电力工业投资估算
1、“十二五”电力工业投资分析
按照规划基准方案，“十二五”期间，全国电力工业投资规模达到5.3万亿元，其中电源投资2.75万亿元、占全部投资的52%，电网投资2.55万亿元、占48%。
电源投资结构得到优化。绿色发电投资为1.82万亿元，占电源总投资的66%，较“十一五”上升15个百分点；煤电投资8900亿元，占33%左右，下降16个百分点。
电源投资向西部倾斜。西北地区投资占全国电源投资的比重从“十一五”期间的8%上升到19%，增加11个百分点；东北地区投资比重上升5个百分点；西藏地区投资比重提升0.5个百分点；南方比重基本维持不变。华东地区投资规模低于“十一五”，投资比重下降8个百分点。华北和华中地区投资比重分别下降3和4个百分点。
电网投资向主网架和配电网倾斜。1000千伏和750千伏工程投资3100亿元左右，占12.4%； 110千伏及以下配电网投资9400亿元左右，占37.6%。
2、“十三五”电力工业投资分析
按照规划基准方案，在“十三五”期间，全国电力工业投资规模预计达到5.8万亿元，其中电源投资2.95万亿元、占全部投资的51%，电网投资2.85万亿元、占49%。电源投资结构进一步优化，绿色发电投资2万亿元，占全部电源投资的67%，比“十二五”时期上升1个百分点。
【解读】
“十一五”期间全国电力投资预计完成3.1万亿元，其中电源1.7万亿元，电网1.4万亿元，电源电网投资比例为54:46。
“十二五”期间，非化石能源发电的发展速度将极大加快，新能源发电技术大量进入电力工业，单位造价水平普遍较高（特别是核电、风电），带动了总体电源投资规模的继续增长。根据本规划研究的装机方案测算，“十二五”期间，全国电源投资约为2.75万亿元，其中水电5300亿元，占总投资的19%；抽蓄1000亿元，占3.6%；煤电8900亿元，占32%；燃气330亿元，占1.2%；核电4600亿元，占16.7%；风电等新能源发电7300亿元，占26.5%。与“十一五”相比，风电的投资比重上升到第二位、仅次于煤电，核电投资规模加大接近水电。
“十二五”期间电源投资分地区看，华北地区投资5165亿元，占总投资的18.8%；华东地区3564亿元，占12.9%；华中地区5000亿元，占18.2%；东北地区3685亿元，占13.4%；西北地区5162亿元，占18.8%；南方地区 4745亿元，占17.3%。除华东外，各地区电源建设投资总规模都有所加大，但程度有所不同。电源投资越来越多地向西部地区倾斜，最为明显的是经济发达的东中部地区投资份额下降，尤其是华东地区，其份额下降了8个百分点，其下降的份额由西北地区的大幅上升填补。西北地区的投资水平从“十一五”时期占总投资额的约8%上升到“十二五”时期的18.8%。
为保证电源与电网更加协调发展，促进大型能源基地集约化开发和清洁能源的高效利用，“十二五”期间将继续加大电网投入，电网总投资约2.55万亿，包括两大电网公司和其他独立的地方小电网（陕西、山西、新疆等地）。按电压等级划分，1000千伏交流工程投资约2773亿元，750千伏投资352亿元，500/330千伏投资3566亿元， 220千伏工程投资6728亿元，110千伏及以下工程投资9050亿元，常规直流、背靠背及西电东送主网架工程投资2988亿元。
“十二五”期间，电网年度投资规模将保持在5000亿元左右，主要用于已有电网的改造以及中高电压等级线路与联网工程投资，其中750千伏以上网架投资将达到总投资规模的25%，反应了我国电网不断扩大联网范围，地区间电力交换日益频繁，有利于在更大的范围内优化资源的配置与使用。
“十二五”期间，电网投资规模略快于电源投资规模的增长速度，电源电网投资比例为52:48，将进一步促进电网和电源的协调发展。“十三五”电力工业投资比“十二五”略有增长，电源电网投资更加协调，电源投资结构进一步优化。
