我国销售电价的影响因素及中期趋势分析

王 浩



我国销售电价的影响因素及中期趋势分析

王 浩

（宜宾学院政府管理学院，四川宜宾 644000）

供求因素、定价方式、国家能源政策对我国销售电价有着至关重要的影响。我国销售电价大约在2017年后到达最低值，其后开始上升。

销售电价；直接交易；输配电价改革；清洁能源

当前我国销售电价有两种确定方式，一是按照原来的方式完全由国家发改委或各省级行政区发改委确定，二是通过发电企业和售电企业或用电单位的直接交易确定上网电价、在此基础上加上电网输配电价等确定。本文中的我国销售电价即是指这两种销售电价与各自占我国社会用电总量权重的乘积之和。按照第一种定价方式，2014年以来，国家发改委已经两次全国性降低燃煤标杆电价和工商业销售电价，我国工商业销售电价累计降幅为每度电4.8分。按照第二种定价方式，2015年3月15日，中共中央国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》即电改九号文发布，电力体制改革启动后至今，发电企业和售电企业或用电单位通过电力交易机构的直接交易在年度用电量的比例逐渐提高，直接交易确定的上网电价一般均低于国家发改委和各级政府确定的上网电价；电改后我国开始了输配电改革试点，试点省份输配电价略有降低的情况下，与直接交易电量部分相关的销售电价也相应降低。因此，2014年以来，我国销售电价不断下降。

销售电价将来的运行趋势如何，不仅影响着电力体制内生产者的利润与投资，而且影响着国民经济的增长速度和宏观经济的运行趋势。销售电价不断下降是暂时的还是较长时期的？宏观经济学一般把三四年当做中期，那么2020年前的未来三四年，即我国销售电价中期的运行趋势如何？我国销售电价的影响因素是哪些？对于上述这些问题的分析具有重要意义，然而关于上述研究尚属空白，本文旨在填补这一缺陷。

一、我国销售电价的影响因素分析

电能作为一种商品，销售电价无疑受供求因素、定价方式、国家能源政策三种因素影响。

（一）供给与需求

销售电价由上网电价、输配电损耗、输配电价及政府性基金等组成，当前上网电价的确定有两种方式，政府确定或者直接交易确定。电力作为现代社会经济发展中的基础能源和重要商品，在我国市场经济运行和经济增长中发挥着重要作用，销售电价无疑受供求关系影响。一般来讲，随着经济增长，电力需求和电力供给都会随之增加。当经济增长形势较好时，社会用电需求增加较快，发电量跟不上用电量时，销售电价上升；当经济增长进入低速增长阶段，社会用电量增加减慢，发电企业的供电潜力大于社会用电量时，销售电价就有可能下降。

销售电价受供给成本影响，供给成本包括发电成本、输配电损耗、输配电成本、政府性基金等。发电成本是上网电价的主要影响因素。我国电力企业主要分为煤电、水电、核电、风电、光伏发电等，煤电在我国发电总量中占绝对优势。经济增长速度较快、电力需求增加时，会带动煤电企业原料煤的价格上涨，煤电企业单位生产成本增加引起上网电价提高，带动销售电价上行；反之亦然。水电、核电、风电、光伏的发电成本主要受建造成本和技术因素影响，水电和核电的生产技术已经成熟，近年内发电成本已经稳定，随着风电和光伏发电的生产技术不断进步，发电成本将不断下降。输配电损耗和输配电价会随着输电线路长度、用户电压等级和负荷率、输配电设备效率等的变化而变化。政府性基金包括城市公用事业建设费、农网还贷资金、国家重大水利工程建设基金、可再生能源附加等，其中某些会随着政府税费改革逐渐消失或降低。但是我们研究的时期只有三四年，假定输配电损耗、政府性基金中除可再生能源附加外，其他因素均不变，因此只研究发电成本、输配电价和可再生能源附加对供电成本的影响。

