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电价如何走出“能跌难涨”怪圈?

作者:卫琳聪 来源:南方周末 发布时间:2021-10-31 浏览:
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中国电力市场建设存在的根本问题是电价“能跌难涨”,因为电力涉及整体经济发展,维持低价只是电力企业亏损,涨价则增加各领域企业成本。

(本文首发于2021年10月28日《南方周末》)

中国电力体制改革已开展近20年,核心难点仍是电价市场化。 (IC photo/图)

2021年10月12日,国家发展改革委(下称“发改委”)印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(下称“通知”),公布放开全部燃煤发电电量上网电价,扩大市场交易电价上下浮动范围,推动工商业用户全部进入电力市场等系列改革措施。

在同日举行的新闻发布会上,发改委价格司司长万劲松表示,此次改革“是电力市场化改革又迈出的重要一步”,“核心是真正建立起了‘能跌能涨’的市场化电价机制”。

此前一个月,“限电潮”席卷全国20个省市。湖南,宁夏,上海等地相继出台政策,允许煤电市场交易价格上浮。

自2002年国务院印发《电力体制改革方案》算起,中国电力体制改革已开展近20年。此次改革,究竟改了什么?

从煤电联动到电力交易市场

20年前,中国的电力系统实行垄断经营,指令性计划体制色彩明显,政企不分,厂网一体。电力由电网统购统销,价格按照政府制定的目录电价执行。电网既是发电厂的唯一买家,也是电力用户的唯一卖家,不仅负责电力输配和调度,也通过上下游价差获取收益。

2002年,国务院发布的《电力体制改革方案》提出“打破垄断,引入竞争”,要求“充分发挥市场配置资源的基础性作用”。随后,垄断电力经营的国家电力公司被拆分,组建两大电网公司,五大发电公司和四个辅业公司,实现“厂网分离”“主辅分离”,初步形成电力市场主体多元化竞争格局。

但电力交易机制依然缺失,售电侧缺乏有效竞争。在当时的环境下,电力价格调整主要执行煤电联动机制,由政府进行调控。

2004年,随着煤炭供应趋紧,煤电价格矛盾突出,发改委发布《关于建立煤电价格联动机制的意见》,要求根据煤炭价格变化调整电价。 但具体调整由发改委管控,不由市场自发调节。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强曾参与煤电联动机制设计。他告诉南方周末记者,最初设计时,他和其他专家曾建议有关部门将此作为自动机制,即煤价上涨后按照公式自动测算电价相应上涨幅度,不由政府干预调节。

林伯强表示,煤电联动机制设计中不完美的地方在于,是否启动这一机制依然由政府决定。出于宏观经济考虑,政府对于上调电价态度谨慎,即便煤价上涨达到规定水平,也不全然按照设计启动煤电联动机制。自建立之后,煤电联动机制仅启动两次。

此后,新一轮电改启动。2015年3月,中共中央办公厅印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》,提出“管住中间,放开两头”体制架构,即电网输配电价由政府管控,发电侧和售电侧电价有序放开。

作为新一轮电改配套文件,2015年11月,国家发改委,能源局印发《关于推进电力市场建设的实施意见》,要求“逐步建立以中长期交易规避风险,以现货市场发现价格,交易品种齐全,功能完善的电力市场”。

电改进入电力市场建设阶段。林伯强介绍,电力市场的建设初衷是为了解决“市场煤,计划电”的矛盾,理顺电力价格机制,利用市场提高资源配置效率。

以售电公司为核心

按照制度设计,电力市场由电力交易中心组织,发电厂,售电公司,电力用户,电网四方参与。

“这样一个机制设计出来后,就多了两个主体,一个是市场管理机构电力交易中心,相当于证券交易平台。另外多了一个商业环节,就是售电公司,来做电力资源的对接。”广州一家售电公司的董事长张传名对南方周末记者说。

售电公司主要业务模式是从发电厂购买电力,再转卖给工商业用户,从中赚取差价,并向用户提供用电规划等服务,帮助其节省用电成本。

电改之前,这部分差价由电网获取。为增强售电侧竞争性,2015年新一轮电改提出,“鼓励社会资本投资成立售电主体,允许其从发电企业购买电量向用户销售。”售电公司由此产生,成为电力交易的核心角色。

