疫情对电力产业链的冲击

萨纳斯 时间:2020-03-13 16:32:00 浏览:42

当我们在谈论疫后经济形势的时候,一种思路是观察各种经济数据,以及这些数据背后的周期规律,通过与历史走势的相似性进行比较分析,并得出推论判断。另一种思路,是留意经济数据背后的供需行为,从供给与需求自身遵循的规律来判断未来。


从决定经济周期、甚至是周期背后供需变化的三大构成因素——政府、企业、家庭三个维度分析,很容易就可以判断,即便没有新冠疫情带来的外部冲击,2020年我国经济也将陷入苦战。在这一场波及到社会各个层面,甚至是全世界的疫情中,这场苦战势必演变为“血战”。


据国家经济机构数据及测算结果显示,在2020年1、2月,疫情对我国国内消费的总影响将达到1.38万亿元人民币,占比2019年总消费5.5个百分点;去年我国国内消费占GDP增长的贡献度已经超过60%,今年一季度经济的负增长,将会连带GDP下降3~4个百分点。


长久以来,电力行业与社会经济发展休戚相关。虽然此次疫情对于不同行业、不同地区的波及影响程度大有不同,但电力作为经济版图的重要构成也难以独善其身——始于正月的疫情防控措施及超长假期,打破了我国全社会用电量的常规走势,往年在正月出现的电力消费拐点并未如期到来,用电量持续低位徘徊,疫情对于二、三产业冲击导致全社会用电量的下降幅度甚是可观。


根据2016~2019年我国电力弹性系数加权平均估算,此次疫情将下拉全社会用电量330~1000亿千瓦时左右,影响2020年全社会用电增速0.46~1.39个百分点,联动传导GDP增速下滑1~3个百分点。仅从需求侧观察,在未来一段时期内全社会用电量增长势必承压,同时发电侧还将面临由于复工延期带来的工程项目进度延迟,产业链上游供应紧张,燃料物料成本上涨等一系列不确定因素。在经历了前两年2轮降电价和市场化交易的洗礼后,市场环境更为严峻,电力行业在今年的开局也更加艰难。


然而,历史这位忠诚的记录者也告诉我们,人类曾无数次与疫情交手,虽代价惨痛,但最终都以胜利告终。疫情带来最大的考验并不是病毒本身,而是如何在被打乱的社会秩序中形成新的社会凝聚力。


随着疫情走势轮廓的逐步清晰,这只发生概率极低但破坏性极强的“黑天鹅”终将离去。“十三五”收官,决胜小康,全面实现脱贫攻坚,所有的既定目标都伴随着社会机器的轰鸣声渐行渐近。


但与人类将长期和病毒作抗争一样,新冠疫情带来的负面冲击将长久考验我国经济的韧性与耐受力,也将交由中小企业接手经营空窗期后继续与经济下行压力的持续较量。


显然,电力在2020年的关键词已不单单是“支撑”与“保障”——如何在履行社会责任的同时维系好自身的发展,体现的不仅仅是转危为机的能力。对于电力企业而言,这场艰巨且持久的电力战“疫”才刚刚打响。


在用电量下滑的背后


是疫情对电力产业链的冲击


资本市场对于经济波动的嗅觉最为灵敏,反映也最为直观。


从疫情防控手段实施初始,三大指数大幅低开,沪深两市红盘个股仅百余只,其中能源板块各大股指全线飘绿,涨幅均超过-9%,新能源的涨跌值超过-138。在一月下旬就有不少声音呼吁,适当延长光伏电站并网申报期限,以及2020年竞价和平价项目的申报时间节点。


事实上,市场出现恐慌情绪未必全无道理。本次疫情除了对于以中小型企业为主的第三产业形成明显冲击外,更为严重的,是产业链波及效应产生的连带反应。


“目前我们最大的困难是供应链没有恢复。很多项目没有办法如期申报并网,企业的业绩将直接受到影响。”光伏企业从业者告诉记者,由于复产复工延迟、用工紧张、物流中断,光伏产业整体产能利用率已经出现明显下滑。人工、原辅料、折旧、运营等一系列成本的大幅上升,严重拖缓新能源平价上网进程。


“上游供应链吃紧,进而对下游市场产生的抑制作用,将会导致2020年我国光伏新增装机减少近5吉瓦。”眼下,我国在近几年大力扶植和培育的战略型产业,正在经受着国内外两个市场的严峻考验。


作为全球最大的光伏组件出口国,上游制造端的产能下滑已导致大量海外订单交付延迟,进而波及到印度及多个亚太国家的并网进程。印度工业商会则在近期表示,“进口零部件的短缺将成为‘印度制造’的机会,印度将借此打造一个强大而有竞争力的国内光伏制造业。”


