启动煤电联动为可再生能源发展增量成本买单
2013-05-08 09:54:35 来源:中国能源报、新华网
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电力18讯:目前,我国的可再生能源发展进入了一个关键的阶段。在标杆电价体系的有效支持下,风电取得了长足的发展与进步,太阳能发展也开始提速。但是,风电、光伏相比火电的增量成本(风电大约0.25元/千瓦时,光伏0.7元/千瓦时左右),是通过建立可再生能源基金,以全网分摊,并在销售电价中征收电力附加进行补贴的方式来支持的。随着可再生能源装机与发电量迅速增加,以及基金未能实现足额征收,基金账户已经呈现“入不敷出”的局面。
2012年,我国电力总售电量超过4.9万亿千瓦时,可再生能源附加水平为8厘/千瓦时,考虑居民用电的征收水平要低一些,可以征收基金350亿元左右,则可支持风电发电量在1400亿度左右。而2012年全年,风电发电量就已经超过1000亿度。基金的未来缺口预期会越来越大,征收可再生能源电价附加的需求也会随着增大。德国目前的可再生能源发电份额已经占到总发电量的四分之一,但是与此同时,其可再生能源附加在终端电价中的比例也占到了四分之一。长远来看,可再生能源发展带来的能源安全、环境质量提高的收益将证明这一支出是值得的,但短期客观存在的增量成本,需要找到“财源”。
“煤电联动”下的电价下调空间数倍于附加水平
我国的电价基本还遵循“测算成本,政府定价”的模式,煤电联动政策是在煤炭价格高涨时期出台的,但这不意味着煤价下跌就不适用于此政策。从2011年下半年煤炭价格的高点(动力煤大约800-900元)到当前的价格水平(大约550-650元),煤价下跌幅度达到30%。假设燃料成本之外的其他成本保持不变,而燃料成本占总成本的80%,参照过去“重点合同煤”的价格(其之前没有市场煤那么高,自然也不会有降幅)与数量(大约占所有电厂用煤的50%)做一个保守估计,电价下调空间也在4分钱/千瓦时左右。
我国的煤炭市场从2002年开始一路上涨(当时的动力煤价格约为200元左右/吨),经历了10年的“牛市”,其累计涨幅在250%左右。但必须注意的是,燃料成本只是电厂诸多成本的一项,其他的成本构成并没有如此比例的涨幅,甚至有些成本是下降的,特别是电力设备的制造成本。
在设备国产化以及“厂网分开”的背景下,火电厂单位千瓦投资造价从高峰时期的8000元/千瓦,下降到4000元/千瓦的水平。因此,从电力成本构成来看,燃料成本在整个电价体系中的比例,从最初的50%左右,上升到近期的80%以上,甚至高达90%。因此,即使煤炭涨价的成本(250%)全额传导,经测算其对应的电价涨幅水平也应该小于100%。如果再考虑到计划内的合同煤炭的涨幅还要更小,电价的涨幅水平应该就更低了。
而从2002年到现在,整体的电价涨幅是多少呢?由于目录电价体系极其庞杂,这一总体水平很难准确衡量,据笔者的测算,大约在60%-90%之间。发电水平、电企投资扩张、区域性电价不平衡等都造成了电价的变动。抛开这些因素的贡献,公开透明的数据是准确衡量电价涨幅的前提,但这一点却在目前难以实现。总之,所谓的总体上的“电价欠账”空间,并没有想象的那样巨大。电价仍旧具有下调的空间。
我国电价水平已经不低
从国际比较来看,我国的电价绝对水平(基于汇率转换)已经不低,不含税的工商业电价已经比肩欧洲,超过美国。如果再考虑到我国较低的居民收入水平,在人均用电水平仍然很低的情况下,居民的电力支出负担以及由于电价上涨引起的其他支出的增长已经比较沉重。从这一角度,终端电价上涨的代价也是巨大的。
尤其需要关注的是我国的电价水平与投入之间的不匹配。第一,我国的电力生产是以便宜的煤电占主导的,而欧美的天然气发电以及其他高成本的发电机组显然更多;第二,欧美的电力市场,基本采用的是基于边际成本的报价,而一般的研究往往认为,这一报价会高于传统的基于平均成本测算的电价水平(我国目前理论上是这种方式);第三,从国际上看,国产机组单位投资比欧美便宜30%以上,而我国电力行业相应的劳动力成本、水成本等也低于发达国家,环境标准与实际执行更是宽松;第四,我国的电网建设年代上比发达国家要新,其投资历史上也多是财政直接支出。
