魯政委:電力定價機制、改革及其對物價的影響
2021年10月,發改委發布了《關於進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》,放寬燃煤電價浮動比例,加速電力市場化改革。
中國當前實行 「三段式電價」。三段式電價包括上網電價、輸配電價和銷售電價。不同類型的電力上網電價定價機制的差異,是電力價格不同的關鍵。
當前,燃煤上網電價實行「基準價+上下浮動比例」的定價機制。工商業燃煤電價通過電力市場確定價格;居民、農業用電採用基準價執行。基準價和上下浮動比例由發改委根據實際情況調整。
水電上網電價,對於省內消納部分,實行標杆上網電價制度,定價基礎為本省省級電網企業平均購電價格;跨省區交易電力,採用市場倒推電價;流域梯級水電站,鼓勵推進流域統一電價模式。
核電上網電價,自2013年起新投產的核電機組實行標杆上網電價制度,其定價要求不高於燃煤機組基準價;重點示範項目的標杆上網電價可在不超過燃煤機組基準價的基礎上適當提高。
風電上網電價,陸上風電、海上風電均採用「指導價」。陸上風電項目自2021年起實行「平價上網」,上網電價不高於燃煤機組基準價;海上風電項目因成本較高,政府指導價仍相對較高。
光伏上網電價,針對集中式光伏亦採用「指導價」模式,自2021年起「平價上網」。對於分佈式光伏,上網電量按燃煤機組基準價執行,不再享受補貼。户用分佈式光伏僅存少量補貼亦將於2022年結束。
根據我們的估算,在樂觀、中性和悲觀情境下,電力價格上漲對PPI的拉動值分別為0.12、0.17和0.23個百分點,對CPI的影響分別為0.05、0.08和0.10個百分點。
進入9月以來,全國電廠煤炭庫存持續處於低位。動力煤供給受限,價格飆升。採暖季臨近加劇了煤炭上漲動力。成本飆升,但是電價調整卻十分有限,加大了發電廠的經營壓力。2021年10月,發改委發布了《關於進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》,進一步放寬了燃煤電價浮動比例。當前,中國不同類型的電價定價機制如何?新規出台會對中國PPI、CPI分別產生多大的影響?本文就此展開討論。
一、電價制度變遷
現代國民經濟的高效運轉,離不開電力系統的保障與配合。改革開放以來,中國電力系統裝機容量大幅增長,發用電量,全球電力穩定性排名。電力系統的發展離不開電力制度改革,尤其是電價機制對於電力系統投資的引導。自1985年以來,中國電力系統歷經多輪改革,電力市場化程度不斷提升,電價形成機制亦逐步趨於成熟。從電價定價機制來看,中國經歷了「還本付息電價」、「經營期電價」、「三段式電價」的發展階段。
1、還本付息電價
早期中國電力發展效率偏低、投資不足,經濟發展受電力供應制約明顯。1985年,國家多部委聯合發布了《關於鼓勵集資辦電和實行多種電價的暫行規定》,鼓勵社會資本投資建設發電廠、輸變電線路。在價格機制上,除了引入燃運加價、峰谷電價、豐枯水期電價等定價機制外,還引入了「還本付息電價」,機制允許發電項目在還本付息期間所發電量可以按還本付息成本、稅金、合理利潤核定售電價格。
在這一模式下,全國發電廠的發電價格主要實行「一廠一價」、「一機一價」的定價模式。各方投資辦電廠的熱情高漲,短期解決了發電量短缺的難題,但是隨之而來的是發電投資成本和電價的大幅上漲。
2、經營期電價
2001年,國家計委發布了《關於規範電價管理有關問題的通知》,推進電廠發電定價從「還本付息電價」向「經營期電價」的定價機制轉變,以期約束電力成本上升,降低電價。
「經營期電價」是指按照發電項目經營期、按先進企業社會平均成本核定平均上網電價。與還本付息電價相比,經營期電價將按發電項目還貸需要核定還貸期的還本付息電價改為按發電項目經營期核定平均上網電價。其明確規定,火電按20年、水電按30年經營期計算。
同時要求,已經按還貸期核定上網電價的,也統一改為按剩餘經營期核定平均上網電價。還貸已經結束或折舊已經提完的,要重新核定發電成本,降低上網電價;仍在還貸期內的,對尚未歸還的貸款改為按剩餘的經營期(整個經營期減已運行年限)重新核定上網電價。經營期電價本質仍然是成本利潤加成的定價機制,可以視為還本付息定價機制的改良,但是仍然無法有效推動發電企業提升經營效率。其主要承擔電價制度改革過渡期的過渡作用。
