消息：最近物价局长会议和全国电价研讨会都提出了下一步电价改革的目标，电价改革将向全面纵深方向发展，输配电价格的改革我们认为可能起到上推销售电价下压上网电价的作用。同时，10月份全国以及11月份已知部分地区电力需求的不景气也值得投资者关注。
点评：关于电价改革，国家发改委主办的《资源价格改革研讨会》提出“深化电价改革，实施新的输配电价管理办法，调整销售电价分类结构”的目标；其后，全国电价研讨会将以上目标细化为七个方面：1）继续推进电价的改革试点；2）分步实施输配电电价改革；3）拟订输配电价格成本监审方法；4）进一步开展大用户直接购电试点工作；5）推进销售电价分类改革；6）继续完善分时电价办法；以及7）研究制定可再生能源发电价格管理办法。
我们注意到，发改委没有提到进一步推行“煤电联动”机制，这同发改委价格制定部门先前的表态是一致的。关于发电方，本次7个目标主要是1）和7），继续推进（各个地区电网竞价上网）的电价改革试点以及研究制定可再生能源发电价格。明年华东开始对竞价电量进行结算，而且竞价上网将在南方和华中电网展开。竞价上网范围的扩大，伴随各地电力形势的缓解，可能给当地竞价发电商带来相对确切的负面影响。从华东电网的情况可以看出，竞价电价明显低于当地平均水平。
输配电价格理顺是下一个阶段的改革新目标，也是理顺销售电价机制的必要条件。电监会和发改委已经在今年年中下达了各地测算输配电价格的要求，并准备在华东电网以及广东电网首先实行输配电价格改革。《输配电价管理暂行方法》规定，输配电电价制定准则为“合理成本、合理盈利、依法计税、公平负担”；在改革初期，一般意义的输配电价按照电网平均销售电价扣除平均购电价格以及输配电损耗制定，其后逐步向成本加成管理方式过渡，长期目标是实行价格封顶或者收入封顶的CPI-X的激励型价格监管机制。目前制定研究中的成本加成的输配电价格是以电网公司运营的有效资产作为基础，给予适当回报水平，再加上合理成本以及税金构成。
我们认为输配电价格改革在2006年可能只是处在测算和试行阶段，输配电环节的改革进程可能慢于发电环节。主要原因如下：目前电网公司主辅分离紧张并不顺利，有效资产的界定是一个最大的问题，这就使得电网收益没有核定的基础；其次，输配电成本的测算更加复杂，国家电网公司的集中垄断使得其成本的测算和监督无法在短时间内达到透明公平的地步；最后，在目前的经营状态下，电网公司盈利非常微薄，2004年国家电网公司净利润率只有1.6％，资产回报率只有1.1％，终端电价中输配电价（或者价差）只占29％左右，如果提高输配电电价将对销售电价产生直接影响（部分学者2003年测算认为需要将输配电价差提高40元/兆瓦时并直接传递到销售端，电网公司才可能获得6％左右的回报率），这也使得政策制订者相对慎重。我们认为发改委选择华东（最初还包括南方）电网作为试点我们认为正是反映了以上的不确定性：华东电网同其他地区电网相比盈利能力最为突出，输配电电价占终端电价比例最高，该地区对于电价提高的承受能力也较强，而且华东地区已经推行发电端的竞价上网机制，而且电力供需形势逐步宽松，上网端可以抵消部分可能的部分输配电电价变化。
对于终端电价，主要是继续完善分时电价办法和推进销售电价分类改革。销售电价分类改革的目标是分为居民生活用电、农业生产用电、工商业及其它用电价格三类。我们认为，除了居民生活和农业电价，工业和第三产业销售电价的平均水平都可能提高，尤其是高耗能企业电价：一方面，这可能是进一步理上网电价和输配电价的结果，另一个方面，利用电价杠杆调整高耗能行业，达到降低GDP单位能耗的目的，也符合发改委提出的“十一五”规划目标。初期销售电价除了分类调整之外，价格调整将采取定期调整和联动调整两种方式；销售电价的最终改革目标是由客户自由选择供电商，但是这要在输电和配电分家的前提下进行；相对于行业格局来看，这个目标还只能说是中长期规划，在十一五期间完成的可能性较小。