尽管也有业内人士对于产业走势给出了较为乐观的分析,认为“疫情对于新能源产业链的影响仅局限于短期波动,随着国内新能源政策的逐步落地,海外订单的逐步回暖,新能源产业仍有望维持全年高景气状态。”但全国总体用电负荷下降引发弃电率陡增的情况引起了产业内所有人的警惕。


中国光伏行业协会副理事长王勃华透露,“由于国家大型工矿企业停产停工,1月,某技术领跑者项目的弃电比例高达50%,2月的情况还在加剧,甚至在前几天限电率达到100%。山东、山西、安徽、云南、青海等多个地区都陆续出现了高比例弃电的情况。”


显然,与产业链的小幅波动相比,电力行业还面临更大的威胁——用电负荷作为电力经济链条中最为重要的核心环节,每出现一次细小的波动,都挑动着产业链上所有企业的神经。


由于工厂停工或延迟复工,线下零售实体闭门谢客,发电、电网企业的主营收入必将出现大幅下滑。对于身处电力产业链下游,且中小型企业更为集中的售电领域,由于自身业务链条较短、业务类型更为集中,已经有部分市场主体挺不过与黑天鹅的周旋而黯然离场。


“本来大家都把希望寄托在今年,但是突发疫情中断了售电交易。没有电量就没有盈利,幸亏国家出台了偏差免考核制度,要不罚款都能罚破产。”售电领域专业人士告诉记者,“现在售电领域的行业分化和集中度越来越明显。有电网或发电背景的售电公司目前都能正常运转,更多是担心代理的外贸出口企业受到疫情影响减少用电量,只要做好偏差考核,还有后续继续开拓新客户能力,一般受影响不大。但是对于部分以社会资本为主,抗风险能力更为薄弱的中小型售电公司,一方面需要面对70%左右的电量下滑,另一方面还要面临着人工、房租等日常成本的大笔开销,现金流不保,撑不过疫情结束,有些售电公司已经选择退出了。”


在需求侧明显削弱的背景下,1月份,全国五大发电集团发电量同比下降5.85%,2月份单日发电量较去年同期最大下滑40%,日均煤耗创近四年新低。在工业重镇广东,部分电厂的发电量不足去年同期的一半;在经济活跃的长三角地区,浙江电网全停电厂基本没有实现复役;在能源基地集中的西北地区,也出现了98%的电厂实行单机运行的情况。预计在3月,复工进度及疫情管控对发电量的影响还会持续。


突发的新冠疫情打乱了社会正常的生产生活节奏,对经济增长形成了强大的短期冲击,对能源消费和电力产业的影响不容回避。“用电缩减,保供有余,开机不足,过剩加剧,业绩转差”,这一业内资深人士作出的20字判断,与年初“全社会用电量增速保持4%~5%”的预期形成明显反差。


从近期来看,对于全社会用电量贡献率近7成的第二产业而言,纺织、电力电子等劳动密集型企业受疫情影响,用电量已出现大幅滑坡,有色、钢铁等高载能行业受到物流中断等影响,呈现供需两端受挫局面,给本已进入下行通道的电力消费雪上加霜。


从远期观察,在零售、旅游、餐饮、住宿等业态更为集中的第三产业,尽管疫情结束后有望实现快速复苏,甚至某些领域还可能出现恢复后的“报复性反弹”,但由于产业链的传导和波动,疫情对于第三产业的影响也将进一步在第一、二产业显现,尤其是通过需求、消费逐步波及制造业,导致用电量增长逐步承压,电力消费增速将出现环比下降。


更为严峻的是,原本由于贸易摩擦及人力成本上升等因素已经在推进中的生产及供应基地外迁,可能由于此次疫情的暴发而加速,一旦跨国企业实施供应链分散的举措,不仅会影响到我国中长期对外出口贸易,还会大幅抑制加工制造业的用电负荷,甚至形成不可挽回的负荷损失,导致全社会用电量进一步承压下挫。


皮之不存毛将焉附。作为关系国计民生的基础性行业,电力“先行官”不仅要与疫情带来的负面冲击作抗争,还要肩负起更重的社会责任。在国家出台一系列金融、财税、复工、稳岗等救助政策后,电力企业及时跟进了多重举措帮扶中小企业共度难关。