3、三段式電價
為了更好地提升電力市場投資、經營效率,降低電力成本,國務院於2002年發布了《電力體制改革方案》,引入了「三段式電價」定價機制,並沿用至今。《電力體制改革方案》對電力體制進行了大規模的改革,其核心在於打破電力企業發輸配一體化垂直壟斷經營的模式,為電力市場引入競爭機制。
(1)實行「廠網分開」,即「將國家電力公司管理的資產按照發電和電網兩類業務劃分,並分別進行資產、財務和人員的重組」兩類資產分開經營。同時,要求電網企業「可暫不進行輸配分開的重組,但要逐步對配電業務實行內部財務獨立核算」。
(2)確立「三段式電價」形成機制,將電價劃分為上網電價、輸電電價、配電電價和終端銷售電價。廠網分開和三段式電價改革相輔相成,只有形成了發電、電網、售電的不同市場主體,才會存在不同主體間交易的不同電價。
Ⅰ.上網電價
上網電價,是指發電企業與購電方進行上網電能結算的價格。2005年發布的《上網電價管理暫行辦法》,對上網電價的確定規則進行說明。
對於非競價上網的上網電價,「要求同一地區新建設的發電機組上網電價實行同一價格,並事先向社會公布」,即要求確立事先的「標杆上網電價」。
對於競價上網的上網電價,要求實行「兩部制上網電價」。兩部制上網電價由「容量電價」和「電量電價」組成。
容量電價:按變壓器容量或最大需量計算的基本電價,以發電機組平均投資成本為基礎確定,由政府定價,價格相對穩定。
電量電價:與用電量相對應的電量電價,價格通過電力市場競爭形成。
容量電價作為基本電價,主要用於彌補電廠的固定成本,如資本費用、固定的運行維護成本;電量電價則主要是和電廠的可變成本,如燃料費、水費等相關。不過,隨着改革不斷深入,電力結構不斷調整,不同類型電力的上網電價形成機制亦有所不同,我們將在下文進一步展開。
Ⅱ.輸配電價
輸配電價,是指電網經營企業提供接入系統、聯網、電能輸送和銷售服務的價格總稱。2005年發布的《輸配電價管理暫行辦法》中指出,輸配電價具體構成包括:共用網絡輸配電服務價格、專項服務價格和輔助服務價格。
輸配電價形成機制同樣經過多次改革和調整。2020年1月,發改委印發了《省級電網輸配電價定價辦法》,確定了各省輸配電價。
省級電網輸配電價的核定方法為,「先核定電網企業輸配電業務的准許收入,再以准許收入為基礎核定分電壓等級和各類用户輸配電價」。
准許收入=准許成本+准許收益+稅金
准許成本=基期准許成本+監管周期預計新增(減少)准許成本
准許收益=可計提收益的有效資產×准許收益率
准許收益率=權益資本收益率×(1-資產負債率)+債務資本收益率×資產負債率
Ⅲ.銷售電價
銷售電價,指電網經營企業對終端用户銷售電能的價格。
銷售電價=上網電價+輸配電損耗成本+輸配電價+政府性基金
當前銷售電價根據用電主體的不同,可分為居民用電、農業用電、大工業用電、一般工商業及其他用電四類。居民用電、農業用電以及容量較小的工商業用電,採用的是單一制電度電價,即以用户每個月的實際用電量乘以電力單位計算電費;部分容量較大的工商業用户則是採用前文所提及的兩部制電價。
2005年發布的《銷售電價管理暫行辦法》提出:「銷售電價實行峰谷、豐枯和季節電價,具體時段劃分及差價依照所在電網的市場供需情況和負荷特性確定。」2011年、2013年,中國分別出台規定,對居民用電實行了三檔階梯電價機制和峰谷電價至政策。2020年2月,發改委發布《關於階段性降低企業用電成本支持企業復工復產的通知》, 2020年2月1日-6月30日間,對除高耗能行業外的一般工商業及其它電價、大工業電價的電力用户,在計收電費時,統一按原到户電價水平的95%結算。
整體來看,銷售電價相較於上網電價和輸配電價,其調節機制更為靈活,對於用户端的需求調節更加及時,但是調整亦相對穩健。
二、不同電力類型定價機制
1、火電上網電價
2019年10月,發改委發布了《關於深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》,將2004年以來實行的燃煤發電標杆上網電價機制改為「基準價+上下浮動」的市場化價格機制。2021年10月,發改委發布了《關於進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》,進一步放寬了燃煤電價浮動比例,同時要求「燃煤發電電量原則上全部進入電力市場」、「各地要有序推動工商業用户全部進入電力市場,按照市場價格購電」。這一文件大幅提升了火電的市場化程度。
