电改五周年 | 电价变迁背后（一）

　　2019年底，浙江一家民营售电公司给浙江省相关主管部门递上了一份对当地售电市场现状分析及建议的报告。报告里提到：

　　纺织服饰行业接二连三遭到利空侵袭，日益增强的环保压力，长期居高不下的人工成本，高昂的用能成本和原料成本，严重侵蚀了该行业的利润空间。特别是近几年又遭遇来自东南亚等地的国际竞争，产业链向海外转移渐成趋势，尤其是2019年，该行业被卷入国际贸易变局，大量企业失去订单被迫减产甚至停产。

　　浙江省各地市纺织协会组织的实地调研显示，大部分纺织服饰企业认为，尽管国家多次出台政策积极帮扶中小企业，为中小企业减负降费，但由于政策传导需要时间，许多企业可能无法支撑到政策显效。参与售电市场是降低成本切实可行的措施，而且可以达到立竿见影的效果。

　　过去数年里，这些传统产业承受着环保、人工等成本增加带来的巨大压力。在电力体制改革持续推进的背景下，电价几乎成了他们唯一抓得住的“救星”。

　　2020年3月15日，电力行业即将迎来中发9号文5周年的“生日”。改革推进5年来，萦绕耳边的有两种声音，一种是经济下行压力下此起彼伏的降价呼声，另一种是改革是否等同于降电价的困惑。

　　实际上，关于电力体制改革与降电价之间的关系讨论，早在5号文发布前就已在决策层展开。原能源部政策法规司副司长朱成章曾在eo撰文提到，20世纪末，当我国正在酝酿（上一轮）电力体制改革时，就有专家提出“电力改革降价为先”，其要求是政府立法，以降电价为首要关键因素；打破垄断，引入竞争，开放电力市场；三五年间使电费下降40%。

　　但朱成章认为，中国的电价不仅仅是几分钱的问题，而是要形成合理的电价机制，使上网电价、输配电价、销售电价都能合理化，使电价水平、电价结构、电价和其他各种能源的比价都合理化，这样才能支持中国电力工业健康发展。

　　后来的中发9号文里有着这样的表述：现行电价管理仍以政府定价为主，电价调整往往滞后于成本变化，难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出。相应地，有序推进电价改革，理顺电价形成机制位列重点任务第一位。

　　一位长期研究电价的业内人士指出，合理的电价是能够反映出供需关系的，正是因为本轮改革在电力供给相对宽松的时期，呈现出来的价格也是下降的。

　　2019年12月10日至12日召开的中央经济工作会议部署2020年重点工作时指出，要落实减税降费政策，降低企业用电、用气、物流等成本。2020年1月8日的国务院常务会议再次明确，推动降低制造业用电成本和企业电信资费，全部放开规模以上工业企业参与电力市场化交易。

　　一些业内人士认为，供大于需给本轮市场化改革提供了最佳条件，改革的结果也能够实现降低电力成本，支持实体经济发展的目标。不过市场化改革过程中因为各方角力，改革的复杂程度甚至超出了设计者原先的预期，而降价诉求又刻不容缓，这才使得电价出现了“目标一致，途径多元”的局面。有业内人士指出，坚持推进电价改革，理顺电价形成机制被赋予“治本”的期待，也能够给用户提供更稳定的价格预期，更公平的营商环境。

　　如果用欧美主要电力市场从出生到成熟的时间衡量，到2020年，中国电力行业漫长的市场化之路也已经走了半程。在从计划向市场转轨的十数年里，终于探索出了“管住中间，放开两头”的路径，而“输配电价+市场化交易电价+政府性基金”的电价框架能够体现出其精髓。

　　但不得不承认的是，无论市场竞争环节还是管制定价环节或多或少仍夹杂行政定价因素，还面临经营性目标与社会目标的交织，未来这些将如何相互影响、演变和突破，牵动着决策者和从业者的神经。

　　市场价格的“出清”效应

　　改革5年，电力行业逐渐改变了规模化扩张的发展方式，然而，未来何时、采用何种方式投资还未找到“标准答案”

　　在业界的普遍理解中，市场竞争环节充分启动了对行业过剩投资的“出清”，可以说是本轮改革中最为惊心动魄的。

　　在这一轮“出清”中，装机占比最大的煤电首当其冲。2002年进行的“厂网分开，竞价上网”改革对煤电的大发展起到了显著的促进作用。在缺电的大环境下，地方政府和企业都对电力投资非常热衷，这种热情延续了至少10年。

