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煤電聯動退出是深化電改的重要一步

2020/1/15  來源:中國煤炭市場網  
 
 

    電力市場化改革涉及面廣、影響的利益主體多,推進并非易事。而煤電聯動的退出與新電價形成機制的推出,是深化電力市場化改革的重要一步。

  施行十多年 煤電聯動效果不理想

  為推進電價市場化,從2020年1月1日起,尚未實現市場化交易的電量將取消煤電價格聯動機制,標桿上網電價機制也改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。基準價按各地標桿上網電價確定,浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%,具體電價由供需雙方協商或競價確定。但為保障新的電力定價機制平穩過渡,特別是為確保一般工商業平均電價只降不升,2020年的標桿上網電價將暫不上浮。同時,對居民、農業等民生用電繼續執行現行目錄電價。

  根據新的電價形成機制,已施行了十多年的煤電聯動機制將退出歷史舞臺。煤電聯動機制最早于2005年開始實施,當時的主要目的是解決“市場煤”與“計劃電”之間的矛盾。中國的煤炭行業是市場化改革較早,且市場化程度較高的行業。2002年開始,國家就已停止發布電煤的政府指導價格。在2002-2012年期間,雖然政府還是會不時調控電煤價格,但煤炭的市場化程度不斷加強。2012年底,國務院辦公廳印發了《關于深化電煤市場化改革的指導意見》,從2013年起正式取消了煤炭價格的雙軌制。至此,煤炭價格基本由市場的供需關系決定。但與煤炭行業相比,電力市場化改革則相對滯后。2002年的電力改革實行了廠網分開、競價上網的改革,放開了發電領域的市場競爭,但上網電價仍然受到政府的管制。由于上網電價直接影響了煤、電兩個行業的總收入水平,因此煤、電利潤經常存在此消彼漲的情況。

  煤電聯動機制的設計初衷,就是使火電的上網電價能夠根據煤炭市場的價格變化進行調整,部分地將市場機制引入上網電價的制定中。但在實際操作過程中,煤電聯動政策實施得并不理想。政府在調整電力價格時,往往還會考慮通貨膨脹、下游行業承受能力等多方面因素,電價的調整頻率并沒有達到預期。同時電價整體存在降價容易漲價難的現象,煤電聯動機制事實上并沒有真正發揮價格傳導的作用,火電企業作為中間環節被動消化了大部分煤炭價格波動的影響。

  煤電聯動是電力市場化改革不完全的歷史條件下的產物,2014年以后,新一輪電力體制改革啟動,實施煤電聯動機制的必要性也逐漸減弱。隨著上網電價的逐步放開,火電成本向下游傳導的機制將逐步通暢,再實施煤電聯動機制既不可能,也無必要。本次煤電聯動的取消就是與新的電力定價機制同時發布的。

  市場化改革 新定價機制仍潛藏問題

  當然,市場化改革是一個逐步推進的過程,需要給市場適應的時間和穩定的預期。因此,我們看到,新的上網電價采取的是“基準價+上下浮動”的機制,同時在2020年暫時不上浮。較為平穩的過渡機制,能夠有效化解市場化改革的壓力,同時減少未來市場波動帶來的沖擊。但是,作為過渡性的安排,新的定價機制也存在一些潛在問題:

  首先,隨著電力市場深入改革,煤炭價格將會更快地反映到電力價格中。近年來,煤炭市場整體供應偏緊,煤炭價格也維持在較高位置。未來如果電力需求進一步增長,電煤的需求仍可能上升。而近年來由于煤炭行業去產能以及嚴格控制新增產能的建設,煤炭的供給彈性較弱。需求上升將有可能導致煤炭價格進一步上漲。而煤炭價格上漲帶來的火電成本上升最終要傳導到終端電價中,這會給電價造成很大壓力。同時,煤炭價格的波動性較強,價格傳導機制暢通后,未來電力價格將會出現更加頻繁的波動,這可能會給部分電力需求較大的企業的決策帶來一定不確定性。

  其次,前期電力市場化改革得以順利推進,很重要的一個前提是火電處于產能過剩狀態。終端電價的下降很大程度上是通過減少電網和火電企業的利潤來實現的。在市場化改革的推進中,降價時阻力相對較小,但在漲價時面臨的阻力就很大。而現實中沒有只跌不漲的市場,新定價機制最終能否經受得住漲價的考驗還很難說。此外,近年來隨著產業結構的調整,用電需求結構也出現了較大變化。同時供給側不穩定的可再生能源占比也在不斷提升。可再生能源的發展以及生活消費和第三產業用電占比的提升,在一定程度上影響了電力系統的運行效率。最明顯的是2004年電荒時,火電的運行小時數達到了5991小時,2011年電力供應緊張時,火電的運行小時數也高達5305小時。而2018年火電運行小時數僅為4378小時,部分地區就出現了季節性的供電緊張。這也限制了未來電價下調的空間。

