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煤价上涨,国家采取电价宏观调控

发布时间:2011-11-15 09:00:00 浏览次数:4601

电力企业正面临着2008年以来最为严峻的运营压力,局部地区电荒苗头再现,部分省市或再次面临拉闸限电考验。在通胀压力有所缓解的背景下,电价近期在全国范围内上调的必要性、可能性正进一步加大。同时,明年1月1日开始实施的火电厂排放新标准,也增加了上调电价的紧迫性。

电力企业正面临发电亏钱的窘境。从电力企业三季报可以看出,前三季度电力板块利润额同比下滑逾26%。企业面临的资金压力巨大,有部分电厂负债率已经接近150%。
受煤价影响,火电企业亏损程度日益加深,机组缺煤停机、出力下降和非计划停运现象突出。甚至传统的电煤输出省山西、贵州等地火电也加入缺煤停机行列。许多火电企业,煤的成本从占运行成本的50%,上升到70%以上。

随着国内动力煤价格持续攀升,从今年春天开始的电力供需紧张局面将贯穿2011年全年。业内预计,电力调价并没有时间表,但政府可能加大对电厂的补贴力度。

中电联公布的数据还显示,中部、东北地区各省火电企业仍然大面积亏损。1~8月份,电力行业销售利润率为3.5%(其中火电业务销售利润率仅为1.5%),是各主要上下游行业中最低的,盈利能力不强、回报率偏低已经影响到电力行业保障供应和持续发展能力。

当前,各地为了保障省内电煤供应,确保省内发电企业正常运行,山西、陕西、河南、重庆、贵州等省区都制订了限制电煤出省及支持电力企业发电的一系列政策,使煤炭、电力交易市场化改革有倒退之虞。

据测算,1分/千瓦时的上网电价提升可以覆盖约25元/吨原煤价格上涨的成本压力。以平均水平测算,上网电价上调2分/千瓦时,电力企业盈利可恢复至2010年末的水平。

若此次调价预期落实,将对缓解短期电荒,提升电力企业业绩有一定积极作用。但根据以往经验,电价提升带来的利润空间很快又会被上涨的煤炭价格所吞噬。因此,基于行政手段的煤电联动只是缩小煤电矛盾的一个过渡办法,解决煤电顶牛的制度难题,还需要进一步深化电力体制改革,理顺上下游之间的症结,这将是一项长期而又艰巨的任务。