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可见,上述电价改革不是一味要求降低电价,而是尽可能缩减政府定价范围,提高市场定价比重,充分发气挥电价信号与杠杆作用。
这看似简单、平常,实质对电网企业、发电企业、电力用户、社会资本将带来全新而又深刻的影响。不仅改变了电网企业传统的赢利模式,改进垄断环节管制手段,使发电企业进入售电端,直接交易,市场定价;而且促进市场主体多元化,允许社会资本进入售电领域和新增配电领域,工商业电力用户拥有自主选择权,增强市场议价能力,“形成与市场要求相适应的电价机制”,构建“多买多卖”的电力市场体系。
▼助推电价上涨的现实可能因素
首先,结构性因素的影响,即清洁能源占比不断上升引领电价上涨。
我国电源结构已不同以往,开始显现多样化、清洁化趋向。截止2014年全国总装机13.6亿千瓦、总发电量5.55万亿千瓦时,其中:清洁装机、发电量分别占32.6%、24.8%,比2002年电改时有7%左右的提升。
今后随着“绿色低碳”能源发展战略的加快实施,以及新电改中有关清洁可再生能源“全额收购”保障以及鼓励“优先与用户直接交易”等举措的落地,水电、风电、太阳能发电、核电、天然气发电、生物质能等清洁低碳能源的装机、电量占比将进一步快速上升。
但这些清洁能源“出身名门”,电价普遍较高(水电除外),如风电、气电、核电、太阳能每千瓦时分别比煤电高约0.19元、0.35元、0.02元、0.50元,将会结构性推动电价总体水平的上升。这一趋势已在德国等欧盟国家得到印证。
第二,环保因素的影响,即火电“超低排放”的强制要求与全国蔓延的改造之风,助推电价上涨。
目前,我国环境污染严重,雾霾天气频繁出现,国家对火电企业环保政策层层加码、日趋严苛。2014年连发“三道金牌”,要求火电企业全面实施“史上最严厉”的排放标准;要求新建煤机平均供电煤耗低于300克/千瓦时,大气污染物排放基本达到燃机排放限值。
目前,“超低排放”改造之风正由浙江、广东、江苏、山东、河北等省份迅速向全国蔓延。国华电力、浙能集团、华能集团拟计划投入100亿元、50亿元、100亿元对现役燃煤机组进行改造。显然,改造成本和运营费用除了国家奖励利用小时外,也需要通过提高电价进行适当补偿。连续两年提高环保电价与除尘补贴已表明了国家的政策取向。
第三,成本因素的影响,最典型的是水电造价上升、电价偏低,要求电价“补涨”。
水电属于战略资源,是电源结构调整的主角,但近年来受移民、环保等因素影响,开发重点又转到落后偏远的滇藏川地区,面临交通运输、配套工程、地方摊派、电量消纳等问题,出现造价暴涨的现象。而且,水电电价长期偏低(比火电平均低0.10左右),一直要求公平待遇,实现“同网同价”。电改后一旦放开“竞争性环节电价”,预计水电会有“补涨找齐”的要求。
第四,综合因素的影响,降负债、补亏损、稳业绩、可持续发展等电力行业的内在要求,也需要合理的电价水平作支撑。
2012年以来,火电板块业绩持续改善,总体不错,但目前五大发电集团资产负债率仍高达83%左右,财务费用负担沉重,而且区域差异很大,还有近30%的亏损面,历史欠帐没有消化完,西南三省、黑龙江、新疆等区域尤为明显。
煤炭等非电板块也处于减利或亏损状态,出现了“以电补煤”的现象。清洁能源虽然发展前景广阔,但国家政策支持力度减弱,随机性、间歇性特征又影响电网配套接纳的积极性。
例如,由于气价上涨、气源不足、外送电冲击等因素影响,气电已完全不同于前些年,出现了优势下降、亏损增加、审慎发展的现象。
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