（二）定价方式

2015年电改前，电网企业以政府确定的上网电价向发电企业购买电力，经过电网的输电、配电后把电力以销售电价出售给用电部门或个人，电网在电力系统中处于核心和垄断地位。销售电价由政府确定的上网电价、输配电损耗、输配电价及政府性基金等部分构成，各地区发电企业的上网电价和销售电价由国家发改委或各省级行政区发改委确定，电网企业以销售电价减去政府确定的上网电价、输配电损耗等之差作为输配电价获得经营收益。这是我国销售电价的第一种定价方式即政府定价。2015年3月15日《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》的发布标志着电力体制改革的启动，新一轮电改确定了“管住中间、放开两头”的体制框架，“中间”是指具有自然垄断属性的输配电网络。管住中间，政府就要管住输配电价；“两头”主要指发电和售电两个竞争性环节，放开两头，政府要放开价格、放开发用电计划。按照新一轮电力体制改革的逻辑框架，需要形成独立的输配电价；需要放开售电侧，形成多元购售电主体；需要组建地方市场交易机构；需要放开发用电计划[1]。2015年10月15日发布的《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》中明确，到2017年，竞争性领域和环节价格基本放开，政府定价范围主要限定在重要公用事业、公益性服务、网络型自然垄断环节。到2020年，市场决定价格机制基本完善，科学、规范、透明的价格监管制度和反垄断执法体系基本建立，价格调控机制基本健全。电改后至今我国已经成立了33个区域级或省级电力交易机构[2]，发电企业和售电企业或用电部门在电力交易机构内直接交易确定上网电价，直接交易电量占年度发电量的比例将会越来越大。同时，我国2014年就开始了深圳蒙西输配电价改革试点，电改后已经扩展到17个省级电网和华北区域电网，2017年底后输配电改革覆盖全国，电网企业此后将完全按照规定的准许成本加合理收益收取过路费作为输配电价。按照这种定价方式，销售电价就等于直接交易确定的上网电价加上国家新规定的输配电价、输配电损耗、政府性基金等的总和。这是第二种定价方式即市场定价。从电力供给与电力需求的对比传导到销售电价的过程来看，两种定价方式是不同的，第一种是行政过程，第二种是市场过程，第二种定价方式对于供求对比的反应无疑较为迅速直接与准确。

（三）国家能源政策保障清洁能源不断替代煤电

随着人类社会经济增长，环境保护受到全世界关注。伴随经济高速增长和工业化的加快，我国多项主要能源消耗总量和多项主要污染物排放总量居世界首位，单位GDP能耗远超世界平均水平，当前我国已经成为世界上最大的能源消费国和最大的污染排放国。2006年，我国向全世界承诺，到2030年单位GDP的CO2排放比2005年下降60%～65%[3]。我国把单位GDP能耗和主要污染物排放总量的减少比例这类约束性目标，纳入十一五后国家及各省市县的国民经济和社会发展五年规划和年度计划，对各级政府和相关企业在总的约束性目标中的责任进行层层分解，制定颁布了多个支持节能减排的法律政策，完善强化了监督考核问责惩罚的监管机制，形成了一个有效落实节能减排目标的法律政策体系。电力行业是节能减排的重要领域，由于煤电独大及煤电的高能耗与污染性，按照国家节能减排的统一部署，2006年起我国一方面关停污染和能耗高的小火电机组，一方面颁布众多法律政策文件鼓励以清洁能源发电替代煤电，煤电在我国总发电量的比例由2007年的78%降为2015年的67%，而清洁能源发电占比则从18%提升至27%。2015年出台的电改九号文继承了上述以清洁能源替代煤电的政策，这一点集中体现在电改九号文的配套文件《关于有序放开发用电计划的实施意见》，其主要原则规定：坚持节能减排和清洁能源优先上网。在确保供电安全的前提下，优先保障水电和规划内的风能、太阳能、生物质能等清洁能源发电上网，促进清洁能源多发满发。具体规定包括：（1）优先发电适用范围。为便于依照规划认真落实可再生能源发电保障性收购制度，纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电优先发电；为减少煤炭消耗和污染物排放，水电、核电……优先发电，以上原则上列为二类优先保障。（2）建立优先发电制度。拥有分布式风电、太阳能发电的用户通过供电企业足额收购予以保障，目前不参与市场竞争。通过留足计划空间保障优先发电。各地安排年度发电计划时，充分预留发电空间。其中，风电、太阳能发电、生物质发电等按照资源条件全额安排发电，水电兼顾资源条件、历史均值和综合利用要求确定发电量，核电在保证安全的情况下兼顾调峰需要安排发电。

从上述政策可以看出，与煤电相比，水电、核电、风电、光伏发电（太阳能发电）等清洁能源电力在年度发电计划、发电上网、电力交易中处于优先地位，国家对上述清洁能源发电的保障程度远远高于非清洁能源的煤电。上述清洁能源电力将不断替代煤电，在我国年度发电量中的比重会不断提高。比较当前不同能源的发电成本及政府确定的上网电价，水电略低于煤电，核电与煤电基本相当，风电、光伏发电等可再生能源则远高于煤电。我国可再生能源法第二十条规定，电网企业依照确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，由在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿。可再生能源电价附加属于政府性基金，是销售电价的组成部分。由此可见，清洁能源取代煤电会从发电成本、上网电价和可再生能源附加两方面影响我国整体销售电价。

