华东电监局便已发布研究报告《火电企业经营亏损应引起高度重视》,呼吁密切关注新形势下煤电之间存在的问题。


该报告指出,“一些煤炭企业受利益驱动,采取减少重点合同煤兑现、降低煤质、亏卡亏吨等方式变相提高电煤价格。与2002年相比,安徽省的电煤热值下降了1290大卡/千克……2010年前三季度仅大唐安徽分公司就因亏卡亏吨引起损失高达7000万元,该损失无法向煤炭供应商理赔,否则将影响煤炭供应。”



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