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“电荒”根源探秘  

2011-07-14 08:53:19|  分类: 默认分类 |  标签: |举报 |字号 订阅

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李牧群  宏观组首席研究员

2011年“电荒”提早出现,媒体大肆渲染其严重程度将超2004年。然而经过对相关数据分析,我们发现社会用电需求激增、供电用电地区错配、煤电联动机制欠缺等都非今年“电荒”的主要原因。电企希望电力价格提高或为真实原因。未来只有加大电力市场化机制才能根本降低“电荒”出现的可能。

今年“电荒”提早来到

今年或出现3000万千瓦时用电缺口。2011年电荒提前到来。今年的电荒在2、3月份已经初显苗头,最早的广东佛山已经从2月15号开始实施限电措施,进入4月份后,预警更是持续不断升温。

媒体称今年将可能成为近几年电力供需形势最紧张的一年。不少媒体和专家预测,今年将是近几年电力供需形势最为紧张的一年,中国电力企业联合会在2011年第一季度《全国电力供需与经济运行形势分析预测报告》中指出,2011年全年,全国用电量预计在4.7万亿千瓦时左右,尚有3000万千瓦的缺口,其中,京津唐、河北、上海、江苏、浙江、安徽、湖南、河南、江西、重庆等10个省级电网将出现电力供需紧张局面。

导致电荒的原因

用电需求增加不是主要原因。无论是从社会用电需求总量还是增长幅度来看,2011年1-4月的用电需求不应导致全国范围内的电荒。根据国家能源局公布的数字,今年一季度全口径全社会用电量累计14675亿千瓦时,同比增长12.4%,基本属于正常增长;且中国电力建设每年都在不断增加,理论上新增装机容量足以应付目前的用电增长。

来自电监会的报告显示,中国电力装机容量已从2006年的6亿千瓦,增加到了2010年底的9.6亿千瓦,但火电机组平均发电小时数却在逐年降低,从2006年的5600小时,跌到2009年的4800小时,去年虽小幅反弹至5031小时,但仍远低于2004年同期的水平。

发电设备利用率并没出现大幅度攀升也显示目前的电荒并非整体供需的缺口。今年1至4月份,全国发电设备累计平均利用小时为1530小时,比上年同期提高21小时,这一数据提高幅度不大;2004年的缺点原因主要是电源不足导致的电力紧张,全国装机不足,火电发电机组利用小时达到5991小时;而预计2011年火电利用小时将在5400小时以下,也将明显低于2004年水平。

诸多火电企业不出力。数据显示,在大面积限电的湖南,全省1417万千瓦统调火电机组中,目前可供出力的仅有700万千瓦的机组,相当一部分火电机组处于检修状态,发电大省河南省火电装机容量超过5000万千瓦,但却有1200多万千瓦的装机处于检修状态。一些发电企业因亏损不愿意发电,让发电机组闲置,或采取停机“检修”的做法,说明发电企业尤其是火电企业出力不足导致缺电。

发电资源与用电企业地区分布失衡也并非本次电荒的主要原因。发电资源如煤和水主要集中在西北、西南,主要用电地区则在东部沿海,大规模、长距离、跨区域送电的能力缺乏的问题长期存在而非今年所特有。且由于部分企业,尤其是电解铝等高能耗企业向中西部转移已经在改变用电企业远离发电企业的局面,应该说起到缓解局部地区电荒的作用。     

通胀大背景下,电企希望达到涨价目的或为真实原因。一方面,煤炭和电力市场化不同步产生的矛盾确实在逐步加剧,严重积压了火电企业的利润空间。煤炭发电在中国电力供应结构中所占比重高达80%,作为原料的煤炭的价格早已踏入市场经济时代,而上网电价仍实行严格的政府定价,这种脱节的市场化,正是造成近年来电荒频发的根源之一。

近期煤炭价格大幅上涨,而电价基本保持平稳,火电企业发电动力不足;以作为中国煤炭市场风向标的秦皇岛港煤价为例,2011年5月30日5800大卡山西优混煤的价格为870-880元/吨,较2009年同期620-630元/吨价格上涨超过40%。