(1)標杆上網電價及煤電價格聯動機制
2004年4月,發改委發布的《關於進一步疏導電價矛盾規範電價管理的通知》確立了燃煤發電標杆上網電價制度,文件中明確提出:「對同一地區新投產的同類機組(按水電、火電、核電、風電等分類),原則上按同一價格水平核定上網電價;對安裝脱硫環保設施的燃煤電廠,其環保投資、運行成本按社會平均水平計入上網電價。」
2004年12月,發改委印發了《關於建立煤電價格聯動機制的意見的通知》,建立煤炭價格和電力價格的傳導機制,其具體聯動公式如下:
上網電價調整標準=煤價變動量×轉換係數
轉換係數=(1-消化比例)×供電標準煤耗×7000卡天然煤發熱量×(1+17%)/(1+13%)
銷售電價調整標準=上網電價調整標準×比例係數
比例係數=1/(1-輸配電損耗率)
轉換係數主要用於計算煤炭向電力轉換過程的轉換率;比例係數則是用於計算電力從發電側到用電側的轉換比率。
在電價聯動周期方面,要求原則上以不少於6個月為一個煤電價格聯動周期,若周期內平均煤價按月達到或超過5%則調整電價;如變化幅度不到5%,則下一周期累計計算,直至累計變化幅度達到或超過5%,進行電價調整。
(2)市場化價格機制:「基準價+上下浮動」
原有的煤電聯動價格機制下,電價仍以政府定價為主,電價調整往往滯後於煤炭價格的變化,電力價格無法及時反映市場供需、用電成本的變化。燃煤發電市場化價格機制的出台也是為了克服上述缺點。
在現行的價格機制下,燃煤發電價格機制為「基準價+上下浮動」,基準價按當地現行燃煤發電標杆上網電價確定,基準價和上下浮動的比例由發改委根據實際情況進行調整。針對不同的燃煤發電電量,採用不同的計價方案:
執行標杆上網電價的燃煤發電量: 全部進入電力市場,按市場化方式在「基準價+上下浮動」範圍內形成;
居民、農業用電: 按基準價執行;
已按市場化方式形成的上網電價: 繼續執行原有規則;
2019年出台的改革文件中,規定燃煤發電標杆上網電價的浮動幅度範圍為 上浮不超過10%,下浮不超過15%。 2021年10月出台的最新規定中,將上下浮動幅度範圍均擴大至20%。
2、水電上網電價
2014年1月,發改委發布了《關於完善水電上網電價形成機制的通知》,其對不同情況下,水電上網價格的確定方法進行了明確。
對於省內上網電價,實行標杆電價制度。 水電標杆上網電價以本省省級電網企業平均購電價格為基礎,統籌供求關係和開發成本制定。
對於跨省區交易價格,採用市場倒推電價。 通過受電地區落地價扣減輸電價格(含線損)確定。落地價由購電雙方參照受電地區省級電網企業平均購電價格協商確定。
對於流域梯級水電站,推進流域統一電價模式。 對同一投資主體在同一流域開發的水電站實行統一的省內上網電價,對不同投資主體在同一流域開發的梯級水電站,在完善上下游電站補償機制基礎上,逐步實行統一的省內上網電價。
對於2014年2月1日前投產的水電站,其上網電價則主要沿用此前的經營期上網電價政策。
3、核電上網電價
2013年以前,核電站的上網電價多采取一廠一價的定價策略。 2013年發改委發布了《關於完善核電上網電價機制有關問題的通知》,將核電站的定價機制改為標杆上網電價的電價方式。 早期因為不同核電站所在地理環境不同、採用的技術路線存在差異,造價方面也存在較大差別,故採用一廠一價的定價模式以覆蓋成本。 但是一廠一價模式下,核電站建設超期、超預算的現象屢見不鮮。 採用標杆上網電價有助於促進核電站加強成本管理,提升經營效率。
根據《關於完善核電上網電價機制有關問題的通知》,其對2013年1月1日起投產的核電機組實行標杆上網電價政策,並且要求全國核電標杆上網電價不高於燃煤機組標杆上網電價(含脱硫、脱硝加價)。
不過,對於承擔核電技術引進、自主創新、重大專項設備國產化任務的首台或首批核電機組或示範工程,允許其上網電價在不超過燃煤機組標杆上網電價的基礎上,可在全國核電標杆電價基礎上適當提高。這意味着在現行政策下,對於重要核電機組仍可採用一廠一價政策以支持核電技術發展。
