电力投资：过剩还是不足？，本文主要内容关键词为：电力论文，此文献不代表本站观点，内容供学术参考，文章仅供参考阅读下载。
报告方：凯捷咨询公司
继2001年、2002年和2003／2004年三次电力行业调研后，凯捷咨询于2005年7月开始进行了第四次电力行业调研。与以往不同的是，本次调研集中于中国电力行业，调研的题目是：《在多重需求和放松管制条件下的中国电力行业投资》。
本次调研关注的是：中国电力行业未来几年的投资机会和风险，以及不同背景投资者可能采取的投资策略以应对挑战。本次调研有4个议题：
*中国电力投资如何满足经济强力增长带来的电力需求持续增高的要求？如何估计电力投资的周期性影响？
*综合考虑燃料价格、环保要求、决策周期和建设周期等因素，各类电源的适当组合比例如何？投资者对煤电、天然气发电、水电和核电等发展采取何种战略态度？
*在逐步开放的电力环境下，电力企业如何应对日益激烈的竞争？
*如何优化中国电力市场监管体系，提高改革的透明度，引导更多外资参与电力投资？
电力依然短缺
中国电力行业目前正处于供不应求的状态，即使未来两年内能够达到供需平衡的局面，但长期来看，中国电力仍然面临着短缺。
中国电力行业从2002年开始一直面临着电力短缺的局面，每年都出现一些省级电网高峰期拉闸限电的现象。缺电严重地区如浙江，甚至在部分时间段对一般企业采取每周供4天停3天的措施应对电力短缺的局面。短缺的持续严重影响经济发展。
本轮电力短缺的原因有四个方面：
第一，经济的高速增长拉动了电力消费的快速发展。从2000年开始，中国电力消费需求的增长超过了GDP增长的速度，电力弹性系数保持在1.2以上。中国高能耗行业的快速发展极大的促进了电力消费的增长。
图1 关于电力需求的各预测方案结果比较（单位：TWh）
资料来源：吴敬儒《电力工业发展规划问题》，凯捷分析
第二，周期性短缺，1997年电力出现过剩后，国家开始对电源建设项目进行调控。但中国的经济增长周期与电力建设周期表现出强的不匹配性：平均而言，一个电力项目建设周期约需四年，而经济增长的典型周期却在九年左右。当经济处于经济周期的上升期，需求旺盛时，电力投资也随之迅速增长；但是，等到项目建设完工投产时，经济形势往往已处于周期的下降区间。此时，已经形成的新增装机容量与逐渐下滑的电力需求量的巨大落差，往往造成电力“过剩”表象。
第三，政府规划前瞻性缺乏和项目投资审批的体制刚性加大了供需波动。在现在体制下，根据最新一轮周期波动行情而做出的电力规划和投资趋势判断往往是“滞后”的：例如，“十五”电力发展的规划曾预测：2001年到2005年电力消耗的年均增长率为6％，这是依据1995年到1999年经济波谷期间的增长率作出的。但是，在该计划实施的前三年，实际的年均增长率达到了预测数据的2倍以上。 在项目的审批制度下，规划的调整决策将导致两种倾向，电力过剩时停止审批（基于低增长率制订规划），而短缺时大量审批（基于高增长率调整规划）。最终，根据短期需求波动进行规划和项目审批调节反而成为周期性“过剩”与“短缺”的原因之一。
第四，中国的电力负荷中心与煤炭资源中心相互分离，煤炭运输瓶颈的存在使得燃料供应紧张，这影响了电力正常的生产和供应，加剧了电力短缺局面的出现。
长期短缺投资缺口巨大
中国2005年投入运营装机将肯定超过5亿，已成为仅次于美国的世界第二大装机容量的国家。行业内普遍认为，到2007年左右将会出现电力供需平衡的局面。但要指出的是，这种平衡仍是短暂的，长期来看，中国电力工业的任务是克服短缺，尤其是中国人均的电力装机和消费都还只有世界平均的一半。