2016年,售电公司开始大量出现。企查查数据显示,2016年经营业务包含“售电”的公司多达3985家,是上一年的近3倍。

在售电公司纷纷出现时,当年46岁的张传名决定辞职投身其中。当时他是南方电网办公厅的处长,在电力行业浸润已近30年。

张传名向南方周末记者回忆,自己当时读新电改政策读到走火入魔,觉得应该去干点事情,就在2016年辞职离开南方电网,次年创办公司,开展售电业务。他头发花白,戴一副金边眼镜。

张传名介绍,售电公司分为两类,一类为发电厂设立的售电公司,另一类为不具备发电厂背景的独立售电公司。前者在市场份额中占多数,广东地区零售侧售电份额的60%-80%由此类售电公司占据。

该公司售电事业部副总裁李森介绍,公司的客户主要为年用电量在几百万到一两千万度的企业,他所接触的客户以中小型加工企业居多,2020年公司的总售电量达20亿度。

李森表示,年用电量更大的企业倾向于和有发电厂背景的售电公司合作,相比于独立售电公司,此类售电公司对合同执行更有保障。

按照电力交易规则,多数电力用户参与市场交易需由售电公司代理购电,用电量大到满足市场准入门槛的用户可直接与发电厂交易。比如,2021年广东省的这一准入标准设定为年用电量8000万度及以上的工业用户或年用电量5000万度及以上的商业用户。

张传名告诉南方周末记者,即便满足用电量标准,选择向发电厂直接购电的企业也非常少,广东达到这一标准的大用户中只有两家和发电厂直接交易。

“因为这样对他是极为不利的,偏差要由他自己承担。”张传名解释,由于电力生产是实时的且无法储存,用户购买的电量和实际使用情况可能出现偏差。电力交易中心设有允许偏差范围,超出这一范围的电量将以更高价格购买。

“现在广东的规则是,你买100度的电,允许偏差范围是4%,也就是说实际用电量需要在96度到104度之间。”张传名介绍,如果用户直接与发电厂交易,引起偏差的风险需要自行承担,如果经由售电公司购电,由于售电公司同时掌握多个用户,单个用户的电量偏差可在内部调节,最终偏差风险由售电公司承担。

李森介绍,在电力市场交易中,发电厂,售电公司,电力用户之间的交易形式包括年度长协,月度竞价等。年度长协即一次性签订一年的交易合同,签订后价格锁定,不受市场变动影响。这一交易形式通过场外双边协商达成。

由于年度长协签订的交易量与实际需求往往存在出入,超出或不足的部分可通过月度竞价交易等方式调整。月度交易通过月度集中竞价,月度双边协商交易,月度挂摘牌交易实现。

“一般来说,我们每年的大头还是年度长协,月竞交易只是作为一个调偏差的交易品种。”一位业内人士透露,月度竞价一般也是在发电集团控制价格,月度双边和月度挂摘牌也是场外谈好价格,场内直接交易的,价格通常并无优势。

林伯强解释,双边协商达成的年度长协也属于市场交易,并不受政府干预,相比于集中竞价,这种交易方式价格波动较小,能源交易市场普遍以长协为主。

“更便宜的一部分从哪里出?”

电力交易市场建立后,用电实行双轨制,用户可进入市场按市场价进行交易,也可在场外由电网企业供电,接受目录电价。

自建立以来,电力交易市场的价格仍受政府管制。无论与发电厂直接交易,还是通过售电公司购电,电力用户只要进入交易市场,所获得的电价都要比在场外向电网购电更便宜,最高与场外目录电价持平。

“电改之初提出的嘛,参加市场化要释放改革红利,所以进来就都有好处。”张传名解释。

2019年,发改委出台《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》,提出燃煤发电上网电价以市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成。工商业用户用电价格与之联动,不再执行目录电价。

