我國(guó)銷售電價(jià)的影響因素及中期趨勢(shì)分析

王 浩

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我國(guó)銷售電價(jià)的影響因素及中期趨勢(shì)分析

王 浩

（宜賓學(xué)院政府管理學(xué)院，四川宜賓 644000）

供求因素、定價(jià)方式、國(guó)家能源政策對(duì)我國(guó)銷售電價(jià)有著至關(guān)重要的影響。我國(guó)銷售電價(jià)大約在2017年后到達(dá)最低值，其后開始上升。

銷售電價(jià)；直接交易；輸配電價(jià)改革；清潔能源

當(dāng)前我國(guó)銷售電價(jià)有兩種確定方式，一是按照原來(lái)的方式完全由國(guó)家發(fā)改委或各省級(jí)行政區(qū)發(fā)改委確定，二是通過(guò)發(fā)電企業(yè)和售電企業(yè)或用電單位的直接交易確定上網(wǎng)電價(jià)、在此基礎(chǔ)上加上電網(wǎng)輸配電價(jià)等確定。本文中的我國(guó)銷售電價(jià)即是指這兩種銷售電價(jià)與各自占我國(guó)社會(huì)用電總量權(quán)重的乘積之和。按照第一種定價(jià)方式，2014年以來(lái)，國(guó)家發(fā)改委已經(jīng)兩次全國(guó)性降低燃煤標(biāo)桿電價(jià)和工商業(yè)銷售電價(jià)，我國(guó)工商業(yè)銷售電價(jià)累計(jì)降幅為每度電4.8分。按照第二種定價(jià)方式，2015年3月15日，中共中央國(guó)務(wù)院《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》即電改九號(hào)文發(fā)布，電力體制改革啟動(dòng)后至今，發(fā)電企業(yè)和售電企業(yè)或用電單位通過(guò)電力交易機(jī)構(gòu)的直接交易在年度用電量的比例逐漸提高，直接交易確定的上網(wǎng)電價(jià)一般均低于國(guó)家發(fā)改委和各級(jí)政府確定的上網(wǎng)電價(jià)；電改后我國(guó)開始了輸配電改革試點(diǎn)，試點(diǎn)省份輸配電價(jià)略有降低的情況下，與直接交易電量部分相關(guān)的銷售電價(jià)也相應(yīng)降低。因此，2014年以來(lái)，我國(guó)銷售電價(jià)不斷下降。

銷售電價(jià)將來(lái)的運(yùn)行趨勢(shì)如何，不僅影響著電力體制內(nèi)生產(chǎn)者的利潤(rùn)與投資，而且影響著國(guó)民經(jīng)濟(jì)的增長(zhǎng)速度和宏觀經(jīng)濟(jì)的運(yùn)行趨勢(shì)。銷售電價(jià)不斷下降是暫時(shí)的還是較長(zhǎng)時(shí)期的？宏觀經(jīng)濟(jì)學(xué)一般把三四年當(dāng)做中期，那么2020年前的未來(lái)三四年，即我國(guó)銷售電價(jià)中期的運(yùn)行趨勢(shì)如何？我國(guó)銷售電價(jià)的影響因素是哪些？對(duì)于上述這些問題的分析具有重要意義，然而關(guān)于上述研究尚屬空白，本文旨在填補(bǔ)這一缺陷。

一、我國(guó)銷售電價(jià)的影響因素分析

電能作為一種商品，銷售電價(jià)無(wú)疑受供求因素、定價(jià)方式、國(guó)家能源政策三種因素影響。

（一）供給與需求

銷售電價(jià)由上網(wǎng)電價(jià)、輸配電損耗、輸配電價(jià)及政府性基金等組成，當(dāng)前上網(wǎng)電價(jià)的確定有兩種方式，政府確定或者直接交易確定。電力作為現(xiàn)代社會(huì)經(jīng)濟(jì)發(fā)展中的基礎(chǔ)能源和重要商品，在我國(guó)市場(chǎng)經(jīng)濟(jì)運(yùn)行和經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)中發(fā)揮著重要作用，銷售電價(jià)無(wú)疑受供求關(guān)系影響。一般來(lái)講，隨著經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)，電力需求和電力供給都會(huì)隨之增加。當(dāng)經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)形勢(shì)較好時(shí)，社會(huì)用電需求增加較快，發(fā)電量跟不上用電量時(shí)，銷售電價(jià)上升；當(dāng)經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)進(jìn)入低速增長(zhǎng)階段，社會(huì)用電量增加減慢，發(fā)電企業(yè)的供電潛力大于社會(huì)用電量時(shí)，銷售電價(jià)就有可能下降。