根据中国政府的2002年实现GDP翻两番（相对2000年）的战略规划，采用行业常用的电力弹性系数法对未来电力需求进行预测，到2010年中国需要实现投入运营装机7.5～8.2亿千瓦，到2020年则应该达到11.5亿～13亿千瓦之间，也就是说未来每年需要平均投入运营4800万千瓦以上的装机。这相当于每年增加三分之二英国或两个瑞典全部的装机容量，任何投资者都不应该忽视这个长期存在的巨大市场。但从投资反应机制来看，未来15年内，由于市场信号的失真问题、计划审批的刚性问题，阶段性电力供应依然面临周期性的“短缺”。
如何解决现阶段面临的电力短缺？被访问人士的观点是，应该从供给侧和需求侧两方面着手：从供给侧来看，需加强电网建设、增加装机容量、打破区域间壁垒和调整电源结构，减少煤炭的运输瓶颈；从需求侧来看，需要采取各种有效措施加强需求侧管理，提高电力利用效率，实现峰谷电力平衡。
图2 电煤供应紧张和价格上涨是否使得“煤电联营”成为趋势？
之所以有很高比例的人选择加强电网建设，是因为多数被访者认为电网建设远落后于电源建设，电网已成为“瓶颈”，使得富电地区和贫电地区不能够互供互送。加大对于电网建设的投资，使得各区域电网之间、区域电网内部的各省之间能够实现电力的统一调配。
选择打破区域间壁垒的被访者认为，很多情况下区域间壁垒特别是省间壁垒严重影响了电力的互连互供，打破这种“地方保护主义”的壁垒对于中国电力行业的发展特别是区域市场的建设非常有必要。
尽管由于政府的宣传，使不少用户日益认识到需求侧管理的必要。但研究表明不少行业专家和业内人士认为中国电力行业并没有真正理解需求侧管理，需求侧管理还有着巨大的发展潜力，电价的改革是一个重要因素。
图3 贵公司是否有“煤电联营”的计划？
访谈中，行业内人士还指出，从长期来看，应该结合产业结构调整、限制高能耗产业在中国的不合理扩展来解决电力供需平衡问题。值得注意的是，少数选择了“其他”的人认为，要从根本上解决电力短缺，应该调整国民经济产业结构，改变目前的经济增长方式，走循环经济的道路，建立节约型社会。
行业整合趋势明显
国有企业仍是电力行业主力军，但资产分散，有行业整合需求。
目前国有企业仍然是发电领域的主力军，牢牢控制着发电行业。但同时要注意到，国有企业虽然是发电领域的主力军，资产却分散在5大央企、 地方国企和其他央企中，存在规模不经济和分散竞争状况，需要行业整合实现资源有效利用。
由于发电行业具有自然资源有限稀缺，并且提供产品同质等特点，因此电力行业比较适合有一定规模集中度的竞争市场。研究小组认为，目前的中国电力行业发电侧有整合重组的需求，以便于在发电领域形成有效配置资源的市场。
行业未来将会出现集中的趋势
由于行业内的这种投资、重组和整合，预计中国电力行业未来将会呈现逐渐集中的趋势。行业内人士普遍认为：未来“五大”发电集团市场份额将增加，因为“五大”发电集团由于具备在融资、项目审批、规模经济等方面的优势，未来市场份额会进一步增加，而外资新增总量没有大增长的话，市场份额会进一步减少。
“五大”集团积极扩张，利弊共存
目前电力企业特别是5大发电集团都在全国范围内积极扩张，争抢发电资源。国有发电企业特别是“五大”的这种规模扩张，积极作用方面会有利于解决短期的电荒问题，可以使电力供应能力达到满足需求的平衡点，并为未来“竞价上网”等电力体制改革创造有利条件，同时增加了这些企业的实力，能够获得市场领先的优势地位。
但同时国企的积极扩张也有不利的一面，由于发电资产规模的迅速扩张，发电侧主要企业的财务风险有所增加。这是因为发电企业急速扩张中建设资金不足主要通过借贷来解决，从而使得企业资产负债提高。目前主要发电集团的资产负债率普遍增高，部分企业超过了70％，财务风险加剧，“五大”集团资产负债率与国资委评价指标要求相比普遍略高，但与同类国外发电企业集团相比，仍处于可接受水平。
