廣東打響售電第一槍 電價水平為何急速下降？

　　編者按

　　2016年3月25日，廣東省境內(nèi)的36家發(fā)電企業(yè)與81家電力用戶展開了一場集中競價交易，這是全國首例由售電企業(yè)參與的集中競價。最終，在參與競價的36家發(fā)電企業(yè)中，28家企業(yè)中標，81家電力用戶中，80家成交。電價的平均降幅高達0.125元/千瓦時，降幅之大，超出多數(shù)人預期。

去年電改文件剛剛下發(fā)之時，華電集團企法部主任陳宗法先生就分析了電改對電價的影響因素，既有助推電價上漲的現(xiàn)實可能，也有對電價下降的合理分析，總體而言，陳宗法的判斷是電價“穩(wěn)中有降”。今天是新電改文件下發(fā)一周年，結(jié)合廣東的售電實踐，讓我們重溫一年前專家對電改的判斷，重新梳理影響電價的各種因素。

　　醞釀已久的新一輪電改方案終于正式揭幕，一個敏感且實際的問題立即引發(fā)全社會的熱議、猜測、擔憂：新電改框架下，電價究竟是漲還是跌？電量直接交易會不會“一放就亂”？廣大用戶能否分享電改的紅利？

　　盡管要作出準確的判斷很難，但根據(jù)電改方案中的價改內(nèi)容，近期電力行業(yè)面臨的政策市場環(huán)境，以及影響電價的基本要素，不妨作出初步分析與預測，以便把握新電改的預期與影響。

　　▼新電改要求電價“公平合理”

　　新電改方案把電價改革放在特別重要的位置，位列七大重點任務之首。

　　針對目前電價管理存在的問題，“以政府定價為主”、“市場化定價機制尚未完全形成”，“難以及時并合理反映用電成本、市場供求狀況、資源稀缺程度和環(huán)境保護支出”等，確定電價改革目標是“交易公平，價格合理”。

　　按國家能源局前副局長王禹民的解釋，就是要“還原電力商品屬性，形成由市場決定電價的機制，以價格信號引導資源有效開發(fā)和合理利用”。

　　相關舉措是“三放開、一獨立”：有序放開輸配以外的競爭性環(huán)節(jié)電價，有序向社會資本放開配售電業(yè)務，有序放開公益性和調(diào)節(jié)性以外的發(fā)用電計劃；推進交易機構(gòu)相對獨立。實施步驟“三步曲”：單獨核定輸配電價；分步實現(xiàn)公益性以外的發(fā)售電價格由市場形成；妥善處理電價交叉補貼。

　　可見，上述電價改革不是一味要求降低電價，而是盡可能縮減政府定價范圍，提高市場定價比重，充分發(fā)氣揮電價信號與杠桿作用。

　　這看似簡單、平常，實質(zhì)對電網(wǎng)企業(yè)、發(fā)電企業(yè)、電力用戶、社會資本將帶來全新而又深刻的影響。不僅改變了電網(wǎng)企業(yè)傳統(tǒng)的贏利模式，改進壟斷環(huán)節(jié)管制手段，使發(fā)電企業(yè)進入售電端，直接交易，市場定價；而且促進市場主體多元化，允許社會資本進入售電領域和新增配電領域，工商業(yè)電力用戶擁有自主選擇權(quán)，增強市場議價能力，“形成與市場要求相適應的電價機制”，構(gòu)建“多買多賣”的電力市場體系。

　　▼助推電價上漲的現(xiàn)實可能因素

　　首先，結(jié)構(gòu)性因素的影響，即清潔能源占比不斷上升引領電價上漲。

　　我國電源結(jié)構(gòu)已不同以往，開始顯現(xiàn)多樣化、清潔化趨向。截止2014年全國總裝機13.6億千瓦、總發(fā)電量5.55萬億千瓦時，其中：清潔裝機、發(fā)電量分別占32.6%、24.8%，比2002年電改時有7%左右的提升。

　　今后隨著“綠色低碳”能源發(fā)展戰(zhàn)略的加快實施，以及新電改中有關清潔可再生能源“全額收購”保障以及鼓勵“優(yōu)先與用戶直接交易”等舉措的落地，水電、風電、太陽能發(fā)電、核電、天然氣發(fā)電、生物質(zhì)能等清潔低碳能源的裝機、電量占比將進一步快速上升。

　　但這些清潔能源“出身名門”，電價普遍較高(水電除外)，如風電、氣電、核電、太陽能每千瓦時分別比煤電高約0.19元、0.35元、0.02元、0.50元，將會結(jié)構(gòu)性推動電價總體水平的上升。這一趨勢已在德國等歐盟國家得到印證。

