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        改革后電價是漲還是跌?

        發布時間:2015-04-02 14:48:27  來源:站外  作者:官網

        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,充分發揮電價信號與杠桿作用。雖然助推電價上漲的現實可能因素不少,但是電價下降的幾率也不小。對沖相抵后,我國總體電價水平將會“穩中有降”,電力用戶將分享改革紅利
         


         

        特殊商品新電改要求電價“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和合理利用”。


         

        相關舉措

        “三放開、一獨立”


        有序放開輸配以外的競爭性環節電價,有序向社會資本放開配售電業務,有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃;推進交易機構相對獨立。


        實施步驟“三部曲”


        單獨核定輸配電價;分步實現公益性以外的發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,充分發揮電價信號與杠桿作用。這看似簡單、平常,實質對電網企業、發電企業、電力用戶、社會資本將帶來全新而又深刻的影響:不僅改變了電網企業傳統的盈利模式,改進壟斷環節管制手段,使發電企業進入售電端,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,工商業電力用戶擁有自主選擇權,增強市場議價能力,“形成與市場要求相適應的電價機制”,構建“多買多賣”的電力市場體系。


         

        局部+可控

        助推電價上漲的現實可能因素


         

        第一,結構性因素的影響,即清潔能源占比不斷上升引領電價上漲。我國電源結構已不同以往,開始顯現多樣化、清潔化趨向。

         

        截至2014年,全國總裝機13.6億千瓦、總發電量5.55萬億千瓦時,其中:清潔裝機、發電量分別占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”能源發展戰略的加快實施,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“優先與用戶直接交易”等舉措的落地,水電、風電、太陽能發電、核電、天然氣發電、生物質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,將會結構性推動電價總體水平上升。這一趨勢已在德國等歐盟國家得到印證。

         

        第二,環保因素的影響,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,我國環境污染嚴重,霧霾天氣頻繁出現,國家對火電企業環保政策層層加碼、日趨嚴苛。


         

        2014年連發“三道金牌”,要求火電企業全面實施“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。連續兩年提高環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”。水電屬于戰略資源,是電源結構調整的主角,但近年來受移民、環保等因素影響,開發重點又轉到落后偏遠的滇藏川地區,面臨交通運輸、配套工程、地方攤派、電量消納等問題,出現造價暴漲的現象。

         

        而且,水電電價長期偏低(比火電平均低0.10左右),一直要求公平對待,實現“同網同價”。電改后一旦放開“競爭性環節電價”,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、穩業績、可持續發展等電力行業的內在要求,也需要合理的電價水平作支撐。


         

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


         

        煤炭等非電板塊也處于減利或虧損狀態,出現了“以電補煤”的現象。清潔能源雖然發展前景廣闊,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,出現了優勢下降、虧損增加、審慎發展的現象。再如,風電由于棄風限電、CDM收益減少、補貼不到位、機組出質保期運維費增加等因素的影響,整體處于效益下滑狀態,在限電嚴重的“三北”地區已出現虧損。


         

        另外,大力發展清潔能源、分布式能源,進軍節能環保、油氣管網等戰略新興產業,實施“走出去”戰略,電力行業總投資還在增加,現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構性的、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,結合市場化定價取向,電價下降倒是大概率事件。


         

        市場+監管

        電價下降的幾率也不小


        電力市場相對過剩,直接交易或競價上網極有可能導致競爭加劇、電價下降。

        2003年 社會用電量增幅為15.3%

        2008年 社會用電量增幅為5.5%

        2014年 社會用電量增幅為3.8%

        “十 五” 社會用電量增幅為13%

        “十一五 社會用電量增幅為11.1%

        “十二五” 社會用電量增幅為8.35%


         

        今年前兩個月用電量的增長更不理想,僅為2.5%。今后電力產能相對過剩,市場競爭加劇,將成為新常態。在此嚴峻的市場環境下,開展電能直接交易或競價上網,很有可能導致發電企業之間的惡性競爭,不排除一些發電企業為了追求多發電量而壓低上網電價。


         

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

         

         

        據調研,某發電集團已經開展直購電的區域,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,發電企業直接進入售電領域,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,跌價符合市場規律。


         

        煤電為主的電源結構,持續低迷的煤炭市場,決定了火電價格繼續保持在下降通道。


         

        發電行業跟煤炭行業同屬基礎產業,又屬于上下游關系,關聯度極大。目前,“60%以上的電力裝機是煤電機組,超過50%的煤炭產量用來發電,75%的電量來自煤炭發電,近70%的發電成本是燃料成本”。


         

        因此,低迷穩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。按照國家煤電聯動規定,當電煤價格波動幅度超過5%時,以年度為周期,相應調整上網電價。2013年10月和2014年9月,火電上網電價曾兩度下調,名義上是疏導環保電價矛盾、調整電價結構,實際上是煤電聯動的“創新版”。


         

        進入2015年第一季度,環渤海5500大卡動力煤價格從年初第一周的519元/噸跌至現在的482元/噸。近期,傳聞煤電聯動又要開啟,火電上網電價下調二季度落地,預計全國平均降幅每千瓦時0.015元,并同步下調銷售電價。由于環境約束,新能源發展迅速,天然氣供應增加,去煤化力度加大,再加上煤炭需求下滑,電力耗煤下降,進口煤沖擊,產能過剩態勢延續,預計煤炭行業短期內很難扭轉頹勢。受此影響,火電價格不太可能上漲,除非煤炭市場反轉。


         

        核定獨立的輸配電價,加上政府的嚴格監管,將產生“油水”擠出效應,讓社會分享改革紅利


         

        《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管周期電網輸配電準許收入和輸配電價試點城市。根據發改委公布的數據,2015~2017年,深圳市的電網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


        這意味著,未來3年深圳電網收益累計減少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??捎^的。據中電聯統計,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,輸配電價在三大網之間差距很大,最高的南網每千瓦時0.215元,占銷售電價的31.82%,最低的內蒙古電網每千瓦時0.105元,占銷售電價的25.11%,居中的國網每千瓦時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??梢灶A見的是,隨著獨立、規范、透明的輸配電價機制的逐步建立,以及政府對電網企業成本和收入監管的加強,電網企業將會通過對標管理,依靠技術進步和體制創新,進一步提升降本增效的積極性,各發電集團也將通過水火調劑、風光互補,實現資源有效配置,積極參與售電側競爭,共同讓社會分享改革紅利。


         

        基本結論

        總體電價水平“穩中有降

        通過上述初步分析與預測,我們不難得出結論:未來三到五年內,既有電價上漲的動因,更有下跌的幾率。除了區域性、結構性、時段性的電價波動外,對沖相抵后,我國總體電價水平將會“穩中有降”,電力用戶將分享改革紅利。當然,隨著后期經濟結構調整升級到位,全面深化改革紅利釋放,電力需求恢復增加,長遠看,電價不排除整體上行的態勢。

        (作者系中國能源研究會理事、中國華電企法部主任)

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