可以说,中国的电价水平,“大大的低于欧美”才是正常的。在这一背景下,“测量”(measure)电价水平的“比肩”结果之后,如何解释(explain)这一结果,的确很令人深思。
基于此,着眼于解决“可再生能源基金”账户的不平衡问题,建议启动煤电联动。根据煤电联动规则实施联动,下调火电标杆上网电价2.5-3分钱以及相应的输电费用,但终端电价维持不变,补充可再生能源补贴账户1000亿左右。按照可再生能源发电每千瓦时补贴0.25元计算(按照目前的风电标杆电价与火电标杆电价进行测算),可以补贴4000亿度风电,相当于累计补贴大致2亿千瓦装机容量,基本满足未来2-4年的可再生能源基金账户。
“煤电联动”或成煤企脱困良策
近日,我国产煤大省山西的动力煤价出现普遍下跌,且跌幅明显。
今年1-2月份,虽然产地煤的价格也处于低位,但是仍旧总体保持稳定。在3月中下旬经历一轮下跌之后,产地煤价出现趋稳态势,但这种“良好状态”并没有维持多长时间。随着港口地区动力煤价格的持续下行,尤其是高卡煤价的连续下跌,煤价的“跌跌不休”从港口“传染”到坑口,不仅仅是山西,近期产地煤价普遍出现了下跌迹象。
煤企被迫降价保市场
在面对进口煤对我国煤炭市场的冲击尚未找到解决之道的同时,国内煤企又不得不同时面对下游用煤企业的“围剿”。
阳泉煤业销售总公司的一位负责人称,由于钢企已经开始与电企强强联合,煤企与用煤企业的谈判现在可谓是异常艰难。据他介绍,在与鞍钢集团的谈判中,阳泉煤业在价格方面遭遇了前所未有的挑战。3月中旬时,阳泉煤业曾答应给鞍钢降价50元/吨,但是从4月1日起,鞍钢的采购部门直接要求阳泉煤业降价100元/吨,而这基本相当于售价10%左右,而且鞍钢不再给谈判的机会,如果不准予合适价格,就拒绝接车。“另与其他几大钢厂的谈判,遭遇的也是同样强硬的态度,每次降价50元/吨根本无济于事,”该负责人说。
阳泉煤业的处境并不是个案。国内煤炭巨头神华集团的控股公司――神华宁煤的一位负责人也证实,宁煤的无烟煤在3月中旬曾根据市场行情拟降价50元/吨,但是客户却要求降价80-100元/吨,价格在很长一段时间内一直无法达成一致。
在进口煤持续增加,钢厂、电厂话语权不断提升的“夹击”之下,“腹背受敌”的煤炭企业不得不进一步压低煤炭价格,以期实施“薄利多销”的战略,保住市场份额。
山东能源集团日前对外称,自3月中旬以来,华东地区各大煤企相继下调煤炭价格,迫使集团也不得不随之降价。在短短的一个月时间之内,精煤价格下调了100元/吨至150元/吨,动力煤价格下调了30元/吨至50元/吨。
龙煤集团也表示,进入4月份以来,该集团的精煤价格已下调100元/吨至150元/吨,而这个降价的趋势并没有触底,现在主要客户鞍钢集团又通知要降价。
卖煤的困难只是煤企深陷困境的一个缩影。
接受记者采访时,内蒙古矿区的一位工作人员表示,目前内蒙古地区煤矿全面限产,与实际产能相比开工率不足5成。目前部分报道称开工率还有80%,其实这只是与设计产能相比,实际情况比官方报道的要糟得多。因为内蒙古地方财政主要收入是靠煤炭税负,所以最近一段时间,在蒙西部分地区,靠地方财政拨款的公务员工资已经拖欠。“政府已经开始向企业借钱发工资,”这位工作人员说,现在有些还开着的煤矿,部分是在靠偷漏税生存着。因为如果不交增值税,可以省下不少成本。
短期内需求难以复苏
虽然煤企试图降价保量,以保量来保增长,但是这种努力并没有起到多大成效。在持续走低的电煤价格打压之下,以中国神华为首的电煤上市公司股价已重挫长达3个月。
进口煤在短期内对国内煤炭市场造成了一定程度的冲击,但是进口煤毕竟不到国内煤炭产量的十分之一,影响终究有限。业内专家分析认为,煤企要摆脱当前的困境,限制进口煤并非主要途径。决定煤炭价格高低的关键因素还是国内煤炭的供求关系。