  再次,目前居民用電仍然執行現有的目錄電價,電力市場化改革沒有延伸到居民用電領域。但需要直面的問題是,中國居民用電交叉補貼規模巨大。一般而言,居民用電的供電成本要遠高于平均供電成本。而中國出于民生的考慮,長期壓低了居民用電價格。2018年,中國居民用電的平均電價僅為0.53元/千瓦時,而美國約為0.9元/千瓦時。歐洲國家的居民用電價格則更高,德國甚至達到了2.4元/千瓦時的水平。2018年,中國的生活用電占電力消費的比重為14%,而美國居民用電則占到電力消費比重的40%。未來隨著居民生活水平的提高,用電占比的持續提升,電力成本將承受更大壓力。

  最后,為了確保一般工商業平均電價只降不升,目前的政策是2020年上網電價只降不漲,這也給新的定價機制帶來了一定挑戰。電力市場的總份額是相對固定的,擴大市場化交易所能帶來的收益是邊際遞減的。目前,負荷相對穩定的大工業用戶大部分已納入市場化交易,剩余的一般工商業用戶供電成本較高。在引入市場化的定價機制后,即使短期內能夠壓低價格,但長期來看,一般工商業電價很有可能會出現上升。

  應對挑戰 全局性政策考慮很關鍵

  應該說,電價形成的新機制是電力市場化改革不得不邁出的一步。但電力市場并不是孤立的市場,而是與上下游產業緊密連接的。要應對新的定價機制可能面臨的挑戰,需進行全局性的政策考慮。具體而言,應對方式有以下幾點:

  第一,加強煤炭供應保障。中國的資源稟賦以煤炭為主,煤炭在能源結構中一直占據主導性地位。目前中國的人均能源消費量仍低于主要發達國家,特別是人均用電量還不到美國的一半,也遠低于韓國、德國等制造業比例比較高的國家。未來隨著能源需求的上升,煤炭需求仍可能會繼續增長。而如果煤炭產能沒有相應增加,很可能會出現煤炭供應緊張、價格上漲的情況。這種情況在歷史上曾反復多次出現。煤炭價格上漲后,電力價格將承受較大壓力。要在穩定電價的前提下順利推動電力市場化改革,根本的手段還是要保障充足的煤炭供應和較低的煤炭價格。政策上可能需要適當鼓勵煤炭優質產能的建設和釋放,同時加快煤炭輸送通道的建設。如此,煤炭的清潔低碳利用將成為政策重點關注的一個領域。

  第二,由于居民用電仍將持續大幅增長,要深化電力市場化改革,居民用電是一個不得不認真面對的問題。對于居民等保障性用戶,同樣可以通過更加靈活的定價機制降低供電成本。通過完善峰谷電價、季節性電價、階梯電價的定價機制,使電力價格反映真實的供電成本,引導居民用戶調整不同時段的電力消費量,可以在不增加用電成本的情況下實現提升電力市場運行效率的目的。當然,在這一過程中做好公眾溝通很重要,可以先在電費賬單中明確列出交叉補貼的金額,讓公眾認識到電力供應的真實成本。很多時候,改革的阻力來源于公眾的認知不足。應該加強對于電價構成以及市場化觀念的樹立,試點在收入比較高的地區允許電價上浮,增強用電主體對市場價格的接受度。同時還要進一步完善階梯電價的設計,適當提高最高檔的電價水平,使高收入用戶的用電價格與供電成本接近。

  第三,加快電力現貨市場、期貨市場與遠期合約市場的建設。電力市場化改革是一項系統工程,需要全方位的改革創新與之相配套。特別是在降低一般工商業用電價格的大背景下,提升電力市場的運行效率是降低電價的關鍵。通過現貨市場的建設,可在短期內將價格信號有效傳導,使得市場主體對價格進行響應從而調整高峰負荷。而期貨和遠期合約市場的建設,可為市場主體提供更多的價格對沖工具,防止價格劇烈波動對影響市場。

  總而言之,電力市場化改革涉及面廣、影響的利益主體多,推進并非易事。而煤電聯動的退出與新的電價形成機制的推出,是深化電力市場化改革的重要一步。(作者:廈門大學中國能源政策研究院院長 林伯強)

 
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