上网电价水平分析
为实现绿色和谐发展，可再生能源发电比重将有较大提高，这些能源发电成本较高，将推动电源平均上网电价的升高。同时，各类电源自身成本也将发生较大变化，我国煤炭价格水平将逐步升高，煤电环保标准提高，水电开发成本、移民费用不断增加，将加大煤电、水电生产成本，推高煤电、水电的上网电价水平；核电站建设成本仍然维持较高水平，核燃料价格也会提升，远期随着技术取得突破，核电造价水平可能会有较大降低；燃气电站上网电价随着天然气价格提高，有持续增长的趋势。总体判断，未来较长时期内平均上网电价水平将呈上升趋势。
按照煤电联动机制，目前全国煤电上网电价欠账33.8元/千千瓦时（考虑发电企业承担30%煤价上涨因素），折合平均上网电价欠账约28.84元/千千瓦时。按照电源规划基准方案，在弥补“十一五”期间煤电联动欠账（“十二五”期间平均分摊）、煤炭价格年均上涨5%和发电企业净资产收益率8%的条件下，计算表明，2015年平均上网电价应为475.3元/千千瓦时，比2010年上涨90.0元/千千瓦时，增加23.4%、年均增长4.3%；2020年平均上网电价应为532.5元/千千瓦时，比2015年上涨57.1元/千千瓦时，增加12.0%、年均增长2.3%。
【解读】
目前我国上网电价总体水平偏低，2010年底预计上网电价为385.3元/千千瓦时。自2003年以来国家累计提高了上网电价10.75分/千瓦时，上涨了38%，平均上调幅度不到煤炭、汽油和钢铁产品价格涨幅的一半。
目前的上网电价水平已严重影响到电力企业的生存。主要原因是煤电价格联动机制执行不到位、办法不完善，“市场煤、计划电”的状况没有得到改变。从2004年实施煤电价格联动机制至今，电煤价格累计上涨了140%，国家虽经四次煤电价格联动上调电价，但上网电价仍有缺口，造成煤电企业亏损面越来越大。另外水电开发中移民成本、环保成本和支持当地经济社会发展的成本大幅度增加，但现行的水电定价机制，未完全考虑这些因素，造成水电定价偏低，影响水电企业的持续发展。目前国家对风电、太阳能等新能源的电价机制未完全理顺，这种状况不利于新能源的可持续发展。为了帮助电力企业渡过难关，当务之急是继续实施煤电价格联动，上调煤电价格，取消煤电企业承担煤价涨幅30%的规定。
未来的上网电价改革，要发挥市场调节作用，从标杆电价管理过渡到两部制电价的管理方式，上网电价由发电容量电价和交易市场竞争形成电量电价组成。为促进可再生能源开发，可通过相应提高容量电价、保证风电等可再生能源的投资基本回报等经济手段进行调节。通过完善市场交易规则或者改进发电调度规则，推行节能减排（也是边际成本最低）调度，以经济手段保证水电、风电等可再生能源和核电等清洁能源优先发电。
输配电价水平分析
随着西部地区大煤电、大水电、大可再生能源发电基地的开发，跨区、跨省输电比重增加，输电距离加大，使单位电量输电成本增加。我国配电网特别是农村电网较为薄弱，需要继续加大对农村电网的投入，使单位电量配电成本增加。考虑目前独立的输配电价尚未实施，历史欠账约24.1元/千千瓦时需要弥补等因素，综合判断，“十二五”、“十三五”期间输配电价将呈上涨趋势。
按照电网规划基准方案，在考虑弥补历史欠帐（ “十二五”期间平均分摊）和净资产收益率8%的条件下，根据成本加收益法进行测算，2015年输配电价为200.4元/千千瓦时，比2010年提高46.2元/千千瓦时；2020年输配电价为231.4元/千千瓦时，比2015年提高31.0元/千千瓦时。
【解读】
目前我国电价体系主要包括上网电价和销售电价两部分，由于缺乏独立的形成机制和表现形式，输配电价主要通过电网购销差价体现，尚未真正形成独立的输配电价机制。