2019年,發改委發布了《關於三代核電首批項目試行上網電價的通知》,明確「對承擔技術引進的首批核電機組予以支持」。對廣東台山一期、浙江三門一期和山東海陽一期核電項目試行價格分別按照0.4350、0.4203和0.4151元每千瓦時執行,執行期從投產之日至2021年底為止。
4、風光項目上網電價
風光發電項目的上網電價從早期的政府定價逐漸向市場競爭定價轉變。同時,隨着風光發電項目技術成熟以及成本的下降,風光發電項目的標杆上網電價逐年下調。
2021年,發改委發布的《關於2021年新能源上網電價政策有關事項的通知》明確,「2021年起,對新備案集中式光伏電站、工商業分佈式光伏項目和新核准陸上風電項目,中央財政不再補貼,實行平價上網…新建項目上網電價,按當地燃煤發電基準價執行。」風光發電項目正式進入平價上網時代,新能源發電補貼落幕。
(1)風力發電項目
2006年1月,發改委發布了《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》,明確提出「可再生能源發電價格實行政府定價和政府指導價兩種形式」。其中,風力發電項目上網電價要求實行政府指導價,電價標準通過招標形成的價格確定。
對於陸上風力發電項目,2009年,發改委發布了《關於完善風力發電上網電價政策的通知》,對其上網電價定價機制進行調整。其對陸上風電項目,根據風能資源狀況的不同分為四類風能資源區,分別制定標杆上網電價;跨區的項目其標杆上網電價從高計算。此後這一制度一直沿用至今,但是四類風能資源區的標杆上網電價持續下行,至2021年已經實現平價上網。

對於海上風電發電項目,2014年,發改委發布《關於海上風電上網電價政策的通知》,對海上風電項目的上網電價進行規定。主要是將其分為潮間帶風電項目和近海風電項目,根據建設成本、風力資源的不同,分別制定標杆上網電價為0.75元/千瓦時和0.85元/千瓦時。同時,鼓勵通過特許權招標等市場競爭方式確定海上風電項目開發業主和上網電價,中標價格不得高於同類項目的上網電價。海上風電項目的標杆上網電價由發改委根據技術、成本變化適時調整,但是相對於陸上風電項目較為穩定。
(2)光伏發電項目
光伏發電項目上網電價以政府定價為主。 2006年1月,發改委發布的《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》規定了,太陽能發電項目上網電價實行政府定價,其電價標準按照合理成本加合理利潤的原則制定。
2013年8月,發改委發布了《關於發揮價格槓桿作用促進光伏產業健康發展的通知》,參照風電項目,將全國分為三類太陽能資源區,分別制定光伏電站標杆上網電價。 同時,針對分佈式光伏發電,全發電量補貼標準為0.42元/千瓦時,自有餘量上網的電量按照燃煤機組標杆上網電價收購。 此後,發改委陸續出台文件,逐年對光伏項目上網電價以及補貼標準進行下調。
2019年4月,《關於完善光伏發電上網電價機制有關問題的通知》,將集中式光伏電站標杆上網電價改為指導價,並進一步下調三類資源區新增集中式光伏電站指導價。
同時,將分佈式光伏進一步分為工商業和户用分佈式光伏,給予不同的補貼標準。 對於工商業分佈式光伏項目,採用「自發自用、餘量上網」模式的項目,全發電量補貼標準為0.1元/千瓦時;採用「全額上網」模式的工商業分佈式光伏發電項目,按所在資源區集中式光伏電站指導價執行;競爭模式確定價格的,上網電價不得超過指導價,補貼標準不超過0.1元/千瓦時。而對於户用分佈式光伏,不區分上網模式,其全發電量補貼標準調整為每千瓦時0.18元。

2021年,發改委發文明確,自2021年起對新備案集中式光伏電站、工商業分佈式光伏項目和新核准陸上風電項目,中央財政不再補貼,實行平價上網;新建項目上網電價,按當地燃煤發電基準價執行。新核准(備案)海上風電項目、光熱發電項目上網電價由地方政府主管部門制定。同時,户用分佈式光伏的補貼標準進一步下調至0.03元/千瓦時。

三、火電定價機制調整的影響
本次燃煤機組定價機制調整的核心在於,進一步放寬燃煤上網電價圍繞指導價上下浮動的比例。在煤炭價格急速上漲的當下,一定程度減輕電廠的經營壓力。文件出台之後,部分省市已率先放開電力交易市場火電浮動比例,湖北、山東、江蘇、貴州等地10月火電的電力成交均價均較基準價頂格上浮20%,東北、安徽、重慶等地已着手研究制定新的實施方案。那麼火電價格上漲會對物價產生何種影響呢?