电力体制改革部分滞后
与2002年颁布的“国务院五号文”设定目标相比，中国电力体制改革的进程部分滞后。
管制放松在中国电力工业经历了以下阶段。
图4 中国电力体制改革历史沿革
第一阶段开始的标志是1985年，中国政府颁布了《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，结束了发电侧市场事实上的准入垄断，鼓励独立发电商的进入，建立上网电价制度（Multiple Pooled Purchase Price）。1995年开始进一步允许外商独立的电力生产商依据长期合同进入电力投资市场。这些措施，扭转了在上个世纪70和80年代全国性严重缺电的局面。
第二阶段改革要点包括：1997年成立国家电力公司，为1998年撤销电力工业部创造基础；随着行政管理职能移交到当时的国家经贸委，形成经贸委和计委等部门管电的局面；1999年4月，“厂网分开，竞价上网”开始在上海、浙江、山东、 辽宁、黑龙江、吉林六个省市先行试点。通过这些措施，为进一步市场化改革创造了体制条件。
第三阶段开始的标志是2002年3月，国务院颁布关于电力体制改革有关问题的5号文件。5号文件要求在2000年至2005 年间实现下列目标：重组和分离发电和电网企业；实现竞价上网，建立电力市场运行规则和行政监管体系，初步建立竞争、开放的区域电力市场，实行新的电价机制；开展发电企业向大用户直接供电的试点工作。五号文件发布三年多来，取得了一系列重要阶段性成果。通过重组国家电力公司的资产，组建了全国两大电网公司、五大发电集团公司和四大辅业集团公司，实行了产权关系上的厂网分开。
另一个重要成果是在2002年建立了国家电力监管委员会（SERC）负责监管规则的制定和执行，并在项目准入和价格制定方面与发改委配合。
电监会指导下，在东北、华东等区域开展了区域电力市场的试点运行和模拟运行；2005年5月1日进一步出台《电力监管条例》和上网电价、输配电价、销售电价《管理暂行办法》。电监会在逐步强化它的依法行政地位，并通过在各地的派出办事机构网络，提高监管的效率。
五成受访者指电改滞后
一方面，电力体制改革已经迈出了十分重要的坚实步伐，另一方面我们也看到，自2002年底厂网实现分离后，改革的推进速度呈现放缓的迹象：原计划2003年推出的区域发电市场到现在还处在试点阶段；电荒的出现使得竞价上网不具备条件、“主辅分开”的举步维艰使得输配分离、配售分离目标在短时间内难以实现。
从调查结果来看，51％的受访者认为电力改革进程滞后；也有不少被访专家认为过去的几年，由于电荒和厂网分离同时发生，对于电力运行的系统安全性和设备使用寿命形成了一定负面影响。
图5 你认为目前中国电力行业改革与目标相比进度如何？
有25％的受访者认为不好评价，他们认为和五号文件设定的目标相比，电力体制改革部分内容固然滞后，但中国电力体制改革也取得了不错的成果，特别是“厂网分开”和独立的电监会的设立，具有重要的战略意义。另有11％的受访者认为电力体制改革是超前的，其理由是中国电力体制改革计划本身就是超前的。另外13％的人认为电力体制改革是适中的，基本上按计划在走。
我们认为致使改革滞后的原因是多方面的：
首先，改革的推开遇到了一个不好的时机：2002年底厂网分开迈出了第一步后，紧接就出现了持续到现在的全国性电力供需紧张。严重短缺的条件下，推动“竞价上网”的必然结果是电价上升。
