大时代下的电价走向

10月12日，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，打出了一套组合拳，也标志着电力系统在全面迈向市场化阶段迈出了历史性的一步。

（来源：微信公众号“晓盼说事” 作者：刘晓盼）

一、电力价格的前世今生

要了解电价政策，有必要先对其历史进行简要回顾，自改革开放以来，我国的电价政策可以大致划分为五个阶段，体现了不同时期下经济社会发展对电力的诉求，其中许多政策现在看还具有极强指导意义。

破冰时期（1978~1985年）。党的十一届三中全会召开后，改革开放浪潮席卷全国，市场活力和计划制约的矛盾同时被推到台前，高度集中管理、体系长期统一、价格相对低廉的电价政策已不再适应时代的要求。为此，我国在稳定总体价格水平基础上，出台了一系列结构性改革政策（见下）。这一时期的电价政策以“打补丁”为主，并没有形成改革体系，电价水平没有大的变化。

1、1980年7月1日起，对新增电解铝、电石产品的工厂和车间用电取消优惠电价。

2、进一步提高东北地区电价，与华北一致。

3、颁布《功率因数调整电费办法》，提高奖惩幅度，扩大实行范围。

4、试行峰谷分时和丰枯季节电价。

探索时期（1985~1996年）。1983年以来，我国经济社会发展连续达到两位数高速增长，全国首次出现“电荒”。由于电力短缺很大程度上是由于资金不足，为调动各方积极性，我国开始探索集资办电等模式，并于1985年出台了《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，并相应出台了“还本付息”等电价政策。这一时期的电价政策体现了强烈的实用主义色彩，并没有法律依据，电价水平较快增长，参考资料可知，绍兴市1990年居民照明电价约0.165元/千瓦时，到1996年涨至0.43元/千瓦时。

1、1993年，国家对指令性电价和指导性电价进行并轨，实行新的目录电价。

2、允许新建电力项目按还本付息需要核定成本。

3、实行“燃运加价”政策，首次建立煤电联动机制。

4、出台“二分钱”电力建设基金政策，作为地方电力建设的资金来源。

规范时期（1995~2002年）。1996年，《电力法》颁布实施，第五章对于电价做出了如下规定：“电价，是指电力生产企业的上网电价、电网间的互供电价、电网销售电价。”从此，电价管理逐步走上法制化轨道。随着亚洲金融危机爆发，供需形势快速变化，电力系统首次经历了从“缺电”到“过剩”的大幅转变，原有电价政策也进行了规范调整。这一时期的电价政策主要从“实用主义”逐步转向“理性主义”，电力价格相对稳定。

1、以“经营期电价”取代“还本付息电价”。

2、启动“两改一同价”政策，大幅降低农村电价水平。

3、取消电价外加价，规范电价管理。

改革时期（2002~2013年）。2000年，《令人沮丧的电力改革》摆上决策层案头，2002年，以厂网分开、竞价上网为标志的新一轮电力体制改革掀开序幕。之后，国家连续印发了《上网电价管理暂行办法》、《输配电价管理暂行办法》和《销售电价管理暂行办法》等三个改革配套实施办法。其中最为人熟知的就是燃煤机组上网电价由事后定价改为事前核定标杆电价。同时，由于国家电力建设政策大幅调整，2003年我国又出现了新一轮的“电荒”。这一时期的电价政策有强烈的市场化改革导向，电力价格呈现基本稳定、略有上升的特点。

1、2004年，出台煤电价格联动政策，原则上以不少于6个月为一个煤电价格联动周期。若周期内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过5%，相应调整电价；如变化幅度不到5%，则下一周期累计计算。

2、2008年，将非居民照明电价、非工业和普通工业电价、商业电价归并为一般工商业电价。2013年，明确用5年时间，逐步将销售电价归并为居民生活用电、农业生产和工商业及其他用电价格三类。

新改革时期（2014年至今）。2014年，习近平总书记在中央财经领导小组第六次会议强调积极推动能源生产和消费革命，要求抓紧制定电力体制改革方案。2015年，中共中央国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，确定了“三放开、一独立、三强化”的改革基本路径以及“放开两头、管住中间”的体制框架。这一期间，输配电价改革取得初步成效，发用电价格有序放开，特别是2016年以来，国家通过降价、减税、清费、市场化等方式不断降低用电成本，我国“获得电力”指标位列全球第14名。这一时期的电价政策基本上沿袭了新一轮电力体制改革的总体思路，但由于改革没有设定明确的时间表，电价改革节奏和电力供需形势变化不尽匹配，电力价格略有回落。

