深度研究：基准电价下调相关问题分析 发布时间:2020-04-29 浏览次数:1586

　　一 宏观经济形势与降低电价需求

　　４月17日召开的中共中央政治局会议认为，“突如其来的新冠肺炎疫情对我国经济社会发展带来前所未有的冲击”，要求稳住“经济盘”、兜住“民生底线”。受新冠肺炎疫情影响，我国一季度GPD同比下降6.8%，是自改革开放以来首次负增长；1-3月，全国工业增加值增速-8.4%，固定资产投资增速-16.1%，这些数据都意味着我国经济正在经历艰难时刻。

　　国外，美国西得州当地时间20日轻质原油五月期货结算价收于每桶-37.63美元，史无前例的以负值结算；全球股市大幅波动，此前美股短期内发生四次熔断。在供给、需求同时遭受负面冲击情况下，市场对未来的信心已经明显不足。4月14日，国际货币基金组织（IMF）发布报告预计，2020年全球经济将萎缩3.0%，这将是上世纪30年代大萧条以来最严重的经济衰退。

　　国际疫情尚存在较大不确定性，使得我国经济在承受短期负面冲击后仍面临外需不振、内需难提的风险，可能导致整个2020年的经济增长受到影响。

　　在此宏观经济条件下，电力作为经济运行和发展的“基础性成本”之一，电力行业自然需要发挥降低企业负担、助力复工复产的重要作用。2月，国家发改委就先后出台支持性两部制电价政策和工商业阶段性降价政策，通过在短期内（2-6月）降低电价，支撑经济恢复运行。两项政策所需资金全部由电网企业承担，合计在600亿元左右。

　　事实上，2020年初国务院常务会议就明确提出“推动降低制造业用电成本”要求。因此如果没有发生新冠疫情，电价也要以另外一种形式降低。不考虑口径匹配问题，直观来看，如果600亿只是对冲疫情影响（当然这只是电力行业的贡献），那么下半年很可能维持这个标准来完成降低制造业电价任务，换算成6个月的资金需求将达到720亿元。

　　基于上述假定的资金需求，就要考虑能够满足700多亿降价需求的资金来源。对于电网企业而言，上半年已经承担起全部降价压力，并且在科学独立的定价机制约束下，能够通过第二轮输配电定价核减出的降价空间明显是有限的，无论从内部承受力还是机制定价的角度理解，都“独木难支”。税金方面，增值税税率和基金附加在2018-2019年两次下调一般工商业电价后，下调空间也已捉襟见肘。

　　二 降价资金还能从哪来：合理利用煤价下跌空间

近期，受原煤产量增长、用煤需求下滑、进口煤价降低等多种因素影响，我国煤炭价格明显下降。截至4月17日，秦皇岛港5500大卡动力煤降至485元/吨，创下2016年8月以来新低点；最新一期的中电联“中国沿海电煤采购价格指数”（CECI）综合价为511元/吨，也是自指数公布以来的最低水平。向后观察，往年“迎峰度夏”对煤炭价格会形成有力支撑，但如果今年各大燃煤电厂库存煤在上半年储备足够，进口煤炭价格又在国外新冠疫情影响下持续低迷，这一波需求将难以形成煤价拉涨的实质性动力。

更值得注意的是，煤炭价格下跌并不是“近期”才发生的情况。以国家发改委按月公布的中国电煤价格指数（CTCI）为例，电煤价格从2018年底开始就呈现持续下降趋势，至2020年1月已低至480.10元/吨，较2018年高位价格下降87元/吨，对应降幅超过15%。

　　可见，煤炭价格下降所腾出的成本空间，有理由成为降价资金来源之一。

　　具体来看，2017年6月国家发改委发布《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》，自当年7月1日起将取消的工业企业结构调整资金用于提高燃煤电厂“标杆电价”，这是“标杆电价”取消前的最后一次调整，可认为彼时所对应的CTCI指数493.26元/吨基本是被政府和燃煤电厂所认可的价格，也基本与国家发改委等四部委划定的绿色区域低值500元/吨齐平。

　　据此可尝试借用原煤电联动测算思路（2015年下发）大致估计当前电煤价格相对于2017年7月价格应该对应调整的“标杆价”。具体方法如下：

　　合理预测最新中国电煤价格指数（CTCI）。国家发改委CTCI指数只公布到2020年1月，需要模拟测算出到今年2-4月水平。考虑采用中电联在2017年11月就持续统计公布至今的“中国沿海电煤采购价格指数”（CECI）与CTCI建立回归关系，即利用2017年11月至2020年1月共27个月数据带入回归方程：CTCI=系数*CECI+常数项，求得系数与常数项后再分别带入2-4月CECI指数求得对应CTCI指数。