其中,基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过10%,下浮原则上不超过15%。

但该意见仅要求具备市场条件的地区执行“基准价+上下浮动”价格机制,且2020年暂不上浮,确保工商业平均电价只降不升。

“释放改革红利,就是让用户用电比目录电价更便宜,这样理解的话,更便宜的一部分从哪里出?”张传名分析,电网收取的价格已由国家核定,又要留出一部分利润空间给售电公司这样的商业环节,让利部分只能从发电厂获取。

但在当前煤价高企的境况下,从发电厂“割肉”已不可持续。“现在煤价实在太贵了,每吨到厂价格已经超过2000块钱,去年的时候价格一直还是三位数,现在2000多,这差别有多大?”李森表示。

在此背景下,此次发改委发布的《通知》希望推动工商业电价上涨,将上游煤炭成本向下游电力用户传导。

通知明确,“各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场,按照市场价格购电,取消工商业目录销售电价。”此外,“将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%,下浮原则上不超过15%,扩大为上下浮动原则上均不超过20%,高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。”

取消目录电价,意味着以往电力交易的价差模式不复存在,即便以价差模式来衡量,在煤炭价格高企的行情下,燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大后很可能出现“正价差”,即市场交易价格高过原有目录电价。

如此,用户会愿意接受吗?

让市场接受涨电价并不容易

张传名分析,从目前煤炭价格行情看,电价上涨至20%上限是大概率事件。但让市场接受涨电价并不容易。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强向南方周末记者解释,由于电力属于基本投入,居民电价涉及民生,涨价极为谨慎,工商业电价又涉及各地经济发展,涨价也面临阻力。“就是降电价没有问题,涨的话问题全来了。”

现行体制下,五大发电集团属于央企,钢铁厂等用电大户多属地方国企,维持低电价意味着发电企业自行消化成本,损失由中央承担,电价上涨则增加地方国企成本,由地方政府承担。

“一动电价,就涉及GDP,涉及国企,涉及地方政府,这都是问题,所以涨价就比较难。”林伯强感叹,“其实也不能养成这种习惯,一个市场哪有说只许跌不许涨的?”

10月12日改革措施发布后,电力交易价格出现上浮。10月15日结束的江苏电力市场月内挂牌交易成交均价较基准价上浮19.94%,逼近浮动上限,出现江苏省售电交易首次正价差。

李森告诉南方周末记者,他的不少客户都接受不了涨价,反映最近几个月都在亏本,一天之内有好几家向他询问能否退市。

“原来电是让利市场,要规定达到一定规模才允许进入,现在变成亏本市场,企业进入市场要花比目录电价更高的价格买电,这样大家就不愿进入了,会想要退出。”鞍钢联众电力负责人对南方周末记者分析。

但在实际操作中,退市很难实现。

《通知》提出,“推动工商业用户都进入市场”,“对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电,代理购电价格主要通过场内集中竞价或竞争性招标方式形成”,“已参与市场交易,改为电网企业代理购电的用户,其价格按电网企业代理其他用户购电价格的1.5倍执行”。

换言之,已经参与市场交易的用户一旦退出市场,非但不能享受以往的目录电价,购电价格还要按照其他用户的1.5倍计算。未进入市场的用户则由电网企业代理,参与市场交易。

“收费是由电网收费,你是跑不掉的,除非你不用电。”李森告诉南方周末记者,由于电力调度和费用结算必须经过电网,只要用户还有用电需求,退市后就无法避免支付其他用户1.5倍电价。

林伯强认为,中国电力市场建设存在的根本问题是电价“能跌难涨”,因为电力涉及整体经济发展,维持低价只是电力企业亏损,涨价则增加各领域企业成本。出于宏观经济考虑,政府对电价放开非常谨慎。

他表示,此次改革能够在一定程度上缓解煤价高企带来的发电企业亏损,电力短缺问题,但见效不一定快。原因在于,当前的浮动范围仍在控制之下,和煤价涨幅相比,电价即便上涨20%也不能抵消发电企业的亏损。能够产生较大影响力的措施在于对高耗能企业用电价格不做限制,地方政府如能落地执行,将起到一定效果。

目前,河南等地已发布政策,将煤电市场交易价格浮动范围扩大至20%。广西于10月17日发布通知,要求高耗能企业电价直接上浮50%进行结算。

(应受访者要求,李森为化名)

关键字:电价

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