我国输配电价水平总体偏低， 2010年底预计输配电价为154.2元/千千瓦时。2003年至2009年国家共实施了6次调价，合计提高销售电价13.57分/千瓦时，其中输配电价累计提高1.79分/千瓦时，仅占13%。历次电价调整均综合考虑上网环节和销售环节的承受能力，导致电网环节承担了上、下游购、售电价格变化的风险，输配电价上涨空间非常小，无法弥补新增资产刚性成本。在输配电价传导机制方面，跨区跨省主网架投资和运行成本难以及时足额传导到省级终端销售电价，制约了各级电网的健康可持续发展和履行普遍服务的义务。
我国电网还处于快速发展阶段，电网发展的历史欠账较多，未来电网投资需求巨大，没有收益的输配电价模式，使电网企业无法摆脱资金短缺，负债率居高不下的困境。为促进资源的优化配置，保证电网健康可持续发展，我国亟需建立和出台独立的输配电价机制。根据我国电网发展阶段，输配电价机制应按照“成本加收益”的方式确定。“成本加收益”的定价方式对电网投资者形成较强的投资激励，实现电网健康可持续发展的目标。
销售电价水平分析
按照销售电价改革的方向，销售电价由上网电价、线损电价、输配电价顺加形成，其中输配电价要按照成本加收益的方式进行确定。由于上网电价和输配电价“十二五”期间都呈上涨趋势，因此销售电价在“十二五”期间内也呈上涨的趋势。
按照规划基准方案，在考虑煤价上涨、弥补历史欠帐和电力企业净资产收益率8%的条件下，2015年销售电价应为 710.0元/千千瓦时（含线损电价34.2元/千千瓦时），比2010年上涨142.7元/千千瓦时，增长25.2%、年均增长4.6%；2020年销售电价应为802.2元/千千瓦时（含线损电价38.4元/千千瓦时），比2015年增加92.3元/千千瓦时，增长13.0%、年均增长2.5%。
【解读】
目前我国销售电价总体水平仍然偏低，2010年底预计销售电价为567.3元/千千瓦时，相对于其他能源价格偏低20~60%。我国现行的销售电价水平没有完全反映生产成本、市场化供求关系和资源的稀缺程度，难以保证电力行业健康持续发展，造成我国基础能源资源价格较低，不利于合理节约用电。
从未来走势看，影响销售电价上涨的因素在较长的一段时间还会存在。发电环节中，价格较高的风电比重越来越大，核电比重增加，上网电价一般会高于同一区域脱硫燃煤标杆电价，煤炭、天然气、核燃料也存在涨价趋势；电网环节跨区、跨省电网投资加大，农网改造和无电地区户户通电工程投资增加等带来的输配电成本增长也会在较长时间内存在。因此，销售电价在较长的一段时间内仍存在上涨的趋势。
为向用户传导价格信号，引导用户合理用电和节约能源资源，建议在销售环节建立销售电价与上网电价和输配电价联动调整机制，及时反映上网电价和输配电价变化对销售电价的影响。优化销售电价的结构，继续完善分时电价制度和阶梯电价，促进需求侧管理，进而促进经济增长方式的转变。
经济性分析
1、电力投资经济效益分析
按照上述合理的上网电价、输配电价和销售电价水平能够到位的情况，电力企业净资产收益率平均可以达到8%，电力行业“十二五”期间可累计实现利润1万亿元，年均2000亿元左右，到2015年行业电力资产负债率约78%。“十三五”可累计实现利润1.08万亿元，年均超过2000亿元，到2020年行业电力资产负债率约71%。
2、销售电价变化对其他行业产品价格的影响
根据我国2007年投入产出表，当年电价上涨4.6%，各行业产品价格上涨均在1%以下，对我国主要行业产品价格的影响非常小。影响相对较大的行业为水的生产和加工业（0.82%）、纺织业（0.75%）、燃气生产和供应业（0.70%）、金属冶炼和压延加工业（0.66%）。
3、销售电价变化对宏观经济指标的影响
运用投入产出法，当年电价上涨4.6%，对当年宏观经济主要指标的影响：CPI上涨0.39个百分点，PPI上涨0.68个百分点，固定资产投资价格指数上涨0.41个百分点，材料燃料动力购进价格指数上涨0.64个百分点。电价上涨4.6%，我国整体经济具有一定的承受能力。
【解读】