銷售電價(jià)受供給成本影響，供給成本包括發(fā)電成本、輸配電損耗、輸配電成本、政府性基金等。發(fā)電成本是上網(wǎng)電價(jià)的主要影響因素。我國(guó)電力企業(yè)主要分為煤電、水電、核電、風(fēng)電、光伏發(fā)電等，煤電在我國(guó)發(fā)電總量中占絕對(duì)優(yōu)勢(shì)。經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)速度較快、電力需求增加時(shí)，會(huì)帶動(dòng)煤電企業(yè)原料煤的價(jià)格上漲，煤電企業(yè)單位生產(chǎn)成本增加引起上網(wǎng)電價(jià)提高，帶動(dòng)銷售電價(jià)上行；反之亦然。水電、核電、風(fēng)電、光伏的發(fā)電成本主要受建造成本和技術(shù)因素影響，水電和核電的生產(chǎn)技術(shù)已經(jīng)成熟，近年內(nèi)發(fā)電成本已經(jīng)穩(wěn)定，隨著風(fēng)電和光伏發(fā)電的生產(chǎn)技術(shù)不斷進(jìn)步，發(fā)電成本將不斷下降。輸配電損耗和輸配電價(jià)會(huì)隨著輸電線路長(zhǎng)度、用戶電壓等級(jí)和負(fù)荷率、輸配電設(shè)備效率等的變化而變化。政府性基金包括城市公用事業(yè)建設(shè)費(fèi)、農(nóng)網(wǎng)還貸資金、國(guó)家重大水利工程建設(shè)基金、可再生能源附加等，其中某些會(huì)隨著政府稅費(fèi)改革逐漸消失或降低。但是我們研究的時(shí)期只有三四年，假定輸配電損耗、政府性基金中除可再生能源附加外，其他因素均不變，因此只研究發(fā)電成本、輸配電價(jià)和可再生能源附加對(duì)供電成本的影響。

（二）定價(jià)方式

2015年電改前，電網(wǎng)企業(yè)以政府確定的上網(wǎng)電價(jià)向發(fā)電企業(yè)購(gòu)買電力，經(jīng)過(guò)電網(wǎng)的輸電、配電后把電力以銷售電價(jià)出售給用電部門或個(gè)人，電網(wǎng)在電力系統(tǒng)中處于核心和壟斷地位。銷售電價(jià)由政府確定的上網(wǎng)電價(jià)、輸配電損耗、輸配電價(jià)及政府性基金等部分構(gòu)成，各地區(qū)發(fā)電企業(yè)的上網(wǎng)電價(jià)和銷售電價(jià)由國(guó)家發(fā)改委或各省級(jí)行政區(qū)發(fā)改委確定，電網(wǎng)企業(yè)以銷售電價(jià)減去政府確定的上網(wǎng)電價(jià)、輸配電損耗等之差作為輸配電價(jià)獲得經(jīng)營(yíng)收益。這是我國(guó)銷售電價(jià)的第一種定價(jià)方式即政府定價(jià)。2015年3月15日《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》的發(fā)布標(biāo)志著電力體制改革的啟動(dòng)，新一輪電改確定了“管住中間、放開兩頭”的體制框架，“中間”是指具有自然壟斷屬性的輸配電網(wǎng)絡(luò)。管住中間，政府就要管住輸配電價(jià)；“兩頭”主要指發(fā)電和售電兩個(gè)競(jìng)爭(zhēng)性環(huán)節(jié)，放開兩頭，政府要放開價(jià)格、放開發(fā)用電計(jì)劃。按照新一輪電力體制改革的邏輯框架，需要形成獨(dú)立的輸配電價(jià)；需要放開售電側(cè)，形成多元購(gòu)售電主體；需要組建地方市場(chǎng)交易機(jī)構(gòu)；需要放開發(fā)用電計(jì)劃[1]。2015年10月15日發(fā)布的《中共中央國(guó)務(wù)院關(guān)于推進(jìn)價(jià)格機(jī)制改革的若干意見》中明確，到2017年，競(jìng)爭(zhēng)性領(lǐng)域和環(huán)節(jié)價(jià)格基本放開，政府定價(jià)范圍主要限定在重要公用事業(yè)、公益性服務(wù)、網(wǎng)絡(luò)型自然壟斷環(huán)節(jié)。到2020年，市場(chǎng)決定價(jià)格機(jī)制基本完善，科學(xué)、規(guī)范、透明的價(jià)格監(jiān)管制度和反壟斷執(zhí)法體系基本建立，價(jià)格調(diào)控機(jī)制基本健全。電改后至今我國(guó)已經(jīng)成立了33個(gè)區(qū)域級(jí)或省級(jí)電力交易機(jī)構(gòu)[2]，發(fā)電企業(yè)和售電企業(yè)或用電部門在電力交易機(jī)構(gòu)內(nèi)直接交易確定上網(wǎng)電價(jià)，直接交易電量占年度發(fā)電量的比例將會(huì)越來(lái)越大。同時(shí)，我國(guó)2014年就開始了深圳蒙西輸配電價(jià)改革試點(diǎn)，電改后已經(jīng)擴(kuò)展到17個(gè)省級(jí)電網(wǎng)和華北區(qū)域電網(wǎng)，2017年底后輸配電改革覆蓋全國(guó)，電網(wǎng)企業(yè)此后將完全按照規(guī)定的準(zhǔn)許成本加合理收益收取過(guò)路費(fèi)作為輸配電價(jià)。按照這種定價(jià)方式，銷售電價(jià)就等于直接交易確定的上網(wǎng)電價(jià)加上國(guó)家新規(guī)定的輸配電價(jià)、輸配電損耗、政府性基金等的總和。這是第二種定價(jià)方式即市場(chǎng)定價(jià)。從電力供給與電力需求的對(duì)比傳導(dǎo)到銷售電價(jià)的過(guò)程來(lái)看，兩種定價(jià)方式是不同的，第一種是行政過(guò)程，第二種是市場(chǎng)過(guò)程，第二種定價(jià)方式對(duì)于供求對(duì)比的反應(yīng)無(wú)疑較為迅速直接與準(zhǔn)確。

