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电力供求趋稳回升 行业效益明显改善
2014-01-26 01:00

  电力供需趋稳回升

  电力消费持续回升。2013年三季度以来,在钢铁、有色等高耗能行业的增长带动下,电力消费增幅持续回升。1~8月份,全社会用电量3.5万亿千瓦时,同比增长6.8%,增幅较上年同期提高1.7个百分点。其中,第一产业用电量692亿千瓦时,同比下降0.5%;第二产业用电量25654亿千瓦时,增长6.3%;第三产业用电量4161亿千瓦时,增长10.7%;城乡居民生活用电量4496亿千瓦时,增长7.5%。分部门看,工业用电增幅较上年同期增加3.1个百分点;是电力消费增长的主要拉动力量。此外,基数影响也不容忽视。值得注意的是,今年以来居民生活用电出现显著下滑,但入夏以来,受气温较历年同期平均偏高影响,三产和居民生活用电均有显著提升,其中8月份居民生活用电增速达到21.4%,为几年来单月最高。

  发电量稳定增长,水电增速放缓。2013年1~8月,全国规模以上电厂发电量34320亿千瓦时,比2012年同期增长6.4%,增幅较2012年同期上升2.6个百分点。其中,水力发电量增速有所下滑,1~8月共实现水力发电量5061亿千瓦时,同比增长5.7%,增速较上年同期下滑14.9个百分点;同期火电实现发电量27769亿千瓦时,同比增长5.9%,增速较去年同期加快5.2个百分点。

  火电稳定,水力发电设备利用率下滑。发电设备利用率取决于自然条件、电力装机总容量规模和电力供需平衡状况。2013年1—8月,全国月均降水量与历年平均水平持平,但显著低于2012年的水平。同时,7、8月份我国降水空间分布不均较为明显,东北、华北地区降水偏多,而西南长江、澜沧江等重点流域降水较往年偏少。同时,2013年以来煤价持续下跌,火电盈利空间不断扩大,火电企业多发电意愿明显增强,在水电增长动力不强的条件下,火电成为保障新增电力需求的主要力量。2013年1~8月全国发电设备累计平均利用小时为3016小时,同比下降49小时。其中,水电设备平均利用小时为2265小时,同比减少115小时;火电设备平均利用小时为3323小时,比上年同期下降6小时(基数影响所致)。

  水电装机持续高速增长,火电投资减少趋势减缓。受2012年之前行业低盈利水平影响持续,电力行业整体投资低迷,2013年1—8月全国电力、热力的生产和供应业实现固定资产投资8726亿元,同比增长12.2%;电源投资完成额2076亿元,较2012年同期增加89亿元。其中值得注意的是,由于近一年多来盈利能力增强,火电投资近年来连续下滑趋势有所减缓,1~8月份火电基本建设投资完成额524亿元,同比下降20亿元。水电投资达到828亿元,同比增加100亿元,仍然是投资最活跃的发电部门。核电基本建设投资完成额达到347亿元,较2012年同期下滑90亿元。1~8月份我国新增发电设备容量达到4710万千瓦,同比增加1242万千瓦。其中火电新增2092万千瓦,同比略降25万千瓦;水电新增1605万千瓦,同比增加809万千瓦;核电新增221万千瓦;风电新增545万千瓦。

  全年电力行业运行预测

  电力消费保持平稳增长,全年总体呈前低后高态势。在全年GDP增长7.7%的基本预期下,预计四季度电力需求为13602亿千瓦时,同比增长7.0%;全年电力总需求量53171亿千瓦时,同比增长7.2%。全年增长呈现前低后高的趋势。从用电结构来看,工业用电将维持稳定增长势头,预计四季度用电量为9937亿千瓦时,同比增长4.8%,增速环比出现回落;第三产业用电1580亿千瓦时,同比增长12.4%;生活用电量1651亿千瓦时,增长14.7%。预计全年工业用电38295亿千瓦时,同比增长为6.2%,增速比去年增加2.1个百分点;第三产业和生活用电累计分别为6346亿和6813亿千瓦时,分别同比增长11.5%、9.5%。

  火电出力将有较大提升,水电保持稳定。预计四季度规模以上企业发电量为13171亿千瓦时,同比增速为7.6%,增幅较上季度下滑4.9个百分点。考虑基数影响叠加经济回升势头,预计全年发电量增速峰值出现于三季度,全年规模以上企业发电量为51503亿千瓦时,同比增速为6.9%。预计四季度规模以上企业实现火力发电量10785亿千瓦时,同比增长11.5%,环比下降8.8个百分点。全年火力发电量41616亿千瓦时,同比增长11.0%,较去年同比大幅增加11.6个百分点。2013年以来,我国月均降水量与历史平均水平相当,远低于2012年水平,但装机的快速增加仍将成为水电稳定增长的重要保障。预计四季度水力实现发电量1770亿千瓦时,同比下降2.3%,比去年同期下滑28.3个百分点;预计全年实现发电量7518亿千瓦时,实现同比增长0.4%。核电新增装机221万千瓦,增速为近四年来最高,在发电利用小时数稳定的前提下,预计四季度核发电量为282亿千瓦时,同比增长10.7%;预计全年实现发电量1043亿千瓦时,同比增长11.4%。

