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控价情节使能源价改牵引力严重疲软

2013-11-29 08:48来源:首席财务官关键词:能源价格改革电价电网收藏点赞

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煤炭价格下跌的真实原因

煤炭的市场化改革走得比较彻底,煤炭价格已经完全放开,由煤炭生产企业根据市场需求实行市定价。煤炭价格由2008年的顶峰跌到目前的谷底,是由于市场定价出了什么问题么?可以说,煤炭企业经历了十年的繁荣,获利十分可观。由于大型煤炭企业借电煤紧缺之机联手抬价,使煤炭价格扶摇直上,凡是煤老板都赚得钵满盆溢。由此诱发了三股使煤炭“利空”的力量涌现:一是刺激了煤炭企业和社会资本向煤炭行业大量投资,年产千万吨的大型煤矿每年都有上马,由此积累了巨大产能;二是电力企业感觉“两头受压”,必须寻求突破,于是电企斥巨资找煤,五大电力前几年掀起了投资煤矿的热潮,加大煤炭的自给率,有的企业,煤炭自给率已超过了30%以上,这在煤炭供给总量上又增加一块不小的产能;三是国外煤炭企业看到中国煤炭市场的火热需求和较高差价,纷纷向中国沿海电厂出口燃料煤,价格比国内同类煤种低10-15%,直接挤占了一部分煤炭市场份额,使带有标志性的秦皇岛下水煤价格不断被打低。

煤炭价格走低对宏观经济和节能降耗弊大于利,煤企控制产能与电企建立长期协议价格关系,努力使煤价企稳。有人建议降低火电企业的电价,这会减少发电企业的利润,但不利于煤炭价格的合理回升。估计两三年的时间,随着煤炭产能过剩不断被消化,煤价仍会回到合理的区间。在此期间,无须去打压进口煤炭,适度地使用国外化石资源对中国长期能源战略是很有意义的。

清洁能源量价失衡

清洁能源是指风力发电、太阳能发电、地热及潮汐发电、垃圾发电、沼气发电,后来天然气发电也包括进来。清洁能源对环境的巨大贡献成为近五年来能源投资领域的新秀,中国在H股上市的同类公司已超过10家。由于中国电网是参与电价分配的主体,对于清洁能源的较高电价,全由电网承担在目前状况下是不可能的,于是这些能源类的价格,均实行的是“两部制+限量”的形成机制,价与量失衡较为普遍,目前的清洁能源电力价格市场化改革步子刚刚迈开。国家对于资源循环类发电项目,采取的是“上网标杆电价+可再生能源电费附加”,先由发改委核定一个理论电价,再确定上网标杆电价(火电的平均上网价),其差额由电费附加予以补偿。电费附加属于市场化分摊机制,对风电、太阳能发电是正向激励,但由于提取测算相对保守,而风电、太阳能发电发展的较为迅猛,原比例提取的电费附加远远满足不了已形成的产能,造成对发电企业的巨额电费拖欠。

据了解,一个装机150万千瓦的风电运营公司,被拖欠的电费附加高达11亿元人民币,运营现金流严重不足,几乎陷入了财务危机。电网因安全原因,弃风问题成为风电的“公害”,曾经世界第一的中国风电,就这么三两折腾,就陷入了崩溃的边缘。

为解决首都大气污染问题,北京决定五环以内“去煤化”,以燃气热电联产替代现有的火力发电机组,以大幅降低PM2.5指数。随之而来的问题是天然气发电厂的盈利模式问题——以天然气为燃料发电供热要比用燃煤矿昂贵许多,是较为奢侈的一种清洁行为,电价和热价的取值问题就十分纠结,按照正常的行业投资回报核定电价,天然气发电成本要比常规火电高出50%以上,电网不可能接纳这么高的上网电价,国家可再生能源电费附加又用不到这样的项目上去,最终须由政府进行电价补贴。政府每年从财政支出中拿出这笔钱,形式上补贴了发电企业,实质上可视为一种政府购买行为,即购买清洁环境和民生工程。由于天然气发电供热是少部分城市的行为,尚未在全国范围内形成行业价格确定机制,投资人对政府补贴是否可持续关注度较高,担心也比较多。加之政府补贴的电量额度也控制在年发电量4000-4500小时之内,天然气发电也同样存在着量价失衡的问题,价格机制仍徘徊在市场与政府之间。能源专家指出,“公众应为呼吸新鲜空气买单”,清洁能源价格最终应须完全市场化。

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