资讯中心

信息来源：《中国经济报告》2008-08-27

　　进入7月份，随着夏季用电高峰的到来，“电荒”再次如期而至。

　　据媒体报道，7月10日，陕西省拉响蓝色Ⅰ级用电警报，开始对全省范围内限电。在此之前，湖北已在全省范围内开始实施限电措施。多个省市出现电力紧缺，山西、山东、广东、浙江等宣布今年夏季缺电分别将达到500万千瓦、700万千瓦、650万千瓦、300万千瓦。

　　电监会曾预计，今年全国电力缺口预计超过1000万千瓦，而实际的缺电程度要严重得多。

　　面对当前的电力紧缺形势，再加上通胀率高企的复杂因素，用电价格的调整势必多有掣肘，政策的考虑也必将多方权衡，方可寻得最佳之策。

　　电力行业身处最艰难的时期

　　2008年第一季度，在煤价大幅上涨、电价管制、财务成本上升三重因素的冲击下，重点火电公司的毛利率和净资产收益率均已触及历史最低点。同期，在最具行业代表性的五大发电集团中，仅有华能集团依靠非发电资产业务的弥补勉强取得了微利，而其他四大发电集团均出现了亏损。

　　第二季度，煤炭价格“淡季不淡”且屡创新高，因此，我们预计火电公司第二季度业绩依然悲观，将出现更大面积和更大程度亏损(与第一季度相比)。而且，在煤价高企，信贷紧缩的双重压力下，部分火电企业出现“煤电价差倒挂”的现象，其资金链面临严峻考验。如果煤价继续大幅上涨，部分火电企业有可能在夏季用电高峰时期出现“无钱买煤”的情况。可以说，电力行业正在经历最艰难的时期。

　　“市场煤，计划电”的定价机制是造成电力行业举步维艰的最主要原因。换言之，在电价管制下，电力企业以牺牲自身利益来对全社会进行补贴。

　　我们从定量的角度来分析短期煤电政策对电力行业的影响。首先从煤炭方面看，国内市场动力煤价格在近一年时间里“三级跳”。2008年6月份秦皇岛普通混煤、大同优混、山西优混的价格分别达到500元/吨、810元/吨和790元/吨，与去年同期相比，分别上升57%、65%和76%。2008年以来的价格涨幅约为40%。近日，市场煤煤价再次大幅飙升，优混价格已接近1000元/吨。

　　与市场煤相比，合同煤对大型电力企业的影响更大。在2008年初签订的合同煤协议中，全国平均合同煤价格约同比上涨15%～18%。但是，2008年市场煤价格在持续大幅上涨之后，与合同煤的价差不断扩大。煤炭企业销售市场煤的热情明显高于合同煤。这也造成了部分煤炭企业在合同煤的价格、兑现率、煤质等方面出现一定波动。实际操作中，全国平均合同煤(折合成标煤)单价的涨幅超过了年初合同确定的价格。

　　为缓解电力企业经营困难，保障电力供应，国家发改委于7月2日发布了关于提高各区域电网电价的通知，决定自2008年7月1日(抄见电量)起，将全国含税上网电价平均每千瓦时提高0.017元。

　　但是，根据我们的测算，此次电价上调显然不能完全抵销煤价上升产生的压力。根据煤价涨幅测算，2008年全年全国发电行业因煤价上涨而增加的燃料成本超过1200亿元。相应的，火电上网电价应提高0.05元才能抵销煤价上升产生的压力。显然，此次上网电价上调幅度尚不能达到这一效果。我们倾向于将此次调价视为持续上调电价的一个开端，未来政府将视社会承受能力(CPI指标)而逐步上调上网电价。

　　同时，我们看到，为防止煤、电价格轮番上涨，促进煤炭和电力行业协调、稳定、健康发展，发改委决定自即日起至2008年12月31日，对全国发电用煤实施临时价格干预措施：一、全国煤炭生产企业供发电用煤，包括重点合同电煤和非重点合同电煤，其出矿价(车板价)均以2008年6月19日实际结算价格为最高限价；当日没有交易的，以此前最近一次实际结算价格作为最高限价。临时价格干预期间，煤炭生产企业供发电用煤出矿价(车板价)一律不得超过最高限价。二、煤炭供需双方已签订合同的，要严格按照合同约定的数量、质量和价格履行电煤合同。禁止将重点合同煤转为市场煤销售。煤炭运输等流通企业要执行规定的收费标准，不得擅自提价或价外加价。

　　上调电价和限制煤价两项措施将帮助电力行业度过最艰难的时期。但是我们认为这两项措施是国家对行业的临时救助，还不足以推动电力行业景气持续、大幅上升。

　　在“调电价，限煤价”的措施下，电力行业2008年下半年的运营形势将比较平稳，而2009年煤电价格仍将艰难博弈。

　　艰难的“煤―电”价格博弈

　　煤价高位运行

　　煤炭是我国最重要的能源。随着重工业化进程的加快以及城镇化速度的提高，以煤炭为主的能源消费不断快速增长。2006年全国煤炭产量达到23.8亿吨，消费量23.7亿吨，较2002年消费量已净增加近10亿吨，年复合增长率14.7%。

　　目前，我国煤炭行业供求保持脆弱的平衡。煤炭行业固定资产投资经过几年的高速增长，近年开始集中释放。2007年、2008年、2009年我国将分别约有2亿、2.4亿、2.5亿吨产能释放，存量产能也将会有3.8%左右的增长，考虑到每年5000万吨的淘汰产能，未来3年产能将以10%左右的速度递增，产需基本平衡，供需紧张主要表现在局部区域和对优质煤的需求上。

