電價調整方案月底或公布將為市場化改革鋪路(2)

2009年11月17日 05:30中國證券報－中證網【大中小】【打印】共有評論0條

電價改革利好中西部發電企業

近日，多家媒體相繼對電價改革進行了報道，并稱國家發改委、電監會已于日前提出了一份關于加快推進電價改革的文件，該文件剛剛結束內部征求意見的程序，有望于近期出臺。

在電力體制改革的實踐中，有關電價改革的動議和嘗試由來已久。早在2003年7月，國務院就出臺了《電價改革方案》，確定了電價改革的目標、原則及主要改革措施。2004年，又相繼出臺了標桿上網電價政策和煤電價格聯動機制措施，并在2005和2006年實施了兩次煤電聯動。2008年，由于煤炭價格大幅飆升，對發電企業造成了不小的經營壓力，同年7月和8月，國家兩次上調電價，上網電價平均上漲4.14分，部分緩解了煤價大幅上漲導致的電企虧損。但在這兩次調整中，考慮到當時經濟形勢和資產價格的因素，為了避免加劇通脹沖擊，終端銷售電價平均只上漲2.61分，相當在電網企業和發電企業之間進行了利益轉移。不過，這些電價調整措施并沒有從根本上解決“市場煤和計劃電”的問題，發電企業的燃料成本上升仍然無法通過市場機制進行有效傳導。

市場人士分析，此次電價改革新政將致力于改變上網電價行政主導的現狀，提出競價上網、加快核定輸配電價、銷售電價與上網電價聯動的新的上網電價機制，重點將主要集中在放開電價試點、輸配電價試點、加快推進直購電、扶持新建機組和調整標桿電價等幾個主要方面。

總體而言，通過電價改革，實現競價上網、上網電價與銷售電價定期聯動這一政策，可以有效改變原來僵化固定的產業鏈定價體系，煤電產業鏈條的價格傳導機制將逐步放開，可以使發電企業穩定利潤預期，鼓勵節能降耗和效率提高，對行業的發展具有長遠意義。具體到政策出臺的即期影響效應，可以預期中西部地區火電企業、區域電網公司以及在建項目較多的公司有望在電價調整中直接受益。

首先，按照標桿電價的確定原則，點火差價將對電價的調整方向產生重要影響。根據目前的行業運行數據，東部沿海地區毛利率普遍好于中西部地區公司，因此，市場普遍預期的電價調整會采用“西升東降”平衡方案。據此分析，那些發電資源多分布在西部和中部地區的發電企業可能相應受益。五大發電集團中，雖然資產分布和結構基本平衡，但也各有側重，比較而言，國電電力和大唐發電的發電資產多分布在中西部地區，受益于電價上調的可能性較大，而華能國際和華電國際裝機多分布在東中部地區，受益的可能性相對較小。此外，像國投電力、漳澤電力和通寶能源等裝機多分布在點火價差較低地區的上市公司，可能較大幅度受益于未來的電價調整。

其次，銷售電價有著較強的上調預期，那些具有較強電價成本控制能力的區域電網公司也存在較強的受益預期。對于區域電網企業而言，電力的來源和議價能力將直接決定成本控制的高低。通過網間采購實現對外供電的企業，顯然不存在從銷售電價上調中受益的機會；而那些自發電比例較高或者外購電來自于當地小水電的企業，由于購電成本基本穩定，將較大幅度受益于銷售電價的上調。在滬深兩市上市公司中，明星電力是自發電量比例較大的區域電網企業，西昌電力同樣具有這樣的潛質，而文山電力的電力外購主要來自當地小水電，也具有較強的議價能力。

再次，新政中還給出了扶持新建機組的政策，根據預計，改革方案對2010年及其以后新核準的發電機組所發電量和電價，可由發電企業與電力用戶協商確定，電網企業輸配電價按照比大用戶直購電輸配電價標準降低20%執行，并逐步過渡到按輸配電成本定價。新建機組本身就具有能耗較低的優勢，通過政策的進一步扶持，將有利于提高新機組上網電價，因此對那些具有較多新建機組和在建機組的電力上市公司，其盈利水平的提高就值得期待。

有一點需要提醒，對于電價改革帶來的投資機會，一定程度上還要看投資預期與后續政策的比照，如果政策偏離預期，二級市場上的反應也有可能出現背離政策真實影響效應的情況。另外，在電價改革的具體實踐中，還可能存在著因電價傳導機制的不健全，用于約束電價的相關規定存在著轉化為對電企不利影響的可能。以電價放開試點的最高限價為例，在發電企業燃料價格快速上漲的情況下，可能出于綜合因素的考慮，發電企業難以及時將成本壓力轉移至下游，而當燃料價格不斷下跌時，電價下調可能會相對較為順暢，這種現實操作中的“棘輪效應”也有可能會影響電力企業的盈利水平。

