中國儲能網(wǎng)訊：3月29日，醞釀已久的新一輪電改方案終于正式揭幕，一個敏感且實(shí)際的問題立即引發(fā)全社會的熱議、猜測、擔(dān)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(zhǔn)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(yù)測，以便把握新電改的預(yù)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(diǎn)任務(wù)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(jī)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(hù)支出”等，確定電價改革目標(biāo)是“交易公平，價格合理”。按國家能源局王禹民副局長解釋，就是要“還原電力商品屬性，形成由市場決定電價的機(jī)制，以價格信號引導(dǎo)資源有效開發(fā)和合理利用”。相關(guān)舉措是“三放開、一獨(dú)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(wù)，有序放開公益性和調(diào)節(jié)性以外的發(fā)用電計(jì)劃;推進(jìn)交易機(jī)構(gòu)相對獨(dú)立。實(shí)施步驟“三步曲”：單獨(dú)核定輸配電價;分步實(shí)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(bǔ)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(shí)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(jìn)壟斷環(huán)節(jié)管制手段，使發(fā)電企業(yè)進(jìn)入售電端，直接交易，市場定價;而且促進(jìn)市場主體多元化，允許社會資本進(jìn)入售電領(lǐng)域和新增配電領(lǐng)域，工商業(yè)電力用戶擁有自主選擇權(quán)，增強(qiáng)市場議價能力，“形成與市場要求相適應(yīng)的電價機(jī)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(shí)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(lǐng)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(jī)13.6億千瓦、總發(fā)電量5.55萬億千瓦時，其中：清潔裝機(jī)、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(shí)施，以及新電改中有關(guān)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(fēng)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(jī)、電量占比將進(jìn)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(fēng)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(qiáng)制要求與全國蔓延的改造之風(fēng)，助推電價上漲。目前，我國環(huán)境污染嚴(yán)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(yán)苛。2014年連發(fā)“三道金牌”，要求火電企業(yè)全面實(shí)施“史上最嚴(yán)厲”的排放標(biāo)準(zhǔn);要求新建煤機(jī)平均供電煤耗低于300克/千瓦時，大氣污染物排放基本達(dá)到燃機(jī)排放限值。目前，“超低排放”改造之風(fēng)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(tuán)、華能集團(tuán)擬計(jì)劃投入100億元、50億元、100億元對現(xiàn)役燃煤機(jī)組進(jìn)行改造。顯然，改造成本和運(yùn)營費(fèi)用除了國家獎勵利用小時外，也需要通過提高電價進(jìn)行適當(dāng)補(bǔ)償。連續(xù)兩年提高環(huán)保電價與除塵補(bǔ)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(bǔ)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(diǎn)又轉(zhuǎn)到落后偏遠(yuǎn)的滇藏川地區(qū)，面臨交通運(yùn)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(shí)現(xiàn)“同網(wǎng)同價”。電改后一旦放開“競爭性環(huán)節(jié)電價”，預(yù)計(jì)水電會有“補(bǔ)漲找齊”的要求。
第四，綜合因素的影響，降負(fù)債、補(bǔ)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(tuán)資產(chǎn)負(fù)債率仍高達(dá)83%左右，財(cái)務(wù)費(fèi)用負(fù)擔(dān)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(bǔ)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(jī)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(fēng)電由于棄風(fēng)限電、CDM收益減少、補(bǔ)貼不到位、機(jī)組出質(zhì)保期運(yùn)維費(fèi)增加等因素的影響，整體處于效益下滑狀態(tài)，在限電嚴(yán)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(jìn)軍節(jié)能環(huán)保、油氣管網(wǎng)等戰(zhàn)略新興產(chǎn)業(yè)，實(shí)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(guān)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。
電價下降的機(jī)率也不小
——電力市場相對過剩，直接交易或競價上網(wǎng)極有可能導(dǎo)致競爭加劇、電價下降。2014年社會用電量增幅僅為3.8%，創(chuàng)出“歷史新低”，遠(yuǎn)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(jī)最嚴(yán)重的2008年5.5%的增長水平。今年前兩個月用電量的增長更不理想，僅為2.5%。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(yán)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(dǎo)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(dǎo)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(tuán)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(biāo)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(shí)，發(fā)電企業(yè)直接進(jìn)入售電領(lǐng)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(chǔ)產(chǎn)業(yè)，又屬于上下游關(guān)系，關(guān)聯(lián)度極大。目前，“60%以上的電力裝機(jī)是煤電機(jī)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(dāng)電煤價格波動幅度超過5%時，以年度為周期，相應(yīng)調(diào)整上網(wǎng)電價。2013年10月和2014年9月，火電上網(wǎng)電價曾兩度下調(diào)，名義上是疏導(dǎo)環(huán)保電價矛盾、調(diào)整電價結(jié)構(gòu)，實(shí)際上是煤電聯(lián)動的“創(chuàng)新版”。進(jìn)入2015年第一季度，環(huán)渤海5500大卡動力煤價格從年初第一周的519元/噸跌至現(xiàn)在的482元/噸。近期，傳聞煤電聯(lián)動又要開啟，火電上網(wǎng)電價下調(diào)二季度落地，預(yù)計(jì)全國平均降幅每千瓦時0.015元，并同步下調(diào)銷售電價。由于環(huán)境約束，新能源發(fā)展迅速，天然氣供應(yīng)增加，去煤化力度加大，再加煤炭需求下滑，電力耗煤下降，進(jìn)口煤沖擊，產(chǎn)能過剩態(tài)勢延續(xù)，預(yù)計(jì)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(dú)立的輸配電價，加上政府的嚴(yán)格監(jiān)管，將產(chǎn)生“油水”擠出效應(yīng)，讓社會分享改革紅利。2015年初，國家發(fā)改委發(fā)出《關(guān)于深圳市開展輸配電價改革試點(diǎn)的通知》，深圳成為我國首個監(jiān)管周期電網(wǎng)輸配電準(zhǔn)許收入和輸配電價試點(diǎn)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(shí)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(jì)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(jì)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(jì)，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(yùn)行管理的潛力?？梢灶A(yù)見的是，隨著獨(dú)立、規(guī)范、透明的輸配電價機(jī)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(qiáng)，電網(wǎng)企業(yè)將會通過對標(biāo)管理，依靠技術(shù)進(jìn)步和體制創(chuàng)新，進(jìn)一步提升降本增效的積極性，各發(fā)電集團(tuán)也將通過水火調(diào)劑、風(fēng)光互補(bǔ)，實(shí)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(yù)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(jī)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(dāng)然，隨著后期經(jīng)濟(jì)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(fù)增加，電價長遠(yuǎn)不排除整體上行的態(tài)勢。(作者：中國能源研究會理事、中國華電企法部主任)