二、当前我国销售电价不断降低的原因分析

基于以上三种影响因素，对当前销售电价下行的原因进行分析，包括以下三点原因。

（一）电能供大于求、煤电发电成本下降是当前我国销售电价下行的根本动力

从电能需求方面来看，当前我国经济增长速度下降，社会用电量增加速度降低。自2011年起我国经济增长速度不断下滑，2011—2015年我国GDP增长速度分别为9.5%、7.9%、7.7%、7.7%、6.9%，社会用电量增速逐年降低，2014年和2015年全社会用电量分别为55 232千瓦时和55 500千瓦时，年度增速分别为3.77%和0.5%；而从电能供给方面来看，2015年全国6 000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时只有3 969小时，同比下降349小时，全国发电设备延续了近年来设备利用小时数逐年下滑的趋势[4]。仅2015年火电装机容量发挥合理效力便可增加电力供给11 530万千瓦时。可见，电能供给远大于需求。

经济增长速度和社会用电量的下降引起煤炭需求和煤炭价格大幅下降，煤电企业生产成本下降，在煤电占我国发电量70%左右的情况下，煤电的发电成本下降带动销售电价的下降。以具有代表性的环渤海地区动力煤（环渤海地区发热量5 500大卡动力煤的综合平均价格）为例，2011年10月26日至11月1日，环渤海地区动力煤的综合平均价格报收853元/吨，2015年5月20日，秦皇岛海运煤炭交易市场发布的环渤海动力煤价格指数报收于414元/吨，下滑439元/吨，下滑了51.47%。价格的大幅下滑造成80%煤炭企业亏损。随着2016年1月后我国供给侧结构改革和煤炭行业去产能政策的实施，2016年6月我国煤炭价格才开始回升，10月26日，环渤海动力煤价格指数报收593元/吨，较年初371元/吨上涨了222元/吨，累计涨幅达到了59.8%[5]。通过对比可以看到，尽管当前我国煤价回升，较2011年前后的煤炭价格仍然下降很多。

（二）政府确定的销售电价、直接交易电价或改革试点地区的输配电价，均较前下降

当前电力供多需少，为了刺激企业投资和恢复国民经济增长活力，国家发改委先后两次同时降低全国范围内的煤电企业上网电价和工商业销售电价，各省级行政区的发改委纷纷效仿，省级行政区内电价降低幅度、次数甚至大于国家发改委。电力体制改革启动后，我国相继成立了33家电力交易中心，当前除海南省外各省均至少有一个交易中心。当前直接交易电量占全社会用电量比例还很小，供多需少的情况下，多地的直接交易电价均较政府确定的上网电价下降。从公开的数据来看，与政府确定的标杆电价相比，云南省2015年直接交易电量平均每度降低了0.108元,广东省2016年5、6月的交易电价降低了0.1元，山西省2016年7月直接交易电量的均价甚至下降了0.14元，山东省2016年4月降价幅度最小，也降低了5分钱[6]。从已经公开的我国输配电价改革试点资料来看，与2014年相比，2015年深圳市电网的输配电价每度电降价1.23分[7]，云南省电网输配电价的降价水平为每度电1.01分[8]。无论是政府确定的销售电价还是直接交易电价或者试点省份的输配电价，都带动我国当前销售电价整体下降。

（三）清洁能源替代煤电，对销售电价整体影响不大

国家鼓励清洁能源不断替代煤电，水电企业年发电设备平均利用小时则从3 318上升到3 621，水电发电量占比从15.0%提高到17.7%。自2016年3月起我国相继成立了33家电力交易中心，但是当前通过直接交易的电量所占比仍然很小，输配价改革基本处于改革试点阶段，我国销售电价主要由政府确定的上网电价决定。从表1可以看出，2013—2015年，我国火电占比从80.4%降低到74.9%，水电发电占比从15%提高到17.7%，核电从2.1%提高到3%，风电从2.3%提高到3%。水电上网电价低于煤电，核电与煤电上网电价相当，风、光伏的上网电价约为煤电的1.5倍和3倍。在当前水、核、风、光伏替代煤电为主的火电过程中，由于水电替代比例较大而风电、光伏发电替代比例较小，因此这一替代过程对我国平均上网电价产生的影响很小。