有關電價改革內容相關報道一覽表

要點主要內容

放開電價試點放開發電企業上網電價，實行競價上網，銷售電價與競爭形成的上網電價實行聯動，工商業電價每6個月變動一次，而農業和居民生活用電每年最多變動一次；為避免電價過度上漲，對發電企業報價規定最高限價。

輸配電價試點推出輸配電定價成本監審辦法，合理確定電網成本，在國網、南網兩大公司各選一個省級電網進行按成本加收益辦法核定輸配電價的試點，將按照分電壓等級歸集資產和成本，核定電網準許收入，來確定分電壓等級的輸配電價。

加快推進直購電抓緊核定各地區的電網輸配電價標準，推進電力用戶與發電企業直接交易試點工作，并適時逐步放寬市場準入條件。

扶持新建機組在具備條件地區，對2010年及其以后新核準的發電機組所發電量和電價，可由發電企業與電力用戶協商確定，電網企業輸配電價按照比大用戶直購電輸配電價標準降低20%執行，并逐步過渡到按輸配電成本定價。

調整標桿電價根據當前燃煤機組造價、煤價、設計利用小時對各地區標桿電價進行校核，適當調整，點火價差較低的區域未來上調電價的幅度相對較大，而點火價差較高地區將難以再次上調，甚至存在下調的可能性；逐步提高老水電上網電價，提價收入主要用于解決移民扶持及庫區生態問題。

調價利好新能源

本報記者李陽丹

根據有關報道，新一輪電價上調在即，包括銷售電價整體上調和上網電價區域性升降。就目前來看，電網高價收購新能源的動力不足，而銷售電價上調有助于增加電網收益，解決其建設智能電網的資金需求，為新能源的大規模發展鋪路。從長期來看，傳統能源價格上漲的趨勢將逐漸凸顯出新能源的優勢。

新能源產業在起步階段，由于發電成本較高，上網電價也高于傳統能源發電，因而不具有競爭力。而我國能源價格總體仍低于國際水平，尤其是電價，與國際價格水平差距較大，這就使得我國新能源的成本劣勢更加顯著。

近期確定的我國風電上網電價為每千瓦時0.51元到0.61元，盡管隨著風電產業發展成本下降，這一價格已經比風電發展初期降低了很多，但仍在全國平均火電上網電價0.37元/千瓦時之上。而剛剛起步的光伏發電成本則更高，即便是此前招標中出現的0.69元/千瓦時的驚人低價，也很難與傳統能源發電成本相提并論。

正因為如此，盡管有《可再生能源法》關于電網企業應當優先收購可再生能源電力的規定，但電網接受新能源電力入網的積極性并不高，往往以電網運行“安全高于一切”為由，拒絕或限制新能源電力入網。

以風電為例，截至2008年底，我國已有超過1215萬千瓦的風電機組完成吊裝，但實際并網發電的風機僅占吊裝完成的風電裝機總量的73%。2008年全國風力發電平均利用小時數為1432小時，遠低于規劃的2200小時以及項目的可研報告數值。而近期國家電網公司又拋出風電場接入電網技術規定，給風電入網定下了不少“硬指標”，進一步增加了風電上網的難度。

歸根結底，在缺乏適當的激勵機制的情況下，電網很難對新能源產生興趣。對于追求盈利的電網來說，多收一度新能源電力，就意味著少一些利潤。更不用說，從去年8月份以來電網企業還在背負著為解決火電企業虧損而單邊上調的2分上網電價。

數據顯示，2008年，國家電網公司營業收入為1.1556萬億元，但受自然災害、電價調整等因素影響，完成利潤96.6億元，同比下降近八成。而進入2009年以來，國家電網一直處于虧損狀態，上半年累計虧損約170億元，而業界預計全年虧損額將達到350億到450億元。

一邊是巨額的虧損，一邊是為了接納新能源發電興建智能電網所需要的龐大支出，電網企業不堪重負可想而知。提高銷售電價，合理調整上網電價，可以在一定程度上緩解電網企業的經營壓力，促進其智能電網等工程的建設，從技術上也從資金實力上提高其接收新能源電力的能力。

從另一個角度來看，盡管一次兩次的電價上調并不足以抹殺傳統能源的成本優勢，但至少這一長期趨勢可以令新能源企業“少安毋躁”。

此前，光伏企業為了迅速打開市場，獲得政策支持，頻頻爆出諸如“一元工程”、超低招標電價等新聞，反而讓政府對真實的光伏發電成本難以確認，甚至有傳言稱最終的光伏發電上網標桿電價也因此而偏低。正如一位業內專家所言，有關部門之所以會制定相對較低的價格，應該說是光伏企業一手造成的。

事實上，即使不考慮對環境的影響，傳統能源受儲量和不可再生性的限制，其開發和使用成本將越來越高，未來價格不斷上漲是必然趨勢。相反，隨著技術的不斷進步，新能源的成本和價格將不斷降低，競爭優勢將不斷凸顯。