  总体发电设备利用小时数略有下降。预计2013年四季度,总体发电设备利用小时数为1110小时,同比下降23个小时;其中,火力发电设备利用小时数为1249小时,同比下降9个小时;水力发电设备利用小时数为730小时,同比下降37小时。从全年来看,预计2013年总体发电设备利用小时数为4508小时,其中火电4976小时,水电3341小时。影响利用小时数的主要因素包括:水电装机持续快速增长,同时近期降水空间分布不均严重影响了水电运行效率,在需求中速增长的背景下,使得水电机组利用小时数下降;目前水电歧视性定价的局面有望改变,这可能成为水电机组整体效率提升的重要动力;尽管下调火电电价将一定程度上压缩火电企业盈利空间,但火电利润水平仍远高于前几年的水平,其净利润甚至有望较2012年翻番,发电企业的多发电意愿将保证2013年火电机组运行效率出现明显回升。

  火电新增装机有望结束下滑。盈利预期是投资的关键因素。近年来,在国家政策和煤价持续上涨的局面下,火电盈利空间大幅缩减,水电取代火电成为投资最活跃的部门,火电新增装机呈现逐年下滑的趋势。但2012年以来,火电盈利空间恢复,投资增速加快。而火电建设工期较短,新增投资可以较快形成发电能力。同时,由于近年来水电投资持续快速增长,预计新增水电产能将在未来一段时间进入集中快速释放期,水电装机有望持续快速增长。预计2013年电力总装机容量将达到12.35亿千瓦,其中新增装机容量9583万千瓦;火电装机容量8.67亿千瓦,其中新增装机容量5293万千瓦;水电装机容量2.81亿千瓦,其中新增装机 2545容量万千瓦。

  从电力供应的角度来看,由于自来水分布不均和煤价持续下跌等因素,火电和水电出现了一定程度的倒挂。其中经过几年的产能集中释放,煤炭主产区产能过剩较为严重,造成煤炭价格持续下滑,至9月中旬,秦皇岛5500大卡动力煤出港价已经下跌至520元/吨,较年初大幅下跌100元/吨。由于煤价持续下行,即便在电价9月份可能下调的预期下,预计全年平均单位发电利润仍将达到约5分/千瓦时,远远高于2012年2.2分/千瓦时的水平,接近水电的利润水平。盈利能力的大幅增强促进了火电企业投资和生产的积极性,而机组效率的逐年提高也进一步增强了火电的利润优势。过去六年中,火电电源基本投资完成额以及新增装机呈持续下滑态势,提高火电企业的积极性,对保证我国的电力供应安全有着重要意义。

  最后,随着高耗电工业企业的广泛转移,东部地区的电力需求增长放缓,其中上海、浙江等省市的居民生活用电所占比重快速提高,造成华东电网季节波动特征明显。而西部地区受制于国内需求相对低迷,其用电增速和电网负荷率在上半年也呈现较低迷的形势。随着工业企业的回暖和结构升级的不断深化,预计西高东低的态势仍将持续,东部用电相对紧张的情况将有所缓解。

  对策与建议

  首先,应继续细化完善电力上网价格形成制度。一方面需要扩大探索步伐,例如,在条件允许的部分省区进行“同质同价”试点,对少数三级电力交易市场进行细分,切实减少申报审批环节,以地区性产业集群等为对象开展集中直购电试点,尝试寻找电价市场化的适宜路径;另一方面,以灵活交易为基础,针对不同地区不同发电形式,以更加灵活的制度核定上网电价,例如尝试在三级交易市场分片分形式划定上网电价细分及调整细则,以取代当前标杆电价“一刀切”的做法。

  其次,针对目前电网集成输电、配电、调度、交易四大功能的局面,需要积极推进电力体制改革。调整当前输配电价形成制度,加快电网输配电成本核算;逐步将电力交易机构中立化,可考虑由政府或公用事业单位承接电力交易机构,积极尝试电力交易市场和调度机构分离,对电力交易市场由地方或全国电力主管部门进行监督;将电网建设规划、标准制定等权力上收,避免出现政策性职能完全由企业承担的局面;深入研究电力建设规划,对电网企业的大型项目建设要严格监督,避免重复投资和超前投资。

  最后,在安全高效发展核电的背景下,新的核电定价方法对企业控制成本能力提出了更高要求。当前核电建设企业普遍的财务状况不佳,在实际电站施工建设过程中也出现了较多突发技术问题,尤其对于三代堆新建项目,工期被动延长的情况较多。建议加大对核电发展规划和技术研发的关注支持力度,保护各方面发展核电的积极性。

作者:国务院发展研究中心产业经济研究部 杨建龙 来源:《中国经济时报》2014年01月24日 
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