　　一位长期研究煤电的业内人士指出，早期煤电对当地经济发展带来的贡献很显著。即便是在经济较为发达的东部地区，因地市资源禀赋不同，一家煤电厂给地方财政贡献40%税收收入的情况并不鲜见。

　　由于培育了新的投资主体，原五大发电集团十余年间如“五虎下山”抢占市场，新建大量煤机。其中，2003年到2008年这六年以煤电为主的规模扩张尤为突出，部分新能源富集地区的光伏、风电装机也出现了跃升。

　　电源的迅猛增长基本解决了中国缺电的问题。不过，价格信号缺失，电力规划有欠严谨科学，地方依靠投资拉动经济，以及发电企业集体非理性圈地竞争，造成了部分地区多年装机持续过剩。

　　随着经济增速开始放缓，2012年、2013年左右，电力富余的苗头开始显现。时任重庆市市长、党组书记黄奇帆在市政协的一次演讲中说，中国现在有14亿千瓦装机，而明明只需要8亿千瓦，多余的6亿千瓦装机需要3万亿的资本，过剩产能都摊在电费里。

　　降电价的诉求很快体现在本轮电改当中。根据国家能源局发布的历年全国电力价格情况监管报告，2018年平均销售电价较2015年下降超过8.5%。这其中包含着煤电企业通过市场竞争“挤出”的红利。

　　前述电价研究者指出，市场竞争结果为电力投资提供了价格信号，能够缓解过剩，同时促进电力企业调整发展模式，实现社会福利的优化分配。“这对于发电企业而言，短期是阵痛，但长期来看，过剩的投资总要有人买单，反过来一定会影响发电未来的发展。市场竞争产生的价格信号将促进发电企业调整到可持续的发展模式上来。”

　　“大干快上”似乎成了地方和电力企业的一种发展“惯性”，而改革5年后，各方终于踩下了“刹车”——转变增长模式终于成为普遍共识。

　　发电企业的资深从业者说，电力改革数年以来，发电企业打破了过去计划体制下的固有模式，告别了单纯发电时代，从后台走向了前台，把积极向“下”延伸提到了战略高度，进入到配售电、供热供冷供气等领域。

　　“产业链经历着电力市场的‘洗礼’，企业的经营理念、安全管理、发展空间、商业模式、客户服务等都发生着深刻的变化。”上述从业者说。

　　2020年是“十三五”规划的收官之年，也是制定“十四五”发展规划的关键一年。从2019年下半年开始，到底需要多少电源投资，尤其是煤电投资的讨论就不绝于耳。企业层面正在发生的战略转变如何影响规划？

　　中国华电集团副总法律顾问陈宗法近日撰文指出，“十四五”煤电发展既要考虑电力平衡和电网安全，也要考虑电力市场的平衡和新的市场化电价机制，统筹做好新增、退役、延寿的关系，要慎铺“新摊子”。

　　电力规划设计总院党委书记、院长，国家电力规划研究中心副主任杜忠明曾撰文指出，根据电规总院的测算，虽然未来全国用电增速会逐渐回落，但未来用电增长仍有较大潜力，预计2035年用电量达到12.2万亿千瓦时，人均用电量达到8500千瓦时。

　　根据国家能源局2020年1月19日发布的数据，2019年，全社会用电量72255亿千瓦时，同比增长4.5%。分产业看，第一产业用电量780亿千瓦时，同比增长4.5%；第二产业用电量49362亿千瓦时，同比增长3.1%；第三产业用电量11863亿千瓦时，同比增长9.5%；城乡居民生活用电量10250亿千瓦时，同比增长5.7%。

　　同时，杜忠明指出，目前电力安全保障体系的建设仍有短板和不足，未来需要研究在电力能源转型时，如何既能支撑新能源大规模的消纳、并网，还能保证电力系统的安全稳定运行。

　　不难看出，不同主体间对供需形势的判断有着细微的差别，截至目前还没有一份“标准”答卷，市场起步不久，机制尚待完善，目前提供的价格信号也不足以支撑未来5年甚至更长时间里电力的规划发展，但总体上看，规划需要在更大程度上分类别、分阶段、分区域，或许已是讨论的核心。