　　第二，環(huán)保因素的影響，即火電“超低排放”的強制要求與全國蔓延的改造之風，助推電價上漲。

　　目前，我國環(huán)境污染嚴重，霧霾天氣頻繁出現(xiàn)，國家對火電企業(yè)環(huán)保政策層層加碼、日趨嚴苛。2014年連發(fā)“三道金牌”，要求火電企業(yè)全面實施“史上最嚴厲”的排放標準；要求新建煤機平均供電煤耗低于300克/千瓦時，大氣污染物排放基本達到燃機排放限值。

　　目前，“超低排放”改造之風正由浙江、廣東、江蘇、山東、河北等省份迅速向全國蔓延。國華電力、浙能集團、華能集團擬計劃投入100億元、50億元、100億元對現(xiàn)役燃煤機組進行改造。顯然，改造成本和運營費用除了國家獎勵利用小時外，也需要通過提高電價進行適當補償。連續(xù)兩年提高環(huán)保電價與除塵補貼已表明了國家的政策取向。

　　第三，成本因素的影響，最典型的是水電造價上升、電價偏低，要求電價“補漲”。

　　水電屬于戰(zhàn)略資源，是電源結(jié)構(gòu)調(diào)整的主角，但近年來受移民、環(huán)保等因素影響，開發(fā)重點又轉(zhuǎn)到落后偏遠的滇藏川地區(qū)，面臨交通運輸、配套工程、地方攤派、電量消納等問題，出現(xiàn)造價暴漲的現(xiàn)象。而且，水電電價長期偏低(比火電平均低0.10左右)，一直要求公平待遇，實現(xiàn)“同網(wǎng)同價”。電改后一旦放開“競爭性環(huán)節(jié)電價”，預計水電會有“補漲找齊”的要求。

　　第四，綜合因素的影響，降負債、補虧損、穩(wěn)業(yè)績、可持續(xù)發(fā)展等電力行業(yè)的內(nèi)在要求，也需要合理的電價水平作支撐。

　　2012年以來，火電板塊業(yè)績持續(xù)改善，總體不錯，但目前五大發(fā)電集團資產(chǎn)負債率仍高達83%左右，財務費用負擔沉重，而且區(qū)域差異很大，還有近30%的虧損面，歷史欠帳沒有消化完，西南三省、黑龍江、新疆等區(qū)域尤為明顯。

　　煤炭等非電板塊也處于減利或虧損狀態(tài)，出現(xiàn)了“以電補煤”的現(xiàn)象。清潔能源雖然發(fā)展前景廣闊，但國家政策支持力度減弱，隨機性、間歇性特征又影響電網(wǎng)配套接納的積極性。

　　例如，由于氣價上漲、氣源不足、外送電沖擊等因素影響，氣電已完全不同于前些年，出現(xiàn)了優(yōu)勢下降、虧損增加、審慎發(fā)展的現(xiàn)象。

　　再如，風電由于棄風限電、CDM收益減少、補貼不到位、機組出質(zhì)保期運維費增加等因素的影響，整體處于效益下滑狀態(tài)，在限電嚴重的“三北”地區(qū)已出現(xiàn)虧損。

　　另外，大力發(fā)展清潔能源、分布式能源，進軍節(jié)能環(huán)保、油氣管網(wǎng)等戰(zhàn)略新興產(chǎn)業(yè)，實施“走出去”戰(zhàn)略，電力行業(yè)總投資還在增加，現(xiàn)金流短缺的矛盾仍然存在。凡此種種，都屬于電價上漲的潛在因素。

　　前面分析，電價有上漲的動因，但理性判斷基本是結(jié)構(gòu)性的、局部的，對電價總體水平的推動也是有限的、可控的。從目前主要影響電價因素——供求關系、燃料成本分析，結(jié)合市場化定價取向，電價下降倒是大概率事件。

　　▼電價水平將穩(wěn)中有降

　　電力市場相對過剩，直接交易或競價上網(wǎng)極有可能導致競爭加劇、電價下降。2015年社會用電量增幅僅為0.5%，創(chuàng)出“歷史新低”，遠低于最高年份2003年15.3%的增長水平，也低于“十五”、“十一五”、“十二五”(前3年)13%、11.1%、8.35%的年均增長水平，甚至還低于金融危機最嚴重的2008年5.5%的增長水平。

　　2016年前兩個月用電量的增長也不理想，僅為2%。今后電力產(chǎn)能相對過剩，市場競爭加劇，將成為新常態(tài)。在此嚴峻的市場環(huán)境下，開展電能直接交易或競價上網(wǎng)，很有可能導致發(fā)電企業(yè)之間的惡性競爭，不排除一些發(fā)電企業(yè)為了追求多發(fā)電量而壓低上網(wǎng)電價。

　　近年來，開展的大用戶直購電不僅削減了發(fā)電企業(yè)的基數(shù)電量，擠壓了小火電的生存空間，也成為地方政府主導下的發(fā)電企業(yè)單邊讓利行為，直購電變成了“優(yōu)惠電”。