电力工业是资本与技术密集型工业，“十二五”期间，电力投资的经济性会受到造价、燃料价格以及电价水平的较大影响。
本规划研究报告测算电力投资经济效益是假设上网电价、输配电价和销售电价水平能够到位，电力企业净资产收益率平均可以达到8%的理想情况下，电力工业应该达到的效益水平。由于电价的调整与国民经济息息相关，预计国家仍将采取谨慎的调整方案，因此“十二五”期间实际电价可能远低于预测的电价，电力企业经营风险将继续加大，盈利能力持续减弱、财务负担不断加重，严重时可能影响到对新项目的投入，全国可能出现发展速度下降，部分地区再次出现拉闸限电的情况。
电力工业是国民经济的基础性工业，除受电价影响外，国家货币、财政与产业政策的调整也会较大地影响电力工业的盈利水平。处于低利润水平、高负债、高投资强度的电力工业在“十二五”期间需要增强资金的保障程度，以保证电力工业的健康可持续发展。从企业自身上，要进一步加强管理，节约成本、降低造价，提高盈利能力；从国家层面上，要通过完善电价机制与税收补贴等政策，弥补电力工业的历史欠账、燃料价格上涨和新能源发展增加的成本。
非化石能源发电规模敏感性分析
在2020年电源规划方案优化比较中，对电源结构特别是非化石能源发电比重进行了多方案技术经济性分析，并结合电网投资测算出平均上网电价和销售电价水平。其中：
规划推荐基准方案。全国总装机18.85亿千瓦，其中煤电11.6亿千瓦、水电3.3亿千瓦、核电9000万千瓦、风电1.8亿千瓦，光伏发电2000万千瓦。非化石能源发电对15%能源结构调整目标的贡献率为94%、高于现状17个百分点。相应的平均上网电价为532.5元/千千瓦时，平均销售电价为802.2元/千千瓦时。
较低成本方案。以成本较低的煤电、常规水电及核电为主，满足2020年电力需求，需要总装机17.5亿千瓦，其中煤电12.7亿千瓦、水电3亿千瓦、核电8000万千瓦、风电3000万千瓦，非化石能源发电对15%能源结构调整目标的贡献率为73.4%、与现状接近。相应的平均上网电价为517.1元/千千瓦时，平均销售电价为781.3元/千千瓦时，较规划推荐基准方案分别降低15.4元/千千瓦时和20.9元/千千瓦时。
适度控制风电开发节奏方案。2020年全国总装机18.4亿千瓦，其中煤电11.9亿千瓦、水电3.3亿千瓦、核电9000万千瓦、风电8000万千瓦，光伏发电2000万千瓦。非化石能源发电对15%能源结构调整目标的贡献率为86.4%、高于现状9.4个百分点。相应的平均上网电价为529.0元/千千瓦时，平均销售电价为797.5元/千千瓦时，较规划推荐方案分别降低3.5元/千千瓦时和4.7元/千千瓦时。
总体看，电源结构中非化石能源发电比重越大，电力系统平均发电成本和输配电成本就越大，将相应推动平均上网电价和销售电价水平提高。在同等非化石能源发电比重条件下，常规水电及核电规模越大，风电、太阳能及生物质能发电规模越低，平均上网电价和销售电价相对较低，更有利于保持国内经济的国际竞争力。需要从国内经济承受力、国际竞争力和全国能源总体结构等大局出发，进一步统筹优化和提出非化石能源发电比重及其非化石能源发电中常规水电和核电的开发规模。
【解读】
“十二五”期间，为实现2020年我国非化石能源占一次能源消费的比重达到15%左右，单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40%～45%的目标，风电、核电、太阳能等非化石能源发电装机比重加大。由于非化石能源发电机组的单位造价较高，电源结构中非化石能源发电比重越大，电力系统平均发电成本和输配电成本就越大，将相应推动平均上网电价和销售电价水平提高，对国民经济的承受力也是巨大的考验。
2011年在规划的滚动研究中，我们将对风电的送出和消纳、太阳能发电的综合经济性进行深入分析，进一步统筹优化非化石能源发电比重及开发规模。 |