　　不完美的价格信号

　　随着市场化潮流的推进，行政干预能否“收回来”，逐渐把“舞台”交还给市场主体？

　　虽说降价的方向并未违背当下总体的供需规律，也确实缓解了“扎堆”的投资，但5年来市场竞争产生的价格信号并非完美。随着竞争涉及范围的不断扩大，无论是地方政府对电价不同程度的干预，还是市场价格形成机制与投资成本回收的适配问题都将难以避免地被放大。

　　当直接交易进行到2018、2019年时，部分地区的价格下降空间持续收窄，甚至影响到交易的正常进行。某地方相关主管部门为了让月度交易能够继续，甚至用年度合同的执行作为筹码，督促发电企业参与。用当地从业者的话来说，这是“把头按在桌上发生的交易”。

　　直接交易这一模式最早是从大用户直购电演变而来，最早时带有行政定价的“基因”。

　　2006年3月，原国家电力监管委员会召开大用户直购电试点工作会议，强调开展大用户向发电企业直接购电试点工作，是深化电力体制改革的重要内容。时任国家电监会主席柴松岳在7月的年中工作会议上表示，要大力推进大用户直购电试点，并扩大试点范围。

　　一位亲历者曾说，电厂知道，他们进市场必须要降价，始终觉得是被迫参加市场的。哪些电厂被首先“拉入”，哪些用户首先享受降价红利，背后充满了偶然性。在本轮电改开启前，因被诟病政府利用行政权力“指派”优惠电量，大用户直购电被叫停。

　　新一轮改革既要结合实际，思路和方式又要做出改变。在9号文的指引下，直购电发展成了直接交易。一位能源监管系统的官员曾说，单从用词上看，本轮改革中，发用电双方的地位是平等的，这意味着将更加接近买卖双方根据供需关系拥有相应议价权的市场。随着改革的持续深入，不少地方实践超越了当年扩大直购电试点地区的“小目标”，在电量、市场主体数量、类别以及交易机制上都取得了突破。

　　不过，从部分地区设计的市场交易规则和交易实践来看，仍然出现了行政干预的“影子”。

　　2018年初，有业内人士撰文归纳了过去数年电力市场建设、运行中面临的主要问题，其中，交易规则设计不合理，扭曲市场交易价格；地方政府相关部门直接或间接干预电力市场交易价格等问题被广泛讨论。

　　在一些省区，用户类别、发电企业的交易次序和交易电量份额均被划分为“三六九等”，使统一的市场被割裂；有部分地区限定发电企业报价必须以煤电标杆电价为上限，只能降低、不能提高；还有人为设定发电企业和用户市场交易电量规模，导致供求两侧电量规模不匹配，进而使得市场竞争强度过高，出现市场价格大幅降低的现象；部分地区为刺激高耗能及高新技术企业、战略性新兴产业发展，在统一市场之外设计了专场交易或精准扶持交易，且已形成省间相互“竞争”的态势。当然，也出现了因监管体系暂不健全，随着市场交易电量的不断增加，发电企业为避免亏损而联盟串谋的现象。

　　“电力市场化改革改变了过去政府定价的基础。”上述业内人士在文章中写道：“目前市场电量仍不能完全代表合理的电价水平。”

　　而后来电力现货市场的出现让新旧电价体系的冲突更为明显了。

　　过去的2019年，可谓电力现货市场建设的突破年。国内首批8个电力现货试点已全部进入结算试运行阶段。数个试点当中，存在着各类问题，包括交易价格过低、发用两端依然分层分级、市场价格与用户终端电价难以匹配等。

　　2019年8月12日，国家能源局官网发布对《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》的解读指出要综合施策、共同推动，全面加强配套机制建设。如，建立与现货市场衔接的用电侧电价调整机制，逐步解决用户侧价格双轨制问题；完善与现货市场配套的输配电价机制，更加科学合理界定电网使用成本，更加有利于扩大电力资源优化配置范围等。2020年1月7日，国家发改委官网再次转发对这份文件的官方解读。

　　据悉，部分地方起初对建设现货市场并不“感冒”，相比于直接交易，现货市场的专业门槛极高，这给一些决策者带来了一定的压力；同时，一旦市场运作起来，不合理的行政管控空间将会大大减小，而对于主政者来说，与行政手段相区别的市场监管又相对陌生。

　　而也有政府相关主管部门的官员曾在一场学术论坛上表示，应一分为二地看待行政干预。一方面如果没有一定的行政支持，市场难以成型；另一方面，当市场规则制定出来以后，行政干预就要逐渐“收回来”，才能形成良性循环，把“舞台”交给市场主体。

