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再如,风电由于弃风限电、CDM收益减少、补贴不到位、机组出质保期运维费增加等因素的影响,整体处于效益下滑状态,在限电严重的“三北”地区已出现亏损。
另外,大力发展清洁能源、分布式能源,进军节能环保、油气管网等战略新兴产业,实施“走出去”战略,电力行业总投资还在增加,现金流短缺的矛盾仍然存在。凡此种种,都属于电价上涨的潜在因素。
前面分析,电价有上涨的动因,但理性判断基本是结构性的、局部的,对电价总体水平的推动也是有限的、可控的。从目前主要影响电价因素——供求关系、燃料成本分析,结合市场化定价取向,电价下降倒是大概率事件。
▼电价水平将稳中有降
电力市场相对过剩,直接交易或竞价上网极有可能导致竞争加剧、电价下降。2015年社会用电量增幅仅为0.5%,创出“历史新低”,远低于最高年份2003年15.3%的增长水平,也低于“十五”、“十一五”、“十二五”(前3年)13%、11.1%、8.35%的年均增长水平,甚至还低于金融危机最严重的2008年5.5%的增长水平。
2016年前两个月用电量的增长也不理想,仅为2%。今后电力产能相对过剩,市场竞争加剧,将成为新常态。在此严峻的市场环境下,开展电能直接交易或竞价上网,很有可能导致发电企业之间的恶性竞争,不排除一些发电企业为了追求多发电量而压低上网电价。
近年来,开展的大用户直购电不仅削减了发电企业的基数电量,挤压了小火电的生存空间,也成为地方政府主导下的发电企业单边让利行为,直购电变成了“优惠电”。
据调研,某发电集团已经开展直购电的区域,直购电量约占各省总用电量的1-5%左右,直购电价格比标杆电价降低0.6-5.5分/千瓦时,平均约3分/千瓦时左右。
随着新电改方案“三放开”的落实,发电企业直接进入售电领域,市场交易电量的比重将会大幅度上升,电价波动将会更加频繁,供大于求的电力市场致使电价上涨动能不足,跌价符合市场规律。
煤电为主的电源结构,持续低迷的煤炭市场,决定了火电价格继续保持在下降通道。发电行业跟煤炭行业同属基础产业,又属于上下游关系,关联度极大。
目前,“60%以上的电力装机是煤电机组,超过50%的煤炭产量用来发电,75%的电量来自煤炭发电,近70%的发电成本是燃料成本”。因此,低迷稳定的煤价是火电盈利的“基石”,而火电电价又是保持电价总水平稳定的“压舱石”。
2012年以来,煤炭市场量价齐跌、“熊市”特征明显。按照国家煤电联动规定,当电煤价格波动幅度超过5%时,以年度为周期,相应调整上网电价。
2013年10月、2014年9月、2015年3月和2016年1月,火电上网电价曾四度下调,名义上是疏导环保电价矛盾、调整电价结构,实际上是煤电联动的“创新版”。
由于环境约束,新能源发展迅速,天然气供应增加,去煤化力度加大,再加煤炭需求下滑,电力耗煤下降,进口煤冲击,产能过剩态势延续,预计煤炭行业短期内很难扭转秃势。受此影响,火电价格不太可能上涨,除非煤炭市场反转。
核定独立的输配电价,加上政府的严格监管,将产生“油水”挤出效应,让社会分享改革红利。
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