深层次和更加微妙的滞后原因在于放松管制对于不同政府主体利益的影响不同，即使在电力放松管制处于领先地位的欧洲，改革的进程也受到多方力量博弈的影响。中国也不例外：除了中央部委的权责调整引发不同理解外，尤其是不同的地方政府对于中央制定的改革目标执行力度难免会时常受到本地区利益的影响。比如地方政府更加担心电价和能源价格提高对于地方经济发展和稳定的影响。
因为存在多种政治上和技术上的滞后因素，电力体制改革的推进不仅要规划阶段性目标，更需要制定一个透明度高的、因果关系明确、根据情况可以调整的实施“改革路线图”。
业内人士对下一改革并不乐观
研究结果显示，改革滞后的事实本身确实对行业内人士的信心产生了影响。从问卷的统计看，行业内人士对于改革下一步目标的实现并不乐观。
对于“竞价上网”目标，有88％的人认为仍然需要3年以上才能够实现， 更有36％的人认为需要5～10年方能够实现。对于“输配分开”，只有7％的人认为能够在1～3年内能够实现；有62％的人认为需要5年以上的时间，甚至有21％的人认为需要10年以上的时间才能够实现输配分开。
监管当局需解决若干关键问题
调查结果显示，业内人士首先希望行业监管部门在三个领域采取措施推进电力体制改革，分别是：市场运行规则，理顺价格体系，明确推进改革的权利和责任。
关于市场规则建立，又可以分为三个角度，首先是如何推动电力工业价值链的进一步分离和重组。发电侧的参与者通常抱怨竞争的不公平性，因为在输配和销售环节排除了竞争。由于主辅分离迟迟未能、而且在短期内也难有实质性推动，造成电网企业的真实经营成本无法厘清。尽管这个问题复杂，但国外的经验是要从建立计算规则入手，减少交叉补贴的范围和程度（the so called ring fenced model），在一个过程中逐步调整规则，使得成本计算精确起来。只有这样，才能为输配分离和输配电价改革创造条件，也能使得电网投资的回报预测成为可能。
图6 你认为目前中国电力监管需要在哪些方面进行优化以适应改革需要？
市场规则的另一重要方面是如何推动电力市场运行环境的改革：比如在市场准入和上网定价方面行政因素的影响和各级政府在一定程度上的干预；信息技术等手段加强电力上网的“三公”调度，提高调度和交易等信息对于参与各方的透明度。
市场规则建立的第三方面的呼声来自国外公司和民营企业：如何形成各种主体公平竞争的环境。他们认为现有体制对于国有公司在获得项目贷款方面、公司运行的成本控制方面管理不严，造成事实上的不平等待遇。
关于电价体系理顺方面，在中国，作为电力市场化核心要素之一的电价长期以来是被扭曲的。中国目前的销售目录电价中，民用户电价低于工业电价和商业电价，而发达国家民用户电价都高于工业用户电价。从美国来看，民用户电价是工业用户电价的1.8倍。从价格趋势来看美国电价一直呈现上升的趋势，而在七八十年代的能源危机期间，电力价格更是大幅上升，从1975年到1985年，电力价格年均增长率达到25％。国际经验表明，在资源紧张的情况下，
电价上升是不可避免的。从中国目前情况来看，作为资源性产品的电的价格上浮也是不可避免的。因此，中国应该在资源性产品价格上浮过程中，逐步形成合理的销售电价体系，同时应该采用阶段式定价方式来保障低收入的居民，包括农村居民的最低生活电力需求不受到影响。
最后一个领域是关于采取何种措施保证行业改革推进的有效性？访谈者认为，必须引入更加有效的、按照里程碑管理来推进电力改革的领导手段，来解决各监管部门之间存在部分职责交叉、监管错位、中央和地方利益在监管和改革中冲突的问题。
电力行业长期投资潜力大
中国电力市场投资长期有很大潜力，短期却面临不少不确定性，被访谈的投资者态度分化。