　　2.套用煤电联动模型模拟测算应调整“标杆价”。对标2019年7月当月CTCI指数，可测得“标杆价”每千瓦时应提高0.42分，对应2019年燃煤发电量4.6万亿千瓦时（中电联公布2019年火电5万亿千瓦时，2018年燃煤发电占火电比重91%），涉及金额194亿元。

　　如此来看，如果认为2017年7月CTCI指数对应的电煤价格是基本合理的，那么在当前电煤价格下“标杆价”应该下调0.42分，对应提供降价资金194亿元可通过电网企业全额传导至终端用户，对缓解资金需求会有很大帮助。

　　三 合理利用煤价下跌空间的政策基础

　　2019年10月，国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（后文简称“指导意见”），以“基准价+上下浮动”机制替代了实施多年的燃煤标杆电价这种具有典型政府管制色彩的价格制度。按照《指导意见》要求，“基准价按当地现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%”。可以说，“基准价+上下浮动”机制是政府价格管制和市场化机制有机结合的结果，是一种“半市场化”的过渡性制度。与此同时，《指导意见》也顺带取消了煤电价格联动机制。

　　“基准价+上下浮动”机制确立后导致两个主要变化。一是燃煤发电市场化电量与非市场化电量得到分离，市场化部分可以双边或竞价方式确定浮动水平，签订长期合同；非市场化部分由电网企业以基准价提供供电保障服务。二是原来与燃煤标杆电价挂钩的可再生能源补贴、核电价、气电价等价格全部调整为参考基准价。

　　不难理解，对于管制用户，基准价是对燃煤标杆电价的简单“平移”；对于市场化用户，基准价目前也发挥着“价格锚”的作用。《指导意见》同时明确，“国家发展改革委根据市场发展适时对基准价和浮动幅度范围进行调整”，实际上为政府按照需要调整这个“价格锚”提供了政策上的可能。

　　目前，国家发改委并未就适时调整基准价出台执行细则，基准价的调整依据、频率、幅度都未明确。

　　四 下调基准价，不是说调就能调

　　很显然，基准价调整是牵一发而动全身的大事，国家发改委需要考虑的因素很多，不是“有空间”“有政策”就可执行的。具体来看至少包括了以下几个考虑。

　　1.避免产生对政策的随意性质疑。“基准价+上下浮动”机制去年年底刚刚下发，各省也还在明确执行细节，配套制定适用于本地的细则，此时对基准价格进行调整不利于各省政策的出台，更容易遭受各方面对政策随意性的质疑。

　　2.避免管制手段回潮。尽管适时调整被写进了《指导意见》，但《指导意见》也同样明确要“根据市场发展”对基准价和浮动范围进行调整，即调整也是基于市场发展的需要，反过来说则是尽量避免政府管制手段影响到市场供求信息的表达。

　　3.浮动机制可自发地向终端用户传导低成本空间。电力市场供需双方按照自利原则建立买卖关系，只要在下浮15%范围以内，煤炭价格下降形成的成本空间将沿着“发电成本-购电成本-用电成本”的路径传导至终端。

　　4.牵扯到可再生能源发电补贴政策。基准价下调，风电、光伏标杆电价变或不变都产生相应风险：如果风光标杆价同步下调，可维持补贴标准，但可再生能源发电企业的收入会减少，特别是欠补情况下将直接影响现金流；如果风光标杆价不同步下调，相当于提高了补贴标准，在当前补助资金缺口较大的情况下，补贴需求增加对国家财政将形成更大压力。

　　五 真的调不了？还得实事求是开展具体分析

　　尽管顾虑较多，但一个政策是否出台或调整，都要以客观事实为判断标准。特别是在当前宏观经济遭受新冠疫情重大影响的情况下，加强研判负面冲击的影响持续时间、范围、强度和国内外差异，在此基础上分析煤炭和电力供需在市场化转型条件下的短、中期变化，站在整个能源产业链的高度，以减少社会用能成本负担、能源产业链整体可持续发展为目标，发挥市场引导供需协调的功能，科学设定降价需求、合理安排资金来源，所谓政策随意性、管制手段回潮等“问题”就真的只是“顾虑”罢了，毕竟可经历史检验的政策不用担心形式上的问题。从浮动机制有效性来看，目前现货市场尚未成型，浮动价格主要在中长期合同中落定，传导成本空间的能力十分有限，更何况不参与市场的那部分空间无从传导。至于可再生能源发电补贴问题，或许此时正是出台补贴标准与基准价脱钩政策的时机，方法总比问题多。当然，没有考虑到的种种还很多，还需要各方多展开讨论。 

（信息来源：北极星电力网）