（三）國(guó)家能源政策保障清潔能源不斷替代煤電

隨著人類社會(huì)經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)，環(huán)境保護(hù)受到全世界關(guān)注。伴隨經(jīng)濟(jì)高速增長(zhǎng)和工業(yè)化的加快，我國(guó)多項(xiàng)主要能源消耗總量和多項(xiàng)主要污染物排放總量居世界首位，單位GDP能耗遠(yuǎn)超世界平均水平，當(dāng)前我國(guó)已經(jīng)成為世界上最大的能源消費(fèi)國(guó)和最大的污染排放國(guó)。2006年，我國(guó)向全世界承諾，到2030年單位GDP的CO2排放比2005年下降60%～65%[3]。我國(guó)把單位GDP能耗和主要污染物排放總量的減少比例這類約束性目標(biāo)，納入十一五后國(guó)家及各省市縣的國(guó)民經(jīng)濟(jì)和社會(huì)發(fā)展五年規(guī)劃和年度計(jì)劃，對(duì)各級(jí)政府和相關(guān)企業(yè)在總的約束性目標(biāo)中的責(zé)任進(jìn)行層層分解，制定頒布了多個(gè)支持節(jié)能減排的法律政策，完善強(qiáng)化了監(jiān)督考核問責(zé)懲罰的監(jiān)管機(jī)制，形成了一個(gè)有效落實(shí)節(jié)能減排目標(biāo)的法律政策體系。電力行業(yè)是節(jié)能減排的重要領(lǐng)域，由于煤電獨(dú)大及煤電的高能耗與污染性，按照國(guó)家節(jié)能減排的統(tǒng)一部署，2006年起我國(guó)一方面關(guān)停污染和能耗高的小火電機(jī)組，一方面頒布眾多法律政策文件鼓勵(lì)以清潔能源發(fā)電替代煤電，煤電在我國(guó)總發(fā)電量的比例由2007年的78%降為2015年的67%，而清潔能源發(fā)電占比則從18%提升至27%。2015年出臺(tái)的電改九號(hào)文繼承了上述以清潔能源替代煤電的政策，這一點(diǎn)集中體現(xiàn)在電改九號(hào)文的配套文件《關(guān)于有序放開發(fā)用電計(jì)劃的實(shí)施意見》，其主要原則規(guī)定：堅(jiān)持節(jié)能減排和清潔能源優(yōu)先上網(wǎng)。在確保供電安全的前提下，優(yōu)先保障水電和規(guī)劃內(nèi)的風(fēng)能、太陽(yáng)能、生物質(zhì)能等清潔能源發(fā)電上網(wǎng)，促進(jìn)清潔能源多發(fā)滿發(fā)。具體規(guī)定包括：（1）優(yōu)先發(fā)電適用范圍。為便于依照規(guī)劃認(rèn)真落實(shí)可再生能源發(fā)電保障性收購(gòu)制度，納入規(guī)劃的風(fēng)能、太陽(yáng)能、生物質(zhì)能等可再生能源發(fā)電優(yōu)先發(fā)電；為減少煤炭消耗和污染物排放，水電、核電……優(yōu)先發(fā)電，以上原則上列為二類優(yōu)先保障。（2）建立優(yōu)先發(fā)電制度。擁有分布式風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電的用戶通過(guò)供電企業(yè)足額收購(gòu)予以保障，目前不參與市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)。通過(guò)留足計(jì)劃空間保障優(yōu)先發(fā)電。各地安排年度發(fā)電計(jì)劃時(shí)，充分預(yù)留發(fā)電空間。其中，風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電等按照資源條件全額安排發(fā)電，水電兼顧資源條件、歷史均值和綜合利用要求確定發(fā)電量，核電在保證安全的情況下兼顧調(diào)峰需要安排發(fā)電。