另一个我们认为需要关注的问题是10月份的电量情况。10月份全国发电量年同比增长9％，其中火电仅仅增长8％。这是2002年下半年中国经济进入快车道以来首次单月发电量增速低于10％（扣除春节效应）。季节性因素无法解释这一现象，因为从1997-2004年以来的历史数据显示，多年平均10月份电量同比增速比9月份增速高0.3％。我们观察到的电量减速地域分布广泛，行业分布分散，也并非是高耗能减速一个原因可以解释。
1）宏观数据观察无法解释这一增速下降——当月重工业和轻工业增加值增速分别达到16.5％和15.4％，同1－9月份的16.9％和14.9％相比并无特殊之处，FAI当月增幅为26.9％，而1－9月份为27.7％；多家国内外研究机构也对明年的经济运行充满信心。
2）全国各个地区比较来看，电力增速下降快于全国（5个百分点）的有14个地区，广泛分布于东北、华北、华中、西南和华东地区；其中5个省区在2003年和2004年单位GDP能耗高于全国平均水平，另外9个地区属于相对低能耗地区。而且“十一五”单位GDP能耗降低20％的目标10月中上旬刚刚提出，对当月能耗立即产生影响的可能性不大。
3）从各个行业来看，主要工业品产量仍然保持较高的增速，但烧碱、电解铝、生铁和粗钢的产量增速比上月明显下降。
4）我们担心11月份这一趋势得到延续。有报道上海乃至华东地区开机普遍不足，这当然跟当地新增容量集中投产密不可分，但是需求侧可能也存在隐忧。上海地区11月份发电量年同比减少30％，这个速度比10月的24％又多了6个百分点。
5）2005年预计投产的6800万千瓦机组，超过3000万千瓦在第四季度，装机集中投产伴随需求减速使得IPP可能面临更大的利用率压力。根据我们的大致了解，几个全国性的独立发电商第四季度迄今为止的内生电量都不理想，出现下降的现象比较普遍，第四季度业绩表现难以乐观。
6）电量增长是判断经济增长速度和质量的重要参考。我们需要11月和12月的数字来判断究竟10月份的电量增长减速是一次性调整还是经济实体的自我收缩。
点评：关于电价改革，国家发改委主办的《资源价格改革研讨会》提出“深化电价改革，实施新的输配电价管理办法，调整销售电价分类结构”的目标；其后，全国电价研讨会将以上目标细化为七个方面：1）继续推进电价的改革试点；2）分步实施输配电电价改革；3）拟订输配电价格成本监审方法；4）进一步开展大用户直接购电试点工作；5）推进销售电价分类改革；6）继续完善分时电价办法；以及7）研究制定可再生能源发电价格管理办法。
我们注意到，发改委没有提到进一步推行“煤电联动”机制，这同发改委价格制定部门先前的表态是一致的。关于发电方，本次7个目标主要是1）和7），继续推进（各个地区电网竞价上网）的电价改革试点以及研究制定可再生能源发电价格。明年华东开始对竞价电量进行结算，而且竞价上网将在南方和华中电网展开。竞价上网范围的扩大，伴随各地电力形势的缓解，可能给当地竞价发电商带来相对确切的负面影响。从华东电网的情况可以看出，竞价电价明显低于当地平均水平。
输配电价格理顺是下一个阶段的改革新目标，也是理顺销售电价机制的必要条件。电监会和发改委已经在今年年中下达了各地测算输配电价格的要求，并准备在华东电网以及广东电网首先实行输配电价格改革。《输配电价管理暂行方法》规定，输配电电价制定准则为“合理成本、合理盈利、依法计税、公平负担”；在改革初期，一般意义的输配电价按照电网平均销售电价扣除平均购电价格以及输配电损耗制定，其后逐步向成本加成管理方式过渡，长期目标是实行价格封顶或者收入封顶的CPI-X的激励型价格监管机制。目前制定研究中的成本加成的输配电价格是以电网公司运营的有效资产作为基础，给予适当回报水平，再加上合理成本以及税金构成。
