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电价下降的机率也不小
——电力市场相对过剩,直接交易或竞价上网极有可能导致竞争加剧、电价下降。2014年社会用电量增幅仅为3.8%,创出“历史新低”,远低于最高年份2003年15.3%的增长水平,也低于“十五”、“十一五”、“十二五”(前3年)13%、11.1%、8.35%的年均增长水平,甚至还低于金融危机最严重的2008年5.5%的增长水平。今年前两个月用电量的增长更不理想,仅为2.5%。今后电力产能相对过剩,市场竞争加剧,将成为新常态。在此严峻的市场环境下,开展电能直接交易或竞价上网,很有可能导致发电企业之间的恶性竞争,不排除一些发电企业为了追求多发电量而压低上网电价。近年来,开展的大用户直购电不仅削减了发电企业的基数电量,挤压了小火电的生存空间,也成为地方政府主导下的发电企业单边让利行为,直购电变成了“优惠电”。据调研,某发电集团已经开展直购电的区域,直购电量约占各省总用电量的1-5%左右,直购电价格比标杆电价降低0.6-5.5分/千瓦时,平均约3分/千瓦时左右。随着新电改方案“三放开”的落实,发电企业直接进入售电领域,市场交易电量的比重将会大幅度上升,电价波动将会更加频繁,供大于求的电力市场致使电价上涨动能不足,跌价符合市场规律。
——煤电为主的电源结构,持续低迷的煤炭市场,决定 了火电价格继续保持在下降通道。发电行业跟煤炭行业同属基础产业,又属于上下游关系,关联度极大。目前,“60%以上的电力装机是煤电机组,超过50%的煤炭产量用来发电,75%的电量来自煤炭发电,近70%的发电成本是燃料成本”。因此,低迷稳定的煤价是火电盈利的“基石”,而火电电价又是保持电价总水平稳定的“压舱石”。2012年以来,煤炭市场量价齐跌、“熊市”特征明显。按照国家煤电联动规定,当电煤价格波动幅度超过5%时,以年度为周期,相应调整上网电价。2013年10月和2014年9月,火电上网电价曾两度下调,名义上是疏导环保电价矛盾、调整电价结构,实际上是煤电联动的“创新版”。进入2015年第一季度,环渤海5500大卡动力煤价格从年初第一周的519元/吨跌至现在的482元/吨。近期,传闻煤电联动又要开启,火电上网电价下调二季度落地,预计全国平均降幅每千瓦时0.015元,并同步下调销售电价。由于环境约束,新能源发展迅速,天然气供应增加,去煤化力度加大,再加煤炭需求下滑,电力耗煤下降,进口煤冲击,产能过剩态势延续,预计煤炭行业短期内很难扭转秃势。受此影响,火电价格不太可能上涨,除非煤炭市场反转。
——核定独立的输配电价,加上政府的严格监管,将产生“油水”挤出效应,让社会分享改革红利。2015年初,国家发改委发出《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知》,深圳成为我国首个监管周期电网输配电准许收入和输配电价试点城市。根据发改委的公布,2015至2017年,深圳市的电网输配电价水平分别为每千瓦时0.1435元、0.1433元和0.1428元,比2014年实际深圳输配电价为每千瓦时0.1558元下降了1分多钱。这意味着,未来三年深圳电网收益累计减少24亿元之多。深圳属于单一城市,集中度高,管理成本低,挤出的“油水”显然不多,但是拓展至全国,按照2014年全社会用电量55233亿千瓦时计算,即使降低1分钱,也是非常巨量可观的。据中电联统计,2012年我国平均销售电价每千瓦时0.6252元(不含政府基金及附加),其中:输配电价(不含线损)每千瓦时0.184元,约占销售电价的29.4%。而且,输配电价在三大网之间差距很大,最高的南网每千瓦时0.215元,占销售电价的31.82%,最低的内蒙电网每千瓦时0.105元,占销售电价的25.11%,居中的国网每千瓦时0.182元,占销售电价的29.28%。这其中固然有客观因素的差异,但也不排除存在运行管理的潜力。可以预见的是,随着独立、规范、透明的输配电价机制的逐步建立,以及政府对电网企业成本和收入监管的加强,电网企业将会通过对标管理,依靠技术进步和体制创新,进一步提升降本增效的积极性,各发电集团也将通过水火调剂、风光互补,实现资源有效配置,积极参与售电侧竞争,共同让社会分享改革红利。
基本结论:总体电价水平“稳中有降”
通过上述初步分析与预测,我们不难得出结论:未来三、五年内,既有电价上涨的动因,更有下跌的机率,除了区域性、结构性、时段性的电价波动外,对冲相抵后,我国总体电价水平将会“稳中有降”,电力用户将分享改革红利。当然,随着后期经济结构调整升级到位,全面深化改革红利释放,电力需求恢复增加,电价长远不排除整体上行的态势。(作者:中国能源研究会理事、中国华电企法部主任)
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