　　行政干预以外，国有企业的考核、管理体系也尚未跟随市场的脚步变化。

　　在竞争市场发育初期，发电企业的普遍策略是，通过计划电量维持基本运营，但由于要面对利用小时数考核，为争取多发，市场电量价格相对政府核定电价降幅明显，出现了一边向政府申请煤电联动提高电价，另一边参与市场竞争主动降价的矛盾行为。

　　一位从事能源监管的官员曾说，除了市场交易机制以外，市场化改革不能缺少对国有企业定位、考核和管理体系的变革，如果配套机制始终缺失，逐步放开的市场要想再进一步将极为困难。

　　2019年6月27日，国家发改委发布《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》（发改运行〔2019〕1105号）指出，经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开。除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所必需的厂用电和线损之外，其他电力用户均属于经营性电力用户。

　　电量的持续放开对市场中的低价争电量现象有所缓解，基数电量减少，发电企业为保障经营，电力交易价格降幅在2018年之后明显收窄。

　　边际定价并非“万能钥匙”

　　哪种路径最为尊重市场精神，又能够兼顾效率与公平？

　　在市场主体看来，当前的市场设计仍然存在着短板。一位发电企业的资深研究者说，每类机组有其不同的特性，在系统中也发挥着不同的价值，而目前的竞争市场还没有充分让它们体现各自的价值，有一些改革前留下的“包袱”也难以通过现有价格机制进行疏导。

　　2019年，煤电再一次站在了“风口浪尖”。

　　在环保约束力日益增强，新能源利用不断扩大，电煤去产能导致煤价上涨并长期维持较高水平，以及市场化交易规模的不断扩大等多重因素作用下，煤电量价空间齐受挤压，在矛盾尖锐的地区，煤电厂生存举步维艰，宣布破产现象接连发生。

　　作为基础性电源，煤电的“倒下”引发了业内高度重视，围绕当前电力市场设计和价格形成机制的讨论也越发热烈。

　　上述研究者指出，当前无论是直接交易、现货市场还是辅助服务市场，本质上是单一电能量市场，而单一电能量市场设计原理主要基于边际成本定价，机组固定投资成本难以通过电量市场完成回收，且随着现货市场逐步深入，电能量市场降价空间持续扩大，固定成本的回收更是难上加难。

　　华能技术经济研究院陈大宇发表文章指出，随着计划电量、政府定价和新能源补贴的逐渐退出，单纯的电力现货价格会使边际机组的固定成本缺乏有效的回收渠道，特别是在以风光为代表的可再生能源发电占比不断提高的电力系统中，短期发电边际成本持续降低，固定成本回收的不确定性将增大，导致发电企业对容量投资意愿降低。

　　本轮改革启动后，设置容量补偿机制在水火矛盾异常突出的四川被提上议事日程。2016年起，四川火电燃煤机组身陷困境，处于全行业亏损状态，至少一半电厂的负债率达到100%，其中部分超过150%。

　　2018年8月7日上午，相关媒体报道，四川11家电厂的总经理、副总经理悉数来到四川省政府，向省发改委、省能源局、省能监办等相关部门主要负责人表达诉求。相关资料记载，为缓解弃水问题、降低实体经济用电成本，国家发改委相关领导在会见四川省领导时提出成立专门工作小组。

　　当月，国家发改委相关司局赴四川实地走访水电、火电、地方电网、省级电网企业等主体，分别召开座谈会。其中，四川提出的主要诉求就包括实行燃煤机组“两部制”电价，即核定四川省电网安全运行需要的火电机组容量，将相关火电机组的固定成本作为容量电价，保障发电企业基本生存，电度电价通过市场竞争方式形成。

　　据悉，国家发改委价格司对于四川2018年提出的开展燃煤发电“两部制”电价试点的想法表示支持，认为燃煤发电的功能定位已经发生较大变化，主要承担保障电力水电稳定外送、保障电网安全稳定运行、保障特殊时期电力供应、保障丰水期电网调峰等功能，继续采用单一制电度电价已不合适。

　　但考虑到燃煤机组在电网中发挥的作用并不能完全用固定成本的投入来衡量，也不利于通过市场机制发现辅助服务的价值，因此，单纯以发电企业固定成本作为容量电价的计算依据不可行。主管部门建议，可借鉴国外先进经验，由电网公司根据稳定运行需要，提出容量需求，通过“拍卖”方式发现价格，将直接交易、辅助服务市场、发电权交易等结合起来。