然而,在当前的经济形势下,从国家规划层面看,煤炭产业自身并没有高速增长的太大空间。从能源消费层面看,煤炭需求每年2亿吨增幅难以持续,加之随着新能源的高速发展,煤炭产业也受到越来越多的挤压,恢复到“黄金十年”的增长水平也不现实。所以,要让煤炭市场需求在短期内恢复到原有的增长水平至少在短期内是难以实现的。
相关数据显示,今年3月份宏观经济数据比前2个月有明显回落,3月份全社会用电量增长1.9%,增速比前2个月回落3.6个百分点。3月当月火力发电量同比下降。4月上旬,全国重点发电企业日均耗煤量环比下降6.4%。
而随着取暖期结束,煤炭消耗大量减少,雨季的到来也让南方水电站进入了发电高峰期。据了解,今年又将有2100万千瓦水电机组投产。火电市场受挤,煤炭需求也将萎缩。
“价格战”之外的选择
面对严峻形势,国内煤炭企业无法再“淡定”。据了解,在由中国煤炭工业协会组织的一季度煤炭经济运行分析座谈会上,国内某大型煤炭企业公开“讨伐”了另一家企业,前者指责后者一再通过低价抢夺其重要市场,迫使他们为保住市场而不得不跟着屡次降价。该大型煤企的发言人称:“电力行业向来很团结,煤炭也要有行规。降价降不出市场来。再降价,我们是先死,恐怕70%的企业也都要亏损。”这种公开的“讨伐”显示出部分煤企已经对同行的盲目降价到了无法容忍的地步。
有的煤企已经开始采取措施应对不断下跌的价格对他们的冲击。据知情人士透露,近日,河南省多家煤炭企业向政府提出“煤电互保”方案,要求政府出手提倡省内电力企业优先使用省内煤炭。但是此消息一出,立刻招来了一片批评。向政府申请“煤电互保”的煤企被指寻求地方保护,是对开放的市场经济的倒行逆施。
相比地方保护主义色彩浓厚的“煤电互保”,业内专家称,“煤电联动”应是此时帮助煤企脱困的有效途径。金银岛煤炭分析师戴兵在接受本报记者采访时表示,煤企现在肯定更愿意实施“煤电联动”。目前国内电力企业由于煤炭市场的长时间低迷,企业利润有明显改观。但是目前动力煤价格已经完全跌破了去年重点合同价格。今年虽然取消了重点合同,但是实施了中长协,电力企业的接受价格在目前很低的价格上还要求煤企继续给予优惠。煤企利润下降过度,煤价已经逼近成本线。所以此时实施煤电联动应该是最好的时机。这将明显改变目前煤炭市场低迷的态势。“加强对成本的控制也是比较有效的措施。”戴兵认为,面对当前形势,兖矿等企业下调员工工资也是较为积极的应对态度。
2012年,我国电力总售电量超过4.9万亿千瓦时,可再生能源附加水平为8厘/千瓦时,考虑居民用电的征收水平要低一些,可以征收基金350亿元左右,则可支持风电发电量在1400亿度左右。而2012年全年,风电发电量就已经超过1000亿度。基金的未来缺口预期会越来越大,征收可再生能源电价附加的需求也会随着增大。德国目前的可再生能源发电份额已经占到总发电量的四分之一,但是与此同时,其可再生能源附加在终端电价中的比例也占到了四分之一。长远来看,可再生能源发展带来的能源安全、环境质量提高的收益将证明这一支出是值得的,但短期客观存在的增量成本,需要找到“财源”。
“煤电联动”下的电价下调空间数倍于附加水平
我国的电价基本还遵循“测算成本,政府定价”的模式,煤电联动政策是在煤炭价格高涨时期出台的,但这不意味着煤价下跌就不适用于此政策。从2011年下半年煤炭价格的高点(动力煤大约800-900元)到当前的价格水平(大约550-650元),煤价下跌幅度达到30%。假设燃料成本之外的其他成本保持不变,而燃料成本占总成本的80%,参照过去“重点合同煤”的价格(其之前没有市场煤那么高,自然也不会有降幅)与数量(大约占所有电厂用煤的50%)做一个保守估计,电价下调空间也在4分钱/千瓦时左右。
我国的煤炭市场从2002年开始一路上涨(当时的动力煤价格约为200元左右/吨),经历了10年的“牛市”,其累计涨幅在250%左右。但必须注意的是,燃料成本只是电厂诸多成本的一项,其他的成本构成并没有如此比例的涨幅,甚至有些成本是下降的,特别是电力设备的制造成本。