从长远来看，中国电力行业仍然存在着巨大的投资机会，但是短期即将可能出现的电力平衡甚至过剩，也给行业投资带来了隐忧。投资者更多担心会不会再次出现1997年的电力过剩的局面。
被访者在回答对行业投资环境判断的问题时，分歧较大：有33％的受访者认为目前是投资的好机会，他们十分看好电力投资，认为目前收益高，风险低；有13％的人员则持相反的意见，认为目前电力行业投资过度，电力行业即将出现过剩，风险非常高。大部分的被访者（54％）则表示难以判断。而对于投资风险的判断也存在较大分歧：虽有41％的人认为风险高，但也有50％的人认为风险适中甚至低。
图7 你对目前中国电力行业投资环境持何种态度？
从经济性角度考虑，各类电厂项目的投资合适时机不尽相同，但火电风险可能最大。由于项目的固有周期性，现在投资新建的这一轮火电项目可能会恰好赶上2007年左右的电力相对过剩；如果电煤价格居高不下，会使燃煤发电厂的利润不断下降；而目前电力设备价格也被过热的电力投资建设带动拉高，建设成本比以前提高了一倍之多。
图8 你认为目前中国电力行业投资的风险程度如何？
需考虑更多非市场因素
问卷调研结果显示，市场供需的基本状况，即企业的赢利性和长期资本回报，仍是多数投资者决策首要考虑的判断因素；紧排其后的影响投资决策关键因素是行政干预和政策调整、高位价格燃料及不明确的电价改革走向等，这些对于投资收益都会有直接的影响。在这个样本群体中，环境立法和实施力度因素的对于投资决策的影响看来不是那么敏感。看来影响企业在中国电力项目投资决策的各个要素中，非市场因素影响的比例较大。
中国对外资需求发生变化
从引入外资角度看，中国市场的需求发生变化，由以资金需求为主转向推动国企深化改革和引进技术与管理等。具体分析目前中国对引入外资的要求主要有：
国有企业进一步深化改革，需要通过引入战略投资者和海外上市等方式实现产权多元化；
政府和国内企业更多期望外资能够带来先进的技术和管理；
行业发展规划部门希望外资投入能有利于中国电源结构的战略调整。此外在核电和新能源等领域，外商直接投资能有利于提高中国电力设备的国产化。
技术转移是核电投资的关键
中国核电发展目标一直在不断提升，2020年投运目标由2020年初的3200万千瓦、2004年初增加到3600万千瓦再到2004年底调整为4000万千瓦，并另有1800万千瓦的在建目标。按照4000万千瓦的装机容量计算，需要投资490亿美元， 如果加上1800万千瓦的在建目标的目标测算，总投资将超过750亿美元， 中国将成为世界核电发展的中心，中国的核电市场将成为国际核电设备商巨头的主要战场。
对于外资企业来说，核电设备制造技术转移是在这个市场上取胜的关键因素。访谈中，国内专家表示，尽管中国已基本掌握了第二代核电运营技术，但在独立设计和制造百万千瓦以上的核电站方面仍有欠缺。
风能发电提供了机遇但尚需谨慎
中国2005年颁布了《可再生能源法》，为以风能为代表的新能源赢来发展空间；根据国家发展规划，到2020年要投产4000万千瓦的装机，其中风能为2000万千瓦，而发改委最近将2000万瓶调整为3000万千瓦。按照每千瓦装机5000～6000元的装机设备要求，这意味着中国存在1500亿以上的风电设备市场，由于中外技术上的差距，短期内外资设备商将成为主导。
但作为风力发电的运营投资商也面临一些不利因素，如目前建设成本偏高，同时风力发电厂一般偏离负荷中心较远，相应的电网建设不足，存在输送难题，再加上受技术和季节等因素影响，风电难以实现稳定的远距离传输；而且目前中国尚没有风电上网和电价支持政策的具体执行措施，所以投资运营尚需十分谨慎。
（原报告约3万字，本报编辑中有删节）