　　我国煤炭储量分布极不均衡，90%的储量位于西北地区，其中新疆、内蒙古和山西三省储量占到75%，而东部发达地区煤炭资源占有量匮乏。煤炭生产地和消费地分布的不协调造成了煤炭从产地到销地不得不倚重于长途输送，同时由于水路运输距离长、成本低等优势，也确定了铁水联运是煤炭运输的主要形式。铁路运输瓶颈是制约煤炭供应的重要因素，而投资不足是形成铁路运输瓶颈的主要原因。尽管2006年铁道部基础建设投资达到了1304亿元，增幅高达75.5%，但是多年来铁路基建投资徘徊在500亿元左右，远落后于社会固定资产投资规模增速。我们认为铁路运输瓶颈在未来很长一段时间内将继续存在。

　　国内煤炭供求关系的紧张、行业集中度的提高对煤炭生产企业的议价能力给予了相当大的支撑，并使得成本转移能够得以实现。人工成本、采矿权成本、资源税、环境成本的上升对煤炭价格的上升均起到推动作用。而且，煤和油之间存在能源替代转换的关系，在原油价格大幅飙升的情景下，原煤在等热值转换后的价格与原油相比便宜许多。因此，原油价格对原煤价格起到了支撑的作用，而国外煤价的上涨又对国内煤价产生了潜在拉动。

　　对于2009年煤价的判断，我们主要考虑资源品长期价值和短期供求两方面因素。一方面，化石能源的稀缺性终将在其价格中得到反映。在全球进入高价能源时代的同时，我国煤炭的廉价时代也随之结束。煤炭的资源属性将支撑其价格。另一方面，在我国经济不出现大问题的前提下，并考虑到运输能力瓶颈，我们预测2009年煤炭供需将总体保持偏紧的平衡，煤炭价格将会在高位运行，但上涨幅度趋缓。

　　顾及通胀压力，电价将分步上调　　

　　在CPI高位运行的背景下，承担社会责任已成为决策层短时期内对待电力行业的原则性态度。由于电力是基础能源，向下延伸的产业链非常长且广泛，关系到全部产业部门和居民生活。一旦上调电价，相关下游行业可能通过提高商品销售价格来传导成本压力，而且居民直接生活成本也将上升，最终不排除短期内引发大范围商品价格上涨的可能。因此，在高通胀下，国家将或多或少的对“电-煤”进行管制。

　　但是从中长期看，电价管制必将放松。最主要的原因是电力作为二次能源商品，包含了一次能源的价值。提高资源类生产要素价格，还原资源价值是必然趋势。合理的价格水平不仅可以促使消费者节约资源，减少浪费，而且可以刺激经营者加强管理，改进技术，提高资源利用效率。

　　我们认为政府对电价的调整将充分考虑国内通胀形势，实施电价分步上调的可能性最大。我们预计2009年初将再次上调0.023元(全国平均上网电价升至0.3846元)。

　　电价上调将直接增加社会生产、生活成本。按照我们的假设测算，两次调整后电价共计增加0.04元，以2009年全社会用电3.98万亿千瓦时计算，全社会因电价上涨而增加的成本约为1600亿。决策层最终能够认同多大程度的成本增加和随之形成的通胀压力，将直接左右电价调整幅度。

　　电力供需将渐趋平衡

　　2008年1～4月全国发电机组利用率呈现企稳的态势：全国平均发电小时数为1560，同比下降1.7%；火电发电小时数为1711，同比下降2%；水电发电小时数为841，同比上升2.44%。从需求侧看，1～4月间全国用电量达到1.1万亿千瓦时，同比增长12.71%。其中，第二产业用电8316亿千瓦时，同比增长11.61%，增速回落；第三产业和居民用电则加速增长，分别同比上升14.24%和19.67%。从供给侧看，1～4月全国新投产机组1917万千瓦，比上年同期新增降低185万千瓦。其中水电367万千瓦，火电1447万千瓦，风电93万千瓦。火电比上年同期投产规模降低525万千瓦，下降明显。1～4月份，全国电源基本建设完成投资764.32亿元。

　　上述数据符合我们的预期。我们预计2008～2010年电力需求保持增长，但增速明显回落。用电结构将发生转变，以重工业为代表的第二产业用电增速将明显回落，而第三产业和居民用电将加速增长。1～4月我国第二产业、第三产业、居民用电的比重分别为75.6%、10%和12.1%，与美国各占1/3的结构相比，我国第三产业和居民用电的增长潜力非常大。而且在经济结构转变和居民生活水平提高加速的情景下，第三产业和居民用电的增长潜力将得以释放。中性预计，2008～2010年全社会用电需求的增速分别为1.8%、9.8%和9.1%，复合增长率为10.3%。提请注意的是，如果经济运行出现大幅波动，则第二产业用电需求将受到冲击，其增速将大幅放缓。

　　我们维持对电源供给侧的判断，即供给增速放缓。主要理由有四点，一是国家严格控制电源投资，严格规范项目审批和评优，新核准项目较少。二是2008年电力行业举步维艰，电力集团的投资热情稍减。三是在信贷紧缩的背景下，电力集团的资金链比较紧，拟建项目节奏放缓。四是“上大压小”淘汰落后产能，每年约淘汰1400万千瓦小机组。我们预计2008～2010年新投产装机规模分别为9500万千瓦、8700万千瓦和8500万千瓦。考虑到关停小机组，中性预计2008～2010年全国年净增装机容量分别为8100万千瓦、7300万千瓦和7100万千瓦，2008～2010年总装机容量的复合增长率为9.6%。

　　中性预计2008～2010年电力需求与供给基本保持平衡，发电小时数保持稳定。在各内生要素中，机组利用率的企稳起到稳定剂的作用。