在设备国产化以及“厂网分开”的背景下,火电厂单位千瓦投资造价从高峰时期的8000元/千瓦,下降到4000元/千瓦的水平。因此,从电力成本构成来看,燃料成本在整个电价体系中的比例,从最初的50%左右,上升到近期的80%以上,甚至高达90%。因此,即使煤炭涨价的成本(250%)全额传导,经测算其对应的电价涨幅水平也应该小于100%。如果再考虑到计划内的合同煤炭的涨幅还要更小,电价的涨幅水平应该就更低了。
而从2002年到现在,整体的电价涨幅是多少呢?由于目录电价体系极其庞杂,这一总体水平很难准确衡量,据笔者的测算,大约在60%-90%之间。发电水平、电企投资扩张、区域性电价不平衡等都造成了电价的变动。抛开这些因素的贡献,公开透明的数据是准确衡量电价涨幅的前提,但这一点却在目前难以实现。总之,所谓的总体上的“电价欠账”空间,并没有想象的那样巨大。电价仍旧具有下调的空间。
我国电价水平已经不低
从国际比较来看,我国的电价绝对水平(基于汇率转换)已经不低,不含税的工商业电价已经比肩欧洲,超过美国。如果再考虑到我国较低的居民收入水平,在人均用电水平仍然很低的情况下,居民的电力支出负担以及由于电价上涨引起的其他支出的增长已经比较沉重。从这一角度,终端电价上涨的代价也是巨大的。
尤其需要关注的是我国的电价水平与投入之间的不匹配。第一,我国的电力生产是以便宜的煤电占主导的,而欧美的天然气发电以及其他高成本的发电机组显然更多;第二,欧美的电力市场,基本采用的是基于边际成本的报价,而一般的研究往往认为,这一报价会高于传统的基于平均成本测算的电价水平(我国目前理论上是这种方式);第三,从国际上看,国产机组单位投资比欧美便宜30%以上,而我国电力行业相应的劳动力成本、水成本等也低于发达国家,环境标准与实际执行更是宽松;第四,我国的电网建设年代上比发达国家要新,其投资历史上也多是财政直接支出。
可以说,中国的电价水平,“大大的低于欧美”才是正常的。在这一背景下,“测量”(measure)电价水平的“比肩”结果之后,如何解释(explain)这一结果,的确很令人深思。
基于此,着眼于解决“可再生能源基金”账户的不平衡问题,建议启动煤电联动。根据煤电联动规则实施联动,下调火电标杆上网电价2.5-3分钱以及相应的输电费用,但终端电价维持不变,补充可再生能源补贴账户1000亿左右。按照可再生能源发电每千瓦时补贴0.25元计算(按照目前的风电标杆电价与火电标杆电价进行测算),可以补贴4000亿度风电,相当于累计补贴大致2亿千瓦装机容量,基本满足未来2-4年的可再生能源基金账户。
“煤电联动”或成煤企脱困良策
近日,我国产煤大省山西的动力煤价出现普遍下跌,且跌幅明显。
今年1-2月份,虽然产地煤的价格也处于低位,但是仍旧总体保持稳定。在3月中下旬经历一轮下跌之后,产地煤价出现趋稳态势,但这种“良好状态”并没有维持多长时间。随着港口地区动力煤价格的持续下行,尤其是高卡煤价的连续下跌,煤价的“跌跌不休”从港口“传染”到坑口,不仅仅是山西,近期产地煤价普遍出现了下跌迹象。
煤企被迫降价保市场
在面对进口煤对我国煤炭市场的冲击尚未找到解决之道的同时,国内煤企又不得不同时面对下游用煤企业的“围剿”。
阳泉煤业销售总公司的一位负责人称,由于钢企已经开始与电企强强联合,煤企与用煤企业的谈判现在可谓是异常艰难。据他介绍,在与鞍钢集团的谈判中,阳泉煤业在价格方面遭遇了前所未有的挑战。3月中旬时,阳泉煤业曾答应给鞍钢降价50元/吨,但是从4月1日起,鞍钢的采购部门直接要求阳泉煤业降价100元/吨,而这基本相当于售价10%左右,而且鞍钢不再给谈判的机会,如果不准予合适价格,就拒绝接车。“另与其他几大钢厂的谈判,遭遇的也是同样强硬的态度,每次降价50元/吨根本无济于事,”该负责人说。
阳泉煤业的处境并不是个案。国内煤炭巨头神华集团的控股公司――神华宁煤的一位负责人也证实,宁煤的无烟煤在3月中旬曾根据市场行情拟降价50元/吨,但是客户却要求降价80-100元/吨,价格在很长一段时间内一直无法达成一致。
在进口煤持续增加,钢厂、电厂话语权不断提升的“夹击”之下,“腹背受敌”的煤炭企业不得不进一步压低煤炭价格,以期实施“薄利多销”的战略,保住市场份额。