　　據(jù)調(diào)研，某發(fā)電集團已經(jīng)開展直購電的區(qū)域，直購電量約占各省總用電量的1-5%左右，直購電價格比標桿電價降低0.6-5.5分/千瓦時，平均約3分/千瓦時左右。

　　隨著新電改方案“三放開”的落實，發(fā)電企業(yè)直接進入售電領域，市場交易電量的比重將會大幅度上升，電價波動將會更加頻繁，供大于求的電力市場致使電價上漲動能不足，跌價符合市場規(guī)律。

　　煤電為主的電源結(jié)構(gòu)，持續(xù)低迷的煤炭市場，決定了火電價格繼續(xù)保持在下降通道。發(fā)電行業(yè)跟煤炭行業(yè)同屬基礎產(chǎn)業(yè)，又屬于上下游關系，關聯(lián)度極大。

　　目前，“60%以上的電力裝機是煤電機組，超過50%的煤炭產(chǎn)量用來發(fā)電，75%的電量來自煤炭發(fā)電，近70%的發(fā)電成本是燃料成本”。因此，低迷穩(wěn)定的煤價是火電盈利的“基石”，而火電電價又是保持電價總水平穩(wěn)定的“壓艙石”。

　　2012年以來，煤炭市場量價齊跌、“熊市”特征明顯。按照國家煤電聯(lián)動規(guī)定，當電煤價格波動幅度超過5%時，以年度為周期，相應調(diào)整上網(wǎng)電價。

　　2013年10月、2014年9月、2015年3月和2016年1月，火電上網(wǎng)電價曾四度下調(diào)，名義上是疏導環(huán)保電價矛盾、調(diào)整電價結(jié)構(gòu)，實際上是煤電聯(lián)動的“創(chuàng)新版”。

　　由于環(huán)境約束，新能源發(fā)展迅速，天然氣供應增加，去煤化力度加大，再加煤炭需求下滑，電力耗煤下降，進口煤沖擊，產(chǎn)能過剩態(tài)勢延續(xù)，預計煤炭行業(yè)短期內(nèi)很難扭轉(zhuǎn)禿勢。受此影響，火電價格不太可能上漲，除非煤炭市場反轉(zhuǎn)。

　　核定獨立的輸配電價，加上政府的嚴格監(jiān)管，將產(chǎn)生“油水”擠出效應，讓社會分享改革紅利。

　　2015年初，國家發(fā)改委發(fā)出《關于深圳市開展輸配電價改革試點的通知》，深圳成為我國首個監(jiān)管周期電網(wǎng)輸配電準許收入和輸配電價試點城市。根據(jù)發(fā)改委的公布，2015至2017年，深圳市的電網(wǎng)輸配電價水平分別為每千瓦時0.1435元、0.1433元和0.1428元，比2014年實際深圳輸配電價為每千瓦時0.1558元下降了1分多錢。

　　這意味著，未來三年深圳電網(wǎng)收益累計減少24億元之多。深圳屬于單一城市，集中度高，管理成本低，擠出的“油水”顯然不多，但是拓展至全國，按照2014年全社會用電量55233億千瓦時計算，即使降低1分錢，也是非常巨量可觀的。

　　據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計，2012年我國平均銷售電價每千瓦時0.6252元(不含政府基金及附加)，其中：輸配電價(不含線損)每千瓦時0.184元，約占銷售電價的29.4%。而且，輸配電價在三大網(wǎng)之間差距很大，最高的南網(wǎng)每千瓦時0.215元，占銷售電價的31.82%，最低的內(nèi)蒙電網(wǎng)每千瓦時0.105元，占銷售電價的25.11%，居中的國網(wǎng)每千瓦時0.182元，占銷售電價的29.28%。這其中固然有客觀因素的差異，但也不排除存在運行管理的潛力。

　　可以預見的是，隨著獨立、規(guī)范、透明的輸配電價機制的逐步建立，以及政府對電網(wǎng)企業(yè)成本和收入監(jiān)管的加強，電網(wǎng)企業(yè)將會通過對標管理，依靠技術進步和體制創(chuàng)新，進一步提升降本增效的積極性，各發(fā)電集團也將通過水火調(diào)劑、風光互補，實現(xiàn)資源有效配置，積極參與售電側(cè)競爭，共同讓社會分享改革紅利。

　　▼基本結(jié)論：總體電價水平“穩(wěn)中有降”

　　通過上述初步分析與預測，我們不難得出結(jié)論：未來三、五年內(nèi)，既有電價上漲的動因，更有下跌的機率，除了區(qū)域性、結(jié)構(gòu)性、時段性的電價波動外，對沖相抵后，我國總體電價水平將會“穩(wěn)中有降”，電力用戶將分享改革紅利。當然，隨著后期經(jīng)濟結(jié)構(gòu)調(diào)整升級到位，全面深化改革紅利釋放，電力需求恢復增加，電價長遠不排除整體上行的態(tài)勢。（本文作者介紹：中國能源研究會理事、華電集團企管法律部主任）