客观来说,这些举措都将有利于扶植实体经济快速复苏、保障我国经济长期向好的趋势,但对电力企业而言,却意味着更加严峻的市场环境,和实实在在的付出。


近年来我国电力行业的政策对于电力企业而言可谓“利好不多利空多”,特别在电价政策上,政府、市场双管齐下——2019年,在实现2018年一般工业电价降10%的基础上再降10%,年均降低企业用电成本846亿元,两轮共降低各类用户用电成本超2000亿元;同时,通过电力市场化交易电量达到2.83万亿千瓦时,占比全社会用电量近40%,度电平均让利近0.04元/千瓦时,其中煤电的市场化率近60%,而全国火电平均利用小时数已从2011年5305小时下降至2019年的4293小时,整个电力行业,特别是火电板块出现大面积亏损。在日趋严苛的市场环境中,从发电侧到电网侧纷纷压减投资,其中电网投资在2019年下降了近10个百分点。


可以预见的是,经此一疫,我国发电领域去产能的进程将会提速,一批落后产能加速淘汰退出,马太效应进一步显现——具有成本优势的大容量机组和基地型煤电一体化项目将会杀出重围,传统粗放型发展模式的能源电力企业将会面临更大压力;同时在电网侧和新能源发电技术领域也会催生和涌现出一批综合能源、大数据、智能应用等以互联网信息技术为依托的新业态,“线上+线下”并举将替代传统生产经营运维模式,科技创新将为行业集聚新的动能。


但是不能忽视的是,目前我国仍处于三期叠加阶段,外部环境依然多变,内部经济下行压力持续存在。国家将继续坚持推行“三去一降一补”政策,并采取多种措施降低疫情对营商环境带来的影响,持续降低全社会,特别是中小企业用能成本。


大疫当前,降低自身盈利,甚至是以短期亏损来换得国家经济的正常运行是央企履行社会责任的应有之义。但对于具有公共事业和企业双重身份的电力企业而言,完成好国资委年度经营指标考核,并实现企业自身可持续发展同样也是客观需要。面对政策“硬约束”和“保负荷”的新常态,电力行业又是否能以“两全之策”,在促进电力消费增长和贡献社会责任的最大公约数中赢得更多回旋余地?


阶段性降电价后


需要立足市场与体制变革谋发展


“疫后经济必然会出现反弹,但是我们要把这个反弹做成强劲的反弹,让政策和市场同步发力,用10倍的努力推动经济发展,才能够实现和完成2020年经济社会发展目标。”清华大学国家金融研究院院长朱民在分析2020年经济发展形势时强调。


“10倍努力”,是被这位知名经济学家反复提及的字眼。


尽管降低用能成本不如金融、财税等宏观经济政策对于实体经济的刺激来得直接和明显,但作为宏观调控的重要手段,嵌入实体经济方方面面的电力价格,显然对于拉动疫后经济恢复,刺激电力消费有着举足轻重的作用。


作为助力复产复工的阶段性政策,此轮阶段性降电价、减免容量电费所涉及的金额和范围已经超过了此前在国务院常务会议上提到“降低制造业电价5%”的范畴。同时,预计今年两会上宣布持续降低实体经济用能成本已成为大概率事件。在继煤电、电网领域不同程度地通过市场安排和行政指令争相让利后,水电、核电等边际成本较低的电源或将接棒,成为未来降电价的主力军。


然而,受制于资源禀赋的制约,水电、核电的降价红利往往容易被远距离输送成本反噬,因而产生的促进作用也具有一定的区域分布特性。且更为重要的是,电力的使用价格仅仅是企业用能成本的部分支出,普惠性降电价的幅度并不能完全体现对实体经济帮扶的贡献度。


在庞杂的电价体系中,不同类型的用户缴纳的度电电费折算入单位用电成本会出现较大差异。正是由于电价结构、获得电力的成本均是影响用户用能成本的重要因素,因而在后续的降价大潮中,单纯依靠电力企业的力量则显得有些单薄。若要完成“10倍努力”的预期效果,仍需要政策、市场和企业的共同发力。


在导致工商业用电成本普遍较高的种种原因中,交叉补贴始终是绕不开,也是最难解的“疙瘩”。特别是在经济下行压力持续加大,倒挂的电价已无法及时向市场传导的当下。


长久以来,通过经济发达地区与欠发达地区间,电价承受能力强与弱的不同用户间发生的交叉补贴,我国实现了电力普遍服务等政府公共政策目标,但是却选择性地忽略了由于工商业与居民间交叉补贴引发的年均近千亿元的社会福利总损失。


事实上,早在2017年7月,国家发改委在关于我国价格市场化改革的新闻发布会上就曾提出,要“妥善解决交叉补贴问题”;同年11月,国家发改委发布的《关于全面深化价格机制改革的意见》也曾明确,“研究逐步缩小电力交叉补贴,完善居民电价政策。”