1、上网电价由标杆电价逐步向市场化过渡，由用户与发电企业协商确定。

2、单独核定输配电价，包括准许收入、准许收益和价内税金三部分。

3、销售电价，由现行的居民生活用电、农业生产用电和工商业及其他用电，逐步过渡至用户和发电企业协商上网电价+输配电价的方式。

二、电价市场化已经势不可挡

这次电价改革是电力市场化改革迈出的重要一步，概况为“三变三不变”：

1、能源战略发生了改变，但以人民为中心的思想没有改变。之前我多次提到，能源“不可能三角”体系已经从过去的摇摆式进入突围阶段，清洁环保排名最前，其次是立足安全的稳定供给，而要满足这两点诉求，势必要在价格方面作出足够让步。以德国为例，其新能源消费占比高达16.1%，且弃风弃光率不足1%，但付出的代价是电价从2000年最低的13.94欧分/千瓦时上涨至2019年的30.43欧分/千瓦时。此次电价政策明确，居民、农业用户将和以往一样购电用电，电价水平保持不变，彰显了“以人民为中心”的发展思想，服务乡村振兴的需要。

2、市场化的手段发生了改变，但市场化的方向没有改变。历次电价政策调整前，几乎都面临着市场煤和计划电冲突的问题，特别是此次电煤价格大幅上涨，是造成“电荒”的重要原因，要解决这一问题，到底是走计划煤的路子还是市场电的路子？之前尚存一定争议。从此次政策看，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，尚未进入市场的工商业用户全部进入电力市场，新一轮电力体制改革终于向市场化的方向迈出了关键一步，发挥市场在资源配置中决定性作用的理念没有改变。

3、政策节奏发生了改变，但政策框架体系没有改变。此次电价政策调整非常及时，对缓解燃煤发电企业经营困难、抑制不合理电力需求意义重大，虽然略显滞后，但是犹未为晚。从新一轮电力体制改革框架看，电力系统中存在自然垄断业务和竞争性业务，“放开两头，管住中间”一直是电价调控体系的重要组成，此次政策沿袭的框架依然是立足上下游竞争性市场，对输配电价等相对完善的改革措施没有过多涉及。

三、算算电价承受能力

按照此次电价改革要求，燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%，目前秦皇岛5500动力煤年度均价为930元/吨，同比增长61.2%，远高于煤电价格上浮的上限，全国燃煤发电价格顶格普涨并传导至下游是大概率事件，按照2020年我国总发电量7.62万亿千瓦时、65%来自于煤电测算，如果电价上浮持续下去，每年将增加企业用电成本约3600亿元，而过去5年电力市场化交易的降幅仅3000亿元。

此外，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制，这也是国家控制“两高”项目的手段之一。初步预计，全国高耗能行业今年用电量有望达到2.15万亿千瓦时，按照全国平均工业用电价格0.635元/千瓦时测算，如果销售电价上浮20%（这样也有利于减轻小微企业和个体工商户涨价压力），将增加用电成本约2700亿元。值得注意的是，经参考相关文献，高耗能行业对电价政策非常敏感，如电解铝用电成本约占总成本的40%左右，在主要原材料成本不变情况下，可承受电价上浮空间最多也只有20%，而今年以来，原材料价格大幅上涨，如果再大幅抬高电价，高耗能行业的利润空间将严重受挤压，而要维持企业盈利水平，势必会进一步提高产品出厂价格，从而推动PPI上升。

四、下一步电价改革的方向

价格是市场调节的重要手段，要推动电力系统走向市场化，价格改革尚需进一步攻关。

1、建设统一市场。新一轮电力体制改革以来，各省市电力市场已基本建立完成并运作了一段时间，部分地区在电力现货市场方面取得了一定经验，有必要加快发挥价格信号的引导作用、进一步促进市场化交易，加快建立全国统一的电力市场。要注意的是，市场也有失灵、失控的时候，全世界也并没有统一的标准，这需要顶层结合各地实际运行情况进一步加强理论研究，持续完善相关体制机制。

2、实现低碳转型。此次电价改革，现行燃煤发电基准价继续作为新能源发电等价格形成的挂钩基准，但随着电力市场的深入推进，新能源发电价格势必会和火电“脱钩”。在碳达峰、碳中和战略目标指引下，要完成庞大的新能源建设任务，还须未雨绸缪，尽快探索建立新能源上网电价的市场化运作机制。

3、强化价格监管。今年以来，能源危机愈演愈烈，此次的电价改革只是一个引子，随着煤、电、气各类能源产品价格不断上涨，一味依靠市场是不现实的。比如今年5月，广东电力市场实时平均价格较基准价高出了25%，已经突破了20%的涨幅天花板，市场发现了价格信号，但现有的体制机制又不足以全部疏导出去，怎么办？因此，电价必须要强化监管，既要防止价格偏低、导致供给不足、供电可靠性下降，又要防止价格偏高、影响实体经济竞争力。

4、还原商品属性。此次电价改革后，由于居民、农业等民生用电的价格水平没有变，势必会进一步加重工商业用电负担。据测算，我国政策性交叉补贴金额高达3000亿元，如果要走电力市场化的路子，就需要尽快厘清交叉补贴，变暗补为明补，同时逐步完善居民阶梯电价政策。