　　电源侧实行两部制电价的思路并非本轮改革首提，早在2004年东北区域电力市场建设过程中就已经实践过。eo曾报道，指引上一轮改革的国发5号文发布之后，国务院办公厅于2003年7月30日印发电价改革方案。此62号文提出，上网电价改革的方向是全面引入竞争机制，价格由供需各方竞争形成，过渡时期，主要实行两部制电价，其中，容量电价由政府制定，电量电价由市场竞争形成。各地也可采用部分电量竞价等其他过渡方式。

　　东北采用了前者，即“两部制电价、全电量竞争”模式。然而，随着东北区域市场试运行的戛然而止，对这种模式的反思也逐渐展开。

　　曾为东北设计“单一制电价、部分电量竞争”模式的清华大学教授夏清在相关报告中详细陈述了容量电价机制的问题，包括没有考虑发电企业的历史成本差异，将机组有效容量与实际利用小时数挂钩，使其难以起到政府调节市场的作用等等。

　　“东北当年的模式还是行政定价。”中国电力技术市场协会综合智慧能源专委会会长赵风云评价说：“现在要建设容量市场，要用市场化的方式，机组通过竞价来提供容量服务，根据报价来决定谁中标。”

　　据eo了解，目前四川的初步方案已报送省政府层面审批。方案的核心是推进容量补偿机制，通过市场竞争形成容量电价和电量电价，电力需求预测、具体竞争方式以及容量电费形成方式等还在商议过程中。

　　当地相关参与人士认为，四川的容量机制是为了保障安全稳定供电和火电长期稳定发展，亮点是结合国际容量市场建设经验和四川特色资源结构，首次在国内提出由市场方式确定燃煤机组容量大小及容量电价，同时提到，用户也可以通过类似需求侧响应的方式参与竞价，以此调动市场主体提供容量服务的积极性。

　　不过，上述容量市场的初步考虑仍以补贴在运燃煤机组部分固定成本为主，其短期容量需求预测具有一定局限性。

　　“容量电价的出处最终还是应该在用户身上。”赵风云说：“但不是增加一块费用，而是把电费重新切分。”

　　赵风云等研究者早在2013年就曾提出“三部制电价”思路，即对发电企业上网电价进行切割管理，以容量电价补偿建设成本，以电能量电价补偿运营成本，以辅助服务价格补偿调节成本。其中，容量电价初步以招标和标杆形式确定，其后过渡到由市场产生。

　　当用户选择范围扩大、市场机制不断完善后，新建用户和发电企业可以在国家统一规划的基础上，自主互相选择，彼此承诺用电权、容量电价及容量电费支付方式，电网公司提供输配电服务。

　　据悉，近一年来四川本地负荷增加，火电淘汰关停，水电外送刚性执行，煤电利用小时有所改善，初步方案下一步方向如何还未知。

　　2019年9月26日，国务院常务会议通过《关于深化燃煤机组上网电价形成机制改革的指导意见》，其中提到，“对燃煤利用小时严重偏低省份可建立容量补偿机制，容量电价和电量电价由市场化方式形成”。国家能源局最新发布的《电力中长期交易基本规则（暂行）》（征求意见稿）中也有类似表述：“对于开展电力现货市场的地区，应尽快建立容量市场或其他固定成本回收机制”。

　　四川业内人士认为，随着国家层面对容量市场建设的讨论越来越多，可能会有更为系统、整体的思路。

　　不过，英国剑桥大学教授Michael Pollitt在2019年接受eo专访时，对容量市场并不“感冒”。他指出，容量市场是为未来数年的备用容量进行定价，但事实上电力系统运行中真正重要的是短期备用资源。政府对容量的多少，以及容量市场的规则有着很大的决定权。一般来说，政府总体上不希望容量投资太多，但也要权衡给哪类电源更多投入，这意味着容量市场很容易被“行政化”。

　　另一方面，此轮再议容量补偿机制，在一定程度上发端于煤电出现的“破产潮”，有业内人士提醒，即使要引入容量补偿，也不应以保证某种电源的生存作为根本目标，而是在综合考虑经济性和环境等共同约束条件下，为系统提供充裕备用资源开展的机制建设。（eo记者 姜黎）