表1 我国水、火、核、风、光伏发电百分占比变化（2013—2020）

三、我国中期销售电价运行的趋势分析

同样基于影响销售电价的三个因素，对我国中期销售电价的运行因素进行分析。

（一）中期来看，我国电力供求趋势仍然呈现供大于求

我国电力供给将维持较高速度增长，而电力需求远远小于电力供给。我们从对2020年全社会发电量和2020年全社会电力需求量的预计来分析这一问题。

从满足需求方估算2020年全社会发电量。当前国内对电力需求的预测主要可以分为两种方法，第一种是弹性系数法，第二种是需求函数法[9]。以需求函数法估计，需要时间跨度长的变量年度数据以便建立需求函数模型，才能较为准确的预测将来的电力需求量。考虑到2012以来我国经济增长速度和我国全社会用电量增加速度均较以前大幅下降，我国经济进入低速增长的新常态，进入新常态拐点后的时间序列的年份数据较少，运用需求函数法难以准确估计，因此采用弹性系数法估计2020年全社会用电量。电力消费弹性系数＝用电量年增长率／GDP年增长率。2013—2015年，全社会用电量年度增长率分别为7.7%、3.77%、0.5%，而我国经济增长速度分别为7.7%、7.3%、6.9%，年度电力消费弹性分别为1、0.51、0.07，近三年电力需求弹性均值为0.5。本文假定2020年前电力消费需求弹性为0.5，考虑到我国经济进入新的低速增长阶段，假定在此时期年度经济增长速度为7%，结合2015年全社会用电量为55 500亿千瓦时，假定6%的线损率，以此计算，则满足2020年我国全社会用电需求的发电量为70 124亿千瓦时，较2015年增加13 940亿千瓦时。

表2 满足需求方的2020年发电量

2020年前全社会电力供给量预测。2015年，全口径发电装机容量中，全部150 637万千瓦，水、火、核、风、光伏装机容量分别为31 937万千瓦、99 021万千瓦、2 608万千瓦、1.29亿千瓦、4 318万千瓦，按照国务院发布的《能源发展战略行动计划（2014—2020年）》，到2020年，力争常规水电装机达到3.5亿千瓦左右，核电装机容量达到5 800万千瓦，风电装机达到2亿千瓦，光伏装机达到1亿千瓦左右。与2015年相比，水、核、风、光伏各类装机容量分别增加3 000万千瓦、3 200万千瓦、7 000万千瓦、5 680万千瓦。按照我国生产技术能力，显然很容易实现这样的目标。据统计，截止到2016年1月，在建煤电项目1.9亿千瓦；另有约6 200万千瓦煤电项目通过审批，但尚未开工建设[10]。根据中电联统计数据，如果不考虑送出影响，火电合理利用小时为5 500小时，水电3 300小时，风电2 000小时，核电7 000小时，光伏1 500小时。以此计算，仅2015年我国发电装机总容量发挥合理效力便可年生产电力约70 059亿千瓦时，基本满足2020年对于发电的需求量。按照平均三年建设期算，仅以2015年在建的煤电项目1.9亿千瓦作为2020年火电装机增加量，2020年我国水火核风光伏发挥合理效力就可以再增加约16 000亿千瓦时发电量。我国电力供给能力将大大超过需求。同时，我国实施的供给侧改革及煤炭行业去产能政策引起当前煤电企业的燃料成本上升，尽管煤价不可能大幅上升，考虑到政策的延续性，这一政策制约了销售电价将来下降的幅度。

（二）定价方式的改变将使供大于求更快地反应到销售电价上

2015年10月15日发布的《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》中明确，至2017年除公用事业、公益性服务、网络型自然垄断环节等外，竞争性领域和环节的电力价格基本放开，至2020年，电力市场决定价格的机制基本完善。可以预期，电力体制改革之后，一方面，通过电力交易机构直接交易的电量将在年度总发电量中占越来越大的比重，相较于政府定价，电能供求对比的局面将更快地反映于上网电价。占发电总量比例逐渐增加的直接交易电量部分上网电价的变化，也会对于仍由国家发改委或者各省发改委确定的非直接交易计划电量部分的上网电价和销售电价，产生更大的影响。然而，忽略煤炭的运输成本等，仅以煤炭的购买成本代表燃料成本，即以2016年10月环渤海动力煤价格指数593元/吨作为燃料成本，以燃料成本占煤电企业生产成本60%～70%的来计算，我国当前煤电企业每度电的最低生产成本为0.34～0.40元之间，与当前略低于0.40元的全国煤电平均标杆电价相比只有几分钱的差距。考虑到我国供给侧改革的特殊性和煤炭行业去产能政策的延续性，将来煤价尽管不会进一步较大幅度上升，但将来降价幅度也受到限制，将来直接交易部分电量的平均电价与当前略低于0.40元的煤电标杆电价相比，也只在几分钱的空间；另一方面，从深圳、云南省输配电价等改革试点地区公开的资料来看，我国输配电价下降空间非常有限，仅为每度电1分钱左右。综合考虑，直接交易电量的比例增加和输配电价改革显然有助于推动我国销售电价的下降，但对我国销售电价下行的拉动作用有限。2017年后一两年内，我国电力市场基本建立，直接交易电量占我国发电量与售电量的比例基本接近峰值，输配电价改革也已基本完成，2018年后两因素对我国销售电价的影响很难进一步加大。