根据中国电力企业联合会历年发布的电力监管报告显示,2010年和2009年的平均上网电价分别为0.374元和0.368元,而到目前为止2011年也仅有15个省上调了上网电价0.02元,显然电价涨幅远远低于煤价。

因此很多火电厂处于亏损状态,根据中电联的行业统计调查,1-4月份,华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团火电生产亏损105.7亿元。

另一方面,2011年内煤价上涨幅度不至导致2010年尚盈利的发电企业普遍亏损。但是过去两年中煤炭价格上涨主要是在2009至2010年间,而以秦皇岛港5800大卡山西优混煤最低平仓价为例,2009年1月价格为630元/吨,2010年1月8日的价格为810元/吨;而2011年5月30日为870元/吨,在2010年初至近期一年多的期间上涨幅度为7%左右。

根据2010年电力监管报告显示,2010年五大发电企业单纯售电利润率[1]都超过10%,这样理论上在此期间煤炭不到7%左右的价格上涨不应该导致原本盈利的发电企业大面积亏损。

或存在发电企业联合通过强调火电亏损,甚至人为制造电荒来达到获取更多合同价煤以及上网电价上调目的的可能。煤电联动机制的欠缺并非今年才有的现象,导致今年“电荒”如此严重的原因之一是去年12月10日发改委要求2011年度重点电煤合同价格维持上年水平不变,结果却使煤炭和电力企业在电煤价格上谈不拢,煤电合同反而更加难以落实。

由于政府采取压制电煤价格的手段,虽然电煤市场价每吨已上涨200至300元,电煤合同价最高只能上涨50元,电煤合同价与市场价差距日益扩大,显然发电企业希望得到更多合同价电煤来降低成本。

在通胀日益高涨的大背景下,发改委严格控制各类产品价格,而出现“电力供应不足”的局面无疑将加大电企在价格博弈中的话语权;据称发改委已经定调,将煤电等资源型产品价格矛盾作为“当前经济运行中的突出问题”看待,并把“调电价、限煤价”作为眼下宏观调控的着力点。

另外在政策紧缩的情况下,“电荒”的出现也有利于发电企业和电网获得一定的扩建资本。电企希望通过东部地区“用电紧张”的局面,政府能够改变在中东部严控火电建设规模的思路。同时电网企业又开始强调跨区域输电能力不足,造成“东部缺电,西部窝电”,呼吁加快建设跨区域、远距离的特高压电网,扩大“西电东送”规模。

   电荒的影响

电价上涨将间接推动CPI。对高能耗企业的限电将加重相关企业的成本负担。一旦“电荒”延续,将严重制约工业生产,限电措施往往都是针对高耗能的钢材、水泥、电解铝等工业企业,限电自然导致这些企业产能下降;同时限电的高峰期,往往也是煤炭、焦炭等的需求高峰期,这些原料的市场价格也都会有一定的上涨,增加了企业的生产成本压力。这样钢材、水泥、电解铝等产品的产能减少而成本增加,其价格有可能会步入上升的通道。

“电荒”引起的电价上调将会拉动CPI增长。2011年6月1日起包括山西、青海、甘肃、江西、海南、陕西、山东、湖南、重庆、安徽、河南、湖北、四川、河北、贵州在内的15省市上调销售电价,平均每度电上调1.67分,上调涉及工业、商业、农业用户而非居民用电。此次没有调居民电价,暂时对CPI没有直接影响,首先将会推高PPI的增速,电价上涨使企业生产成本上升,部分产品将出现涨价局面向消费者转嫁成本,从而最多在6个月内间接拉高CPI。

建议

加大电力市场化机制。解决电力行业上中下游市场化程度不衔接。引入更多的竞争机制,将针对工业,农业和服务业的电力供应定义为市场化商品,在允许上游煤炭企业涨价同时,充分给予电力行业相应的提价空间。对于针对居民的电力供应定义为非市场化商品,政府严格控制其价格变动,对于供应电企及电网给予一定程度的财政补贴。通过工业用电市场化机制加快淘汰落后产能,刺激企业开发和使用节能技术,降低单位GDP能耗。



[1] 售电利润率=(售电收入-发电成本)/发电成本

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