1、火電價格對PPI的影響
那麼火電價格上漲會對PPI產生何種影響呢?
我們用分行業的累計用電量除以工業企業營業收入累計值,計算出分行業的單位營業收入耗電量情況。從數據來看,採礦業、化工、鋼鐵、有色、等高耗能行業同樣也是「電老虎」,行業的單位營業收入耗電量較高。輕工業和裝備製造業的單位營收耗電量則相對較低。
同時,我們平均上網電價乘以單位營業收入耗電量,可以求出單位營業收入的電費支出情況。考慮到數據可得性問題,結合 2019-2020年中國燃煤價格走勢平穩,電力需求相對穩定的現象,我們用2018年的平均上網電價來計算分行業單位營業收入的電費支出。

同時,由於本輪火電價格改革尚未涉及燃煤電價基準價調整,主要是放寬了燃煤電價的上下浮動比例。而其他電力產品的價格主要是參照燃煤基準價來制定。因此,短期電力價格主要涉及到火電價格調整。
我們用火力發電佔比乘以分行業單位營收電費支出可計算出燃煤電費佔營收的比重。從中國發電量的構成情況來看,2021年中國火力發電佔比在71%左右。

此後,我們用燃煤電費佔營收的比重乘以電價上漲的比例即可求出不同行業,燃煤電價定價機制調整對其價格的拉動值。儘管自9月以來多地拉閘限電,當前江蘇、湖北等地已經根據最新文件將燃煤電力交易價格頂格上浮,但是考慮到部分省份拉閘限電是因為「能耗雙控」達標壓力而非電力供應不足。同時,當前發改委出台多項政策,嚴厲打擊煤炭價格過度上漲,加強煤炭生產供應。此外, 2021年10月發布的《關於進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》中明確提到,「高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制」。我們假設基準情況下,普通行業火電價格在上浮10%的基礎上再度上浮7.5%,高耗能行業上浮15%;樂觀情況下,普通行業和高耗能行業上浮比例為5%、10%;悲觀情況下,普通行業和高耗能行業上浮比例為10%、20%。
最後,我們用工業企業分行業營業收入佔全部工業企業營收比重作為PPI的權重,用權重乘以分行業的價格漲幅來計算,火電價格上漲對PPI的影響。
計算結果顯示,樂觀、中性和悲觀情境下,火電價格上漲對PPI的拉動值分別為0.12、0.17和0.23個百分點。

2、火電價格對CPI的影響
由於本次燃煤電價機制的調整暫不涉及居民和農業用電,因此其對CPI的影響,主要是通過工業品成本、價格的變化傳導到CPI。我們可以利用投入產出表來計算火電價格調整對CPI的影響。
假設電價導致的成本上漲可以100%傳導至消費者,我們通過CPI主要分項的分行業中間投入佔營收(中間投入+增加值)比重的比重及其不同情境下對應的PPI漲幅來計算,火電價格上漲對CPI各分項的影響情況。
然後,我們再通過CPI各分項的按年及其對CPI的拉動值計算出對應的權重。
用CPI分項權重乘以各分項的影響比例即可算出不同情境下,火電價格變化對CPI的影響。
從數據結果來看,在樂觀、基準和悲觀情境下,燃煤機制調整對CPI的影響分別為0.05、0.08和0.1個百分點。


作者魯政委為中國首席經濟學家論壇理事,興業銀行首席經濟學家
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