從上述政策可以看出，與煤電相比，水電、核電、風(fēng)電、光伏發(fā)電（太陽(yáng)能發(fā)電）等清潔能源電力在年度發(fā)電計(jì)劃、發(fā)電上網(wǎng)、電力交易中處于優(yōu)先地位，國(guó)家對(duì)上述清潔能源發(fā)電的保障程度遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于非清潔能源的煤電。上述清潔能源電力將不斷替代煤電，在我國(guó)年度發(fā)電量中的比重會(huì)不斷提高。比較當(dāng)前不同能源的發(fā)電成本及政府確定的上網(wǎng)電價(jià)，水電略低于煤電，核電與煤電基本相當(dāng)，風(fēng)電、光伏發(fā)電等可再生能源則遠(yuǎn)高于煤電。我國(guó)可再生能源法第二十條規(guī)定，電網(wǎng)企業(yè)依照確定的上網(wǎng)電價(jià)收購(gòu)可再生能源電量所發(fā)生的費(fèi)用，高于按照常規(guī)能源發(fā)電平均上網(wǎng)電價(jià)計(jì)算所發(fā)生費(fèi)用之間的差額，由在全國(guó)范圍對(duì)銷售電量征收可再生能源電價(jià)附加補(bǔ)償。可再生能源電價(jià)附加屬于政府性基金，是銷售電價(jià)的組成部分。由此可見，清潔能源取代煤電會(huì)從發(fā)電成本、上網(wǎng)電價(jià)和可再生能源附加兩方面影響我國(guó)整體銷售電價(jià)。

二、當(dāng)前我國(guó)銷售電價(jià)不斷降低的原因分析

基于以上三種影響因素，對(duì)當(dāng)前銷售電價(jià)下行的原因進(jìn)行分析，包括以下三點(diǎn)原因。

（一）電能供大于求、煤電發(fā)電成本下降是當(dāng)前我國(guó)銷售電價(jià)下行的根本動(dòng)力

從電能需求方面來(lái)看，當(dāng)前我國(guó)經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)速度下降，社會(huì)用電量增加速度降低。自2011年起我國(guó)經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)速度不斷下滑，2011—2015年我國(guó)GDP增長(zhǎng)速度分別為9.5%、7.9%、7.7%、7.7%、6.9%，社會(huì)用電量增速逐年降低，2014年和2015年全社會(huì)用電量分別為55 232千瓦時(shí)和55 500千瓦時(shí)，年度增速分別為3.77%和0.5%；而從電能供給方面來(lái)看，2015年全國(guó)6 000千瓦及以上電廠發(fā)電設(shè)備平均利用小時(shí)只有3 969小時(shí)，同比下降349小時(shí)，全國(guó)發(fā)電設(shè)備延續(xù)了近年來(lái)設(shè)備利用小時(shí)數(shù)逐年下滑的趨勢(shì)[4]。僅2015年火電裝機(jī)容量發(fā)揮合理效力便可增加電力供給11 530萬(wàn)千瓦時(shí)。可見，電能供給遠(yuǎn)大于需求。

