电力企业现状与发展趋势.ppt

* （二）利用率继续回落 虽然供给增速下降能够在一定程度上抵消需求放缓的影响，但是2009 年全国平均机组利用率仍有下行空间。中性预计，2008-2010 年全国平均机组利用率变化幅度分别为-2.76%、-1.18%和-0.26%；火电机组利用率变化幅度分别为-3.11%、-1.04%和-0.10%。 中国电力企业现状 * （一）国内中转地煤价下降，坑口煤价坚挺 需求放缓对国内外煤炭价格的影响越来越明显。国际煤炭价格大幅回落：国际煤价和海运价格的大幅回落使得我国南部沿海电厂使用进口煤替代国内煤成为可能。这也对南部沿海地区的国内煤炭价格形成压力。 中国电力企业现状 * 国内中转地煤价也开始回落 国内中转地煤价变化反映了需求放缓的影响，而坑口价格的坚挺与煤炭主产区减产并增加电厂和中转地的煤炭库存继续增加，并达到或接近历史最高水平，但是煤矿库存距离历史最高水平仍存在不小的空间。煤炭企业有能力在短期内继续提高库存，控制销量。 中国电力企业现状 * 煤炭供需紧张关系缓解，价格回落不可避免 虽然国内坑口煤价坚挺 煤炭供需紧张关系缓解将最终促使煤价下跌。 中国电力企业现状 * （三）煤价区域差别依旧明显 我国煤炭储量分布极不均衡，90%的储量位于西北地区，其中新疆、内蒙和山西三省储量占到75%，而东部发达地区煤炭资源占有量匮乏。煤炭生产地和消费地分布的不协调造成了煤炭从产地到销地需倚重于长途输送，而“铁路-水路联运”是运输的主要形式。 运输瓶颈在2010 年前仍将存在。 中国电力企业现状 * 煤炭储量分布不均和铁路运输瓶颈造成了煤价区域差别明显。甘肃、宁夏、新疆、黑龙江因煤炭外运困难，区域煤价相对较低，且波动较小；煤炭大省内蒙古也受制于运力；山西是煤炭外运的主要区域，也是反映我国煤炭有效供需关系的焦点地区。如果山西地方煤炭企业对产量进行控制，则有可能明显影响煤炭的有效供给。 从煤价变化的区域顺序看，南部（广东）沿海地区的煤价最先下降，之后逐步向北方传导。 华东区煤价随后下跌，最后是煤炭产区的坑口价格松动。 中国电力企业现状 * 四、电价：视煤价走势和社会承受能力分步调整 （一）电价改革呼声渐高 1、资源价改势在必行 我国电价由政府确定，原则上实施“成本加成”的定价方式，并且有“煤电联动”等调整 政策。但“煤电联动”并没有顺利执行，“市场煤、计划电”的困局仍然存在。 中国电力企业现状 * “煤价-电价”的传导机制不畅不仅造成发电全行业亏损，而且由于电价没有真实反映出煤价高企，电力下游行业并没有感受或全部感受到煤炭资源的稀缺性。 廉价资源的虚假信号刺激了高耗能产业的过快增长，并造成了我国经济增长在相当大程度上是依赖资源高投入实现的。资源需求的急剧增长和资源禀赋约束造成了能源短缺，并成为制约我国经济可持续发展的瓶颈。 中国电力企业现状 * 因此，转变经济发展方式是十分迫切的任务。资源价格提升不仅可以促使其节约资源，减少浪费，而且可以刺激经营者加强管理，改进技术，提高资源利用效率。因此，推动电价改革，还原资源品真实价值势在必行。 中国电力企业现状 * 2、电价改革方向日渐明晰 我国政府较早前已经意识到电价定价机制改革的重要性，原则上将电价划分为上网电价、输电价格、配电电价和终端销售电价；上网电价由市场竞争形成；输电、配电价格由政府制定；售电电价原则上也是由市场定价形成。 中国电力企业现状 * 价改首先进行的是上网电价环节的竞价上网试点。竞价上网的本质是发电企业通过市场竞争以较低的上网电价获得发电量。东北、华东、南方电力市场陆续进行了竞价上网的试点和模拟。东北市场采取的是两部制电价，即上网电价中包括容量电价和电量电价两部分。 容量电价由政府制定，以区域电力市场或电力调度交易中心范围内参与竞争的各类发电机组平均投资成本为基础制定；电量电价由市场竞争形成。容量电价逐步过渡到由市场竞争确定。华东和南方市场只是部分电量（约占总电量的10%）参与竞价上网，采取的是单一电价制改革目标。 中国电力企业现状 * 第一阶段：输配电价改革，在保证电网合理回报水平的原则下由政府确定输配电价。 第二阶段：上网电价改革，参考东北竞价上网试点的规范，采取两部制电价，容量电价逐步过渡到由市场竞争确定，并不断完善。 第三阶段：销售电价改革，形成多家供电公司竞争的销售市场格局，由市场决定销售电价。 中国电力企业现状 * （二）短期视煤价走势和社会承受能力分步调整电价 1、电价传导煤价 电价改革是一个复杂的系统工程，需要较长时间实施，短期内仍然需要政府对电价进行干预。 政府对电价的调整可以遵循资源价改的要义，让电价反映煤炭的供需关系，简言之是让电价传导煤价。 中国电力企业现状 * 2、社会承受能力影响电价调整 上网电价需显著上调才能如实反映目前的煤价。但是，电力是基础能源，向下