我们认为输配电价格改革在2006年可能只是处在测算和试行阶段，输配电环节的改革进程可能慢于发电环节。主要原因如下：目前电网公司主辅分离紧张并不顺利，有效资产的界定是一个最大的问题，这就使得电网收益没有核定的基础；其次，输配电成本的测算更加复杂，国家电网公司的集中垄断使得其成本的测算和监督无法在短时间内达到透明公平的地步；最后，在目前的经营状态下，电网公司盈利非常微薄，2004年国家电网公司净利润率只有1.6％，资产回报率只有1.1％，终端电价中输配电价（或者价差）只占29％左右，如果提高输配电电价将对销售电价产生直接影响（部分学者2003年测算认为需要将输配电价差提高40元/兆瓦时并直接传递到销售端，电网公司才可能获得6％左右的回报率），这也使得政策制订者相对慎重。我们认为发改委选择华东（最初还包括南方）电网作为试点我们认为正是反映了以上的不确定性：华东电网同其他地区电网相比盈利能力最为突出，输配电电价占终端电价比例最高，该地区对于电价提高的承受能力也较强，而且华东地区已经推行发电端的竞价上网机制，而且电力供需形势逐步宽松，上网端可以抵消部分可能的部分输配电电价变化。
对于终端电价，主要是继续完善分时电价办法和推进销售电价分类改革。销售电价分类改革的目标是分为居民生活用电、农业生产用电、工商业及其它用电价格三类。我们认为，除了居民生活和农业电价，工业和第三产业销售电价的平均水平都可能提高，尤其是高耗能企业电价：一方面，这可能是进一步理上网电价和输配电价的结果，另一个方面，利用电价杠杆调整高耗能行业，达到降低GDP单位能耗的目的，也符合发改委提出的“十一五”规划目标。初期销售电价除了分类调整之外，价格调整将采取定期调整和联动调整两种方式；销售电价的最终改革目标是由客户自由选择供电商，但是这要在输电和配电分家的前提下进行；相对于行业格局来看，这个目标还只能说是中长期规划，在十一五期间完成的可能性较小。
另一个我们认为需要关注的问题是10月份的电量情况。10月份全国发电量年同比增长9％，其中火电仅仅增长8％。这是2002年下半年中国经济进入快车道以来首次单月发电量增速低于10％（扣除春节效应）。季节性因素无法解释这一现象，因为从1997-2004年以来的历史数据显示，多年平均10月份电量同比增速比9月份增速高0.3％。我们观察到的电量减速地域分布广泛，行业分布分散，也并非是高耗能减速一个原因可以解释。
1）宏观数据观察无法解释这一增速下降——当月重工业和轻工业增加值增速分别达到16.5％和15.4％，同1－9月份的16.9％和14.9％相比并无特殊之处，FAI当月增幅为26.9％，而1－9月份为27.7％；多家国内外研究机构也对明年的经济运行充满信心。
2）全国各个地区比较来看，电力增速下降快于全国（5个百分点）的有14个地区，广泛分布于东北、华北、华中、西南和华东地区；其中5个省区在2003年和2004年单位GDP能耗高于全国平均水平，另外9个地区属于相对低能耗地区。而且“十一五”单位GDP能耗降低20％的目标10月中上旬刚刚提出，对当月能耗立即产生影响的可能性不大。
3）从各个行业来看，主要工业品产量仍然保持较高的增速，但烧碱、电解铝、生铁和粗钢的产量增速比上月明显下降。
4）我们担心11月份这一趋势得到延续。有报道上海乃至华东地区开机普遍不足，这当然跟当地新增容量集中投产密不可分，但是需求侧可能也存在隐忧。上海地区11月份发电量年同比减少30％，这个速度比10月的24％又多了6个百分点。
5）2005年预计投产的6800万千瓦机组，超过3000万千瓦在第四季度，装机集中投产伴随需求减速使得IPP可能面临更大的利用率压力。根据我们的大致了解，几个全国性的独立发电商第四季度迄今为止的内生电量都不理想，出现下降的现象比较普遍，第四季度业绩表现难以乐观。
6）电量增长是判断经济增长速度和质量的重要参考。我们需要11月和12月的数字来判断究竟10月份的电量增长减速是一次性调整还是经济实体的自我收缩。
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来源：中国易富网
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本文链接：电力行业2006年度最新动向
http:www.cps800.com/news/2005-12/2005121094752.html
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