但是,在促进经济可持续发展和稳定社会民生的左右手互搏中往往难寻最优解。通过对交叉补贴与社会福利净损失对工业发展与居民生活影响的比较分析中发现,电力交叉补贴所得额占比居民工资总额的1.59%,短时间内通过大幅提高居民用电价格以降低工商业电价水平依然存在不小难度。


当下,我国正在从人均年收入1万美元向1.5万美元的中高收入水平迈进,第三产业和城乡居民用电量对全社会用电量增长的贡献率已超过50%,无论是社会经济发展的阶段决定,还是释放国内需求和消费升级的客观发展需要,都与十余年前交叉补贴实施的初衷和背景发生了明显改变。


降低企业用能成本的政策不能局限于简单的利益调整,降低企业的用能成本需要转换并聚焦有利于充分释放生产力和提高生产效率的共赢方案。随着电价体系逐步趋于完善,分时电价、分季节定价等需求侧管理手段,都可以与现行的居民阶梯电价相结合,在逐步将居民用电成本向合理化方向靠拢的同时,缓解交叉补贴对于工商业积年的沉重负担,进而形成在较少降低居民用户用电效用的前提下较大幅度降低全社会用电成本的预期效果。


对于全社会用电量占比近7成的第二产业而言,改变当前分时电价“一刀切”的现状,以区域特性和产业结构为基础,进一步细化分时电价的种类和价格区间,以更加适用于用户弹性生产,更为精细化的区别定价,一方面引导企业合理错峰减容,另一方面避免低效产能“搭便车”,进而提高电力设施利用效率,以降低不必要的发电和电网容量投资,延展降低电价的可行性操作空间。


在用能成本构成的另一端,“获得电力”的成本,近年来与“优化营商环境”一道,成为被社会广泛关注的热点。


当前,随着优化营商环境等诸多政策的落实实施,我国“获得电力”指数在电力接入的成本、响应时效和服务质量上都已大幅提升。但是面向于企业的降成本长效激励机制,以及用户侧专业的服务市场还未见雏形,售电领域和节能服务公司普遍还未能将降低用电成本的服务进一步延伸至企业内部。


根据相关调研结果显示,为了避免后续增容,目前全国绝大部分规模以上工业企业的新装用电负荷均超过实际用电需求,这不仅会拉高用户在基本电费上的支出,也会造成电网企业的投资浪费。与此同时,目前众多企业都面临着配电设备老化带来的安全风险和电能损失,即便是有专业团队进行管理,也涉及到企业人工成本的增加。


无论用电成本在企业经营成本的占比高低,企业都存在降低用能成本的天然诉求。单纯依赖于电网企业提供主动服务,始终存在着供用两端利益此消彼长的悖论,正因如此,通过市场服务于企业已成为社会的普遍共识。


即便在以配网为依托的商业模式创新背后,依然涉及到许多体制机制的掣肘,但随着售电侧、增量配电改革的艰难挺进,企业节能及综合能源服务管理的新蓝海已经吸引着众多社会资本前赴后继。当资本就位后,则等待体制发力来彻底撬动用户侧服务市场的放开——通过允许专业的配售电公司通过代管、租赁、收购或混合所有制改造等方式,激发企业降低用能成本的外部市场活力,吸引社会资本投资,进一步减轻政府、企业的资金投入。


同时,针对于解决企业实际用电需求的优化分析、配电设备运维,以及红线外的外接线路工程,不仅可以大幅降低企业获得电力的成本,同时也可以与人工智能等技术手段结合,通过市场化运作进一步实现规模效应,提升服务效率的同时增强企业获得感。


非常时期,往往意味着非同寻常的机遇。疫情或许将改变社会治理的传统方式,改变企业生产运营的思维模式,抗击疫情也为电力体制改革营造了一次再提速的良好契机。


在疫情面前,各方的利益诉求都将重新归位于国家经济发展这个根本出发点上来,电力体制改革曾经遭遇的种种阻力,在此时或将划转为奔涌前行的动力。在体制机制创新的助推下,中央、地方、企业、用户都将在全面深化改革的政治决心中获得更为持久的推动力。


截至目前,全国已有多个省区市新增确诊病例0增长,为打赢疫情阻击战再添砝码。可以说在这一场没有硝烟的战争中,没有任何一个人的缺位,共同铸成了全民打赢抗疫总体战的信心。无论疫情面前,或是疫后经济恢复,电力行业都已经并持续贡献自己的“10倍努力”,为完成国家各项经济发展指标赋能聚力。



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