經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)速度和社會(huì)用電量的下降引起煤炭需求和煤炭?jī)r(jià)格大幅下降，煤電企業(yè)生產(chǎn)成本下降，在煤電占我國(guó)發(fā)電量70%左右的情況下，煤電的發(fā)電成本下降帶動(dòng)銷售電價(jià)的下降。以具有代表性的環(huán)渤海地區(qū)動(dòng)力煤（環(huán)渤海地區(qū)發(fā)熱量5 500大卡動(dòng)力煤的綜合平均價(jià)格）為例，2011年10月26日至11月1日，環(huán)渤海地區(qū)動(dòng)力煤的綜合平均價(jià)格報(bào)收853元/噸，2015年5月20日，秦皇島海運(yùn)煤炭交易市場(chǎng)發(fā)布的環(huán)渤海動(dòng)力煤價(jià)格指數(shù)報(bào)收于414元/噸，下滑439元/噸，下滑了51.47%。價(jià)格的大幅下滑造成80%煤炭企業(yè)虧損。隨著2016年1月后我國(guó)供給側(cè)結(jié)構(gòu)改革和煤炭行業(yè)去產(chǎn)能政策的實(shí)施，2016年6月我國(guó)煤炭?jī)r(jià)格才開始回升，10月26日，環(huán)渤海動(dòng)力煤價(jià)格指數(shù)報(bào)收593元/噸，較年初371元/噸上漲了222元/噸，累計(jì)漲幅達(dá)到了59.8%[5]。通過(guò)對(duì)比可以看到，盡管當(dāng)前我國(guó)煤價(jià)回升，較2011年前后的煤炭?jī)r(jià)格仍然下降很多。

（二）政府確定的銷售電價(jià)、直接交易電價(jià)或改革試點(diǎn)地區(qū)的輸配電價(jià)，均較前下降

當(dāng)前電力供多需少，為了刺激企業(yè)投資和恢復(fù)國(guó)民經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)活力，國(guó)家發(fā)改委先后兩次同時(shí)降低全國(guó)范圍內(nèi)的煤電企業(yè)上網(wǎng)電價(jià)和工商業(yè)銷售電價(jià)，各省級(jí)行政區(qū)的發(fā)改委紛紛效仿，省級(jí)行政區(qū)內(nèi)電價(jià)降低幅度、次數(shù)甚至大于國(guó)家發(fā)改委。電力體制改革啟動(dòng)后，我國(guó)相繼成立了33家電力交易中心，當(dāng)前除海南省外各省均至少有一個(gè)交易中心。當(dāng)前直接交易電量占全社會(huì)用電量比例還很小，供多需少的情況下，多地的直接交易電價(jià)均較政府確定的上網(wǎng)電價(jià)下降。從公開的數(shù)據(jù)來(lái)看，與政府確定的標(biāo)桿電價(jià)相比，云南省2015年直接交易電量平均每度降低了0.108元,廣東省2016年5、6月的交易電價(jià)降低了0.1元，山西省2016年7月直接交易電量的均價(jià)甚至下降了0.14元，山東省2016年4月降價(jià)幅度最小，也降低了5分錢[6]。從已經(jīng)公開的我國(guó)輸配電價(jià)改革試點(diǎn)資料來(lái)看，與2014年相比，2015年深圳市電網(wǎng)的輸配電價(jià)每度電降價(jià)1.23分[7]，云南省電網(wǎng)輸配電價(jià)的降價(jià)水平為每度電1.01分[8]。無(wú)論是政府確定的銷售電價(jià)還是直接交易電價(jià)或者試點(diǎn)省份的輸配電價(jià)，都帶動(dòng)我國(guó)當(dāng)前銷售電價(jià)整體下降。

（三）清潔能源替代煤電，對(duì)銷售電價(jià)整體影響不大

國(guó)家鼓勵(lì)清潔能源不斷替代煤電，水電企業(yè)年發(fā)電設(shè)備平均利用小時(shí)則從3 318上升到3 621，水電發(fā)電量占比從15.0%提高到17.7%。自2016年3月起我國(guó)相繼成立了33家電力交易中心，但是當(dāng)前通過(guò)直接交易的電量所占比仍然很小，輸配價(jià)改革基本處于改革試點(diǎn)階段，我國(guó)銷售電價(jià)主要由政府確定的上網(wǎng)電價(jià)決定。從表1可以看出，2013—2015年，我國(guó)火電占比從80.4%降低到74.9%，水電發(fā)電占比從15%提高到17.7%，核電從2.1%提高到3%，風(fēng)電從2.3%提高到3%。水電上網(wǎng)電價(jià)低于煤電，核電與煤電上網(wǎng)電價(jià)相當(dāng)，風(fēng)、光伏的上網(wǎng)電價(jià)約為煤電的1.5倍和3倍。在當(dāng)前水、核、風(fēng)、光伏替代煤電為主的火電過(guò)程中，由于水電替代比例較大而風(fēng)電、光伏發(fā)電替代比例較小，因此這一替代過(guò)程對(duì)我國(guó)平均上網(wǎng)電價(jià)產(chǎn)生的影響很小。