（三）清洁能源对于煤电的替代将会提高销售电价

按照国家节能减排的要求可以预计，清洁能源发电在年度发电量和年度用电量中的比重将越来越大。当前水电开发潜力已经所剩不多，水电占比较前下降，核风光伏替代煤电的比例将不断增加。由表1可以看出，2020年我国水火核风光伏发电占比将分别达到15.8%、69.6%、6.0%、5.7%、2.14%，水电火电占比分别降低1.9%和5.3%，核电、风电、光伏发电占比分别提高3%、2.7%、1.45%，当前核电生产技术已经比较成熟，生产成本和价格趋于稳定。随着生产规模技术的进步，风、光伏的发电成本和上网电价均会逐渐降低，然而从国家发改委2015年12月发布的文件可以看到，对2016年和2018年的我国四类资源区核准备案的风电项目上网标杆电价进行同类比较，2018年仅比2016年低两三分钱，2018年的价格在0.44～0.58之间；2016年核准备案的三类资源区光伏发电项目的上网标杆电价仍然在0.80～0.98元间，平均上网标杆电价仅比2015年降低几分钱[11]，可以预见近三四年内风、光伏的标杆电价下降幅度有限，就2016—2020年期间投资生产的核、风、光伏发电与煤电的平均发电成本和平均上网电价的比例关系而言，核电和煤电基本相当，风、光伏发电仍然高于煤电。因此可以看出，清洁能源对于煤电的替代将会阻止我国销售电价的降低或提高我国销售电价。

综上所述，就中期而言，我国销售电价将在经过一段时间的下降后，大约在2017年后的某一时间段到达最低值，以后将缓慢回升。

[1] 林卫斌，李妙华，陈昌明.新一轮电力体制改革的逻辑与进展[J].价格理论与实践，2016（9）：8-13.

[2] 胡祖才.攻坚克难 探索创新 加快实现输配电价改革试点全覆盖[J].价格理论与实践，2016（9）：5-7.

[3] 习近平巴黎气候大会再承诺：2030年左右CO2排放达峰值[N].东方早报，2015-12-01.

[4] 王信茂.认真研究电力供需形势 积极推进供给侧结构性改革[J].电器工业，2016（3）：28-31.

[5] 李朝林.煤价下降过半 效益全面塌陷[EB/OL].http://finance.sina.com.cn/money/future/fmnews/20150522/101222242351.shtml.

[6] 全国已成立33家电力交易中心 他们都在做什么？[EB/OL].http://solar.ofweek.com/2016-09/ ART-260009-8420-30040884.html.

[7] 叶泽.当前我国输配电价改革成效、问题及对策[J].价格理论与实践，2016（2）：35-42.

[8] 刘万里.发改委介绍输配电价改革有关情况：实录[EB/OL].http://finance.sina.com.cn/china/gncj/2016-03-29/doc-ifxqswxk9804821.shtml.

[9] 林卫斌，陈彬，俞燕山.“十二五”及2020年电力需求预测研究[J].中国人口·资源与环境，2011（7）：1-6.

[10] 袁家海.十三五煤电规划调控政策还需“系统性升级”[N].中国能源报，2016-06-22.

[11] 关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知[EB/OL].http://www.ndrc.gov.cn/gzdt/201512/t20151224_768582.html.

（责任编辑：于开红）

An Analysis of the Influencing Factors of China’s Selling Price of Electricity And Its Mid-term Trend

WANG Hao

Supply and demand, pricing method and national energy policy have a crucial impact on China’s selling price of electricity. China’s selling price of electricity may hit the lowest level in a particular period after 2017 and then begin to rise.

selling price of electricity; direct dealing; transmission and distribution electricity price reform; clean energy

F714.1

A

1009-8135（2017）05-0020-06

2017-06-03

王 浩（1973—），男，陕西咸阳人，宜宾学院政府管理学院副教授，经济学博士，主要研究电力体制改革及电价运行趋势。