山东能源集团日前对外称,自3月中旬以来,华东地区各大煤企相继下调煤炭价格,迫使集团也不得不随之降价。在短短的一个月时间之内,精煤价格下调了100元/吨至150元/吨,动力煤价格下调了30元/吨至50元/吨。
龙煤集团也表示,进入4月份以来,该集团的精煤价格已下调100元/吨至150元/吨,而这个降价的趋势并没有触底,现在主要客户鞍钢集团又通知要降价。
卖煤的困难只是煤企深陷困境的一个缩影。
接受记者采访时,内蒙古矿区的一位工作人员表示,目前内蒙古地区煤矿全面限产,与实际产能相比开工率不足5成。目前部分报道称开工率还有80%,其实这只是与设计产能相比,实际情况比官方报道的要糟得多。因为内蒙古地方财政主要收入是靠煤炭税负,所以最近一段时间,在蒙西部分地区,靠地方财政拨款的公务员工资已经拖欠。“政府已经开始向企业借钱发工资,”这位工作人员说,现在有些还开着的煤矿,部分是在靠偷漏税生存着。因为如果不交增值税,可以省下不少成本。
短期内需求难以复苏
虽然煤企试图降价保量,以保量来保增长,但是这种努力并没有起到多大成效。在持续走低的电煤价格打压之下,以中国神华为首的电煤上市公司股价已重挫长达3个月。
进口煤在短期内对国内煤炭市场造成了一定程度的冲击,但是进口煤毕竟不到国内煤炭产量的十分之一,影响终究有限。业内专家分析认为,煤企要摆脱当前的困境,限制进口煤并非主要途径。决定煤炭价格高低的关键因素还是国内煤炭的供求关系。
然而,在当前的经济形势下,从国家规划层面看,煤炭产业自身并没有高速增长的太大空间。从能源消费层面看,煤炭需求每年2亿吨增幅难以持续,加之随着新能源的高速发展,煤炭产业也受到越来越多的挤压,恢复到“黄金十年”的增长水平也不现实。所以,要让煤炭市场需求在短期内恢复到原有的增长水平至少在短期内是难以实现的。
相关数据显示,今年3月份宏观经济数据比前2个月有明显回落,3月份全社会用电量增长1.9%,增速比前2个月回落3.6个百分点。3月当月火力发电量同比下降。4月上旬,全国重点发电企业日均耗煤量环比下降6.4%。
而随着取暖期结束,煤炭消耗大量减少,雨季的到来也让南方水电站进入了发电高峰期。据了解,今年又将有2100万千瓦水电机组投产。火电市场受挤,煤炭需求也将萎缩。
“价格战”之外的选择
面对严峻形势,国内煤炭企业无法再“淡定”。据了解,在由中国煤炭工业协会组织的一季度煤炭经济运行分析座谈会上,国内某大型煤炭企业公开“讨伐”了另一家企业,前者指责后者一再通过低价抢夺其重要市场,迫使他们为保住市场而不得不跟着屡次降价。该大型煤企的发言人称:“电力行业向来很团结,煤炭也要有行规。降价降不出市场来。再降价,我们是先死,恐怕70%的企业也都要亏损。”这种公开的“讨伐”显示出部分煤企已经对同行的盲目降价到了无法容忍的地步。
有的煤企已经开始采取措施应对不断下跌的价格对他们的冲击。据知情人士透露,近日,河南省多家煤炭企业向政府提出“煤电互保”方案,要求政府出手提倡省内电力企业优先使用省内煤炭。但是此消息一出,立刻招来了一片批评。向政府申请“煤电互保”的煤企被指寻求地方保护,是对开放的市场经济的倒行逆施。
相比地方保护主义色彩浓厚的“煤电互保”,业内专家称,“煤电联动”应是此时帮助煤企脱困的有效途径。金银岛煤炭分析师戴兵在接受本报记者采访时表示,煤企现在肯定更愿意实施“煤电联动”。目前国内电力企业由于煤炭市场的长时间低迷,企业利润有明显改观。但是目前动力煤价格已经完全跌破了去年重点合同价格。今年虽然取消了重点合同,但是实施了中长协,电力企业的接受价格在目前很低的价格上还要求煤企继续给予优惠。煤企利润下降过度,煤价已经逼近成本线。所以此时实施煤电联动应该是最好的时机。这将明显改变目前煤炭市场低迷的态势。“加强对成本的控制也是比较有效的措施。”戴兵认为,面对当前形势,兖矿等企业下调员工工资也是较为积极的应对态度。
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