表1 我國(guó)水、火、核、風(fēng)、光伏發(fā)電百分占比變化（2013—2020）

三、我國(guó)中期銷售電價(jià)運(yùn)行的趨勢(shì)分析

同樣基于影響銷售電價(jià)的三個(gè)因素，對(duì)我國(guó)中期銷售電價(jià)的運(yùn)行因素進(jìn)行分析。

（一）中期來(lái)看，我國(guó)電力供求趨勢(shì)仍然呈現(xiàn)供大于求

我國(guó)電力供給將維持較高速度增長(zhǎng)，而電力需求遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于電力供給。我們從對(duì)2020年全社會(huì)發(fā)電量和2020年全社會(huì)電力需求量的預(yù)計(jì)來(lái)分析這一問題。

從滿足需求方估算2020年全社會(huì)發(fā)電量。當(dāng)前國(guó)內(nèi)對(duì)電力需求的預(yù)測(cè)主要可以分為兩種方法，第一種是彈性系數(shù)法，第二種是需求函數(shù)法[9]。以需求函數(shù)法估計(jì)，需要時(shí)間跨度長(zhǎng)的變量年度數(shù)據(jù)以便建立需求函數(shù)模型，才能較為準(zhǔn)確的預(yù)測(cè)將來(lái)的電力需求量。考慮到2012以來(lái)我國(guó)經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)速度和我國(guó)全社會(huì)用電量增加速度均較以前大幅下降，我國(guó)經(jīng)濟(jì)進(jìn)入低速增長(zhǎng)的新常態(tài)，進(jìn)入新常態(tài)拐點(diǎn)后的時(shí)間序列的年份數(shù)據(jù)較少，運(yùn)用需求函數(shù)法難以準(zhǔn)確估計(jì)，因此采用彈性系數(shù)法估計(jì)2020年全社會(huì)用電量。電力消費(fèi)彈性系數(shù)＝用電量年增長(zhǎng)率／GDP年增長(zhǎng)率。2013—2015年，全社會(huì)用電量年度增長(zhǎng)率分別為7.7%、3.77%、0.5%，而我國(guó)經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)速度分別為7.7%、7.3%、6.9%，年度電力消費(fèi)彈性分別為1、0.51、0.07，近三年電力需求彈性均值為0.5。本文假定2020年前電力消費(fèi)需求彈性為0.5，考慮到我國(guó)經(jīng)濟(jì)進(jìn)入新的低速增長(zhǎng)階段，假定在此時(shí)期年度經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)速度為7%，結(jié)合2015年全社會(huì)用電量為55 500億千瓦時(shí)，假定6%的線損率，以此計(jì)算，則滿足2020年我國(guó)全社會(huì)用電需求的發(fā)電量為70 124億千瓦時(shí)，較2015年增加13 940億千瓦時(shí)。

表2 滿足需求方的2020年發(fā)電量

2020年前全社會(huì)電力供給量預(yù)測(cè)。2015年，全口徑發(fā)電裝機(jī)容量中，全部150 637萬(wàn)千瓦，水、火、核、風(fēng)、光伏裝機(jī)容量分別為31 937萬(wàn)千瓦、99 021萬(wàn)千瓦、2 608萬(wàn)千瓦、1.29億千瓦、4 318萬(wàn)千瓦，按照國(guó)務(wù)院發(fā)布的《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動(dòng)計(jì)劃（2014—2020年）》，到2020年，力爭(zhēng)常規(guī)水電裝機(jī)達(dá)到3.5億千瓦左右，核電裝機(jī)容量達(dá)到5 800萬(wàn)千瓦，風(fēng)電裝機(jī)達(dá)到2億千瓦，光伏裝機(jī)達(dá)到1億千瓦左右。與2015年相比，水、核、風(fēng)、光伏各類裝機(jī)容量分別增加3 000萬(wàn)千瓦、3 200萬(wàn)千瓦、7 000萬(wàn)千瓦、5 680萬(wàn)千瓦。按照我國(guó)生產(chǎn)技術(shù)能力，顯然很容易實(shí)現(xiàn)這樣的目標(biāo)。據(jù)統(tǒng)計(jì)，截止到2016年1月，在建煤電項(xiàng)目1.9億千瓦；另有約6 200萬(wàn)千瓦煤電項(xiàng)目通過(guò)審批，但尚未開工建設(shè)[10]。根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，如果不考慮送出影響，火電合理利用小時(shí)為5 500小時(shí)，水電3 300小時(shí)，風(fēng)電2 000小時(shí)，核電7 000小時(shí)，光伏1 500小時(shí)。以此計(jì)算，僅2015年我國(guó)發(fā)電裝機(jī)總?cè)萘堪l(fā)揮合理效力便可年生產(chǎn)電力約70 059億千瓦時(shí)，基本滿足2020年對(duì)于發(fā)電的需求量。按照平均三年建設(shè)期算，僅以2015年在建的煤電項(xiàng)目1.9億千瓦作為2020年火電裝機(jī)增加量，2020年我國(guó)水火核風(fēng)光伏發(fā)揮合理效力就可以再增加約16 000億千瓦時(shí)發(fā)電量。我國(guó)電力供給能力將大大超過(guò)需求。同時(shí)，我國(guó)實(shí)施的供給側(cè)改革及煤炭行業(yè)去產(chǎn)能政策引起當(dāng)前煤電企業(yè)的燃料成本上升，盡管煤價(jià)不可能大幅上升，考慮到政策的延續(xù)性，這一政策制約了銷售電價(jià)將來(lái)下降的幅度。

（二）定價(jià)方式的改變將使供大于求更快地反應(yīng)到銷售電價(jià)上

2015年10月15日發(fā)布的《中共中央國(guó)務(wù)院關(guān)于推進(jìn)價(jià)格機(jī)制改革的若干意見》中明確，至2017年除公用事業(yè)、公益性服務(wù)、網(wǎng)絡(luò)型自然壟斷環(huán)節(jié)等外，競(jìng)爭(zhēng)性領(lǐng)域和環(huán)節(jié)的電力價(jià)格基本放開，至2020年，電力市場(chǎng)決定價(jià)格的機(jī)制基本完善。可以預(yù)期，電力體制改革之后，一方面，通過(guò)電力交易機(jī)構(gòu)直接交易的電量將在年度總發(fā)電量中占越來(lái)越大的比重，相較于政府定價(jià)，電能供求對(duì)比的局面將更快地反映于上網(wǎng)電價(jià)。占發(fā)電總量比例逐漸增加的直接交易電量部分上網(wǎng)電價(jià)的變化，也會(huì)對(duì)于仍由國(guó)家發(fā)改委或者各省發(fā)改委確定的非直接交易計(jì)劃電量部分的上網(wǎng)電價(jià)和銷售電價(jià)，產(chǎn)生更大的影響。然而，忽略煤炭的運(yùn)輸成本等，僅以煤炭的購(gòu)買成本代表燃料成本，即以2016年10月環(huán)渤海動(dòng)力煤價(jià)格指數(shù)593元/噸作為燃料成本，以燃料成本占煤電企業(yè)生產(chǎn)成本60%～70%的來(lái)計(jì)算，我國(guó)當(dāng)前煤電企業(yè)每度電的最低生產(chǎn)成本為0.34～0.40元之間，與當(dāng)前略低于0.40元的全國(guó)煤電平均標(biāo)桿電價(jià)相比只有幾分錢的差距。考慮到我國(guó)供給側(cè)改革的特殊性和煤炭行業(yè)去產(chǎn)能政策的延續(xù)性，將來(lái)煤價(jià)盡管不會(huì)進(jìn)一步較大幅度上升，但將來(lái)降價(jià)幅度也受到限制，將來(lái)直接交易部分電量的平均電價(jià)與當(dāng)前略低于0.40元的煤電標(biāo)桿電價(jià)相比，也只在幾分錢的空間；另一方面，從深圳、云南省輸配電價(jià)等改革試點(diǎn)地區(qū)公開的資料來(lái)看，我國(guó)輸配電價(jià)下降空間非常有限，僅為每度電1分錢左右。綜合考慮，直接交易電量的比例增加和輸配電價(jià)改革顯然有助于推動(dòng)我國(guó)銷售電價(jià)的下降，但對(duì)我國(guó)銷售電價(jià)下行的拉動(dòng)作用有限。2017年后一兩年內(nèi)，我國(guó)電力市場(chǎng)基本建立，直接交易電量占我國(guó)發(fā)電量與售電量的比例基本接近峰值，輸配電價(jià)改革也已基本完成，2018年后兩因素對(duì)我國(guó)銷售電價(jià)的影響很難進(jìn)一步加大。

（三）清潔能源對(duì)于煤電的替代將會(huì)提高銷售電價(jià)

按照國(guó)家節(jié)能減排的要求可以預(yù)計(jì)，清潔能源發(fā)電在年度發(fā)電量和年度用電量中的比重將越來(lái)越大。當(dāng)前水電開發(fā)潛力已經(jīng)所剩不多，水電占比較前下降，核風(fēng)光伏替代煤電的比例將不斷增加。由表1可以看出，2020年我國(guó)水火核風(fēng)光伏發(fā)電占比將分別達(dá)到15.8%、69.6%、6.0%、5.7%、2.14%，水電火電占比分別降低1.9%和5.3%，核電、風(fēng)電、光伏發(fā)電占比分別提高3%、2.7%、1.45%，當(dāng)前核電生產(chǎn)技術(shù)已經(jīng)比較成熟，生產(chǎn)成本和價(jià)格趨于穩(wěn)定。隨著生產(chǎn)規(guī)模技術(shù)的進(jìn)步，風(fēng)、光伏的發(fā)電成本和上網(wǎng)電價(jià)均會(huì)逐漸降低，然而從國(guó)家發(fā)改委2015年12月發(fā)布的文件可以看到，對(duì)2016年和2018年的我國(guó)四類資源區(qū)核準(zhǔn)備案的風(fēng)電項(xiàng)目上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)進(jìn)行同類比較，2018年僅比2016年低兩三分錢，2018年的價(jià)格在0.44～0.58之間；2016年核準(zhǔn)備案的三類資源區(qū)光伏發(fā)電項(xiàng)目的上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)仍然在0.80～0.98元間，平均上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)僅比2015年降低幾分錢[11]，可以預(yù)見近三四年內(nèi)風(fēng)、光伏的標(biāo)桿電價(jià)下降幅度有限，就2016—2020年期間投資生產(chǎn)的核、風(fēng)、光伏發(fā)電與煤電的平均發(fā)電成本和平均上網(wǎng)電價(jià)的比例關(guān)系而言，核電和煤電基本相當(dāng)，風(fēng)、光伏發(fā)電仍然高于煤電。因此可以看出，清潔能源對(duì)于煤電的替代將會(huì)阻止我國(guó)銷售電價(jià)的降低或提高我國(guó)銷售電價(jià)。

綜上所述，就中期而言，我國(guó)銷售電價(jià)將在經(jīng)過(guò)一段時(shí)間的下降后，大約在2017年后的某一時(shí)間段到達(dá)最低值，以后將緩慢回升。

[1] 林衛(wèi)斌，李妙華，陳昌明.新一輪電力體制改革的邏輯與進(jìn)展[J].價(jià)格理論與實(shí)踐，2016（9）：8-13.

[2] 胡祖才.攻堅(jiān)克難 探索創(chuàng)新 加快實(shí)現(xiàn)輸配電價(jià)改革試點(diǎn)全覆蓋[J].價(jià)格理論與實(shí)踐，2016（9）：5-7.

[3] 習(xí)近平巴黎氣候大會(huì)再承諾：2030年左右CO2排放達(dá)峰值[N].東方早報(bào)，2015-12-01.

[4] 王信茂.認(rèn)真研究電力供需形勢(shì) 積極推進(jìn)供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革[J].電器工業(yè)，2016（3）：28-31.

[5] 李朝林.煤價(jià)下降過(guò)半 效益全面塌陷[EB/OL].http://finance.sina.com.cn/money/future/fmnews/20150522/101222242351.shtml.

[6] 全國(guó)已成立33家電力交易中心 他們都在做什么？[EB/OL].http://solar.ofweek.com/2016-09/ ART-260009-8420-30040884.html.

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[8] 劉萬(wàn)里.發(fā)改委介紹輸配電價(jià)改革有關(guān)情況：實(shí)錄[EB/OL].http://finance.sina.com.cn/china/gncj/2016-03-29/doc-ifxqswxk9804821.shtml.

[9] 林衛(wèi)斌，陳彬，俞燕山.“十二五”及2020年電力需求預(yù)測(cè)研究[J].中國(guó)人口·資源與環(huán)境，2011（7）：1-6.

[10] 袁家海.十三五煤電規(guī)劃調(diào)控政策還需“系統(tǒng)性升級(jí)”[N].中國(guó)能源報(bào)，2016-06-22.

[11] 關(guān)于完善陸上風(fēng)電光伏發(fā)電上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)政策的通知[EB/OL].http://www.ndrc.gov.cn/gzdt/201512/t20151224_768582.html.

（責(zé)任編輯：于開紅）

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，陜西咸陽(yáng)人，宜賓學(xué)院政府管理學(xué)院副教授，經(jīng)濟(jì)學(xué)博士，主要研究電力體制改革及電價(jià)運(yùn)行趨勢(shì)。