2016年3月25日，广东省境内的36家发电企业与81家电力用户展开了一场集中竞价交易，这是全国首例由售电企业参与的集中竞价。最终，在参与竞价的36家发电企业中，28家企业中标，81家电力用户中，80家成交。电价的平均降幅高达0.125元/千瓦时，降幅之大，超出多数人预期。
       去年电改文件刚刚下发之时，华电集团企法部主任陈宗法先生就分析了电改对电价的影响因素，既有助推电价上涨的现实可能，也有对电价下降的合理分析，总体而言，陈宗法的判断是电价“稳中有降”。今天是新电改文件下发一周年，结合广东的售电实践，让我们重温一年前专家对电改的判断，重新梳理影响电价的各种因素。
       酝酿已久的新一轮电改方案终于正式揭幕，一个敏感且实际的问题立即引发全社会的热议、猜测、担忧：新电改框架下，电价究竟是涨还是跌?电量直接交易会不会“一放就乱”?广大用户能否分享电改的红利?
       尽管要作出准确的判断很难，但根据电改方案中的价改内容，近期电力行业面临的政策市场环境，以及影响电价的基本要素，不妨作出初步分析与预测，以便把握新电改的预期与影响。
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       新电改要求电价“公平合理”
       新电改方案把电价改革放在特别重要的位置，位列七大重点任务之首。
       针对目前电价管理存在的问题，“以政府定价为主”、“市场化定价机制尚未完全形成”，“难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出”等，确定电价改革目标是“交易公平，价格合理”。
       按国家能源局前副局长王禹民的解释，就是要“还原电力商品属性，形成由市场决定电价的机制，以价格信号引导资源有效开发和合理利用”。
       相关举措是“三放开、一独立”：有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划;推进交易机构相对独立。实施步骤“三步曲”：单独核定输配电价;分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成;妥善处理电价交叉补贴。
       可见，上述电价改革不是一味要求降低电价，而是尽可能缩减政府定价范围，提高市场定价比重，充分发气挥电价信号与杠杆作用。
       这看似简单、平常，实质对电网企业、发电企业、电力用户、社会资本将带来全新而又深刻的影响。不仅改变了电网企业传统的赢利模式，改进垄断环节管制手段，使发电企业进入售电端，直接交易，市场定价;而且促进市场主体多元化，允许社会资本进入售电领域和新增配电领域，工商业电力用户拥有自主选择权，增强市场议价能力，“形成与市场要求相适应的电价机制”，构建“多买多卖”的电力市场体系。
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       助推电价上涨的现实可能因素
       首先，结构性因素的影响，即清洁能源占比不断上升引领电价上涨。
       我国电源结构已不同以往，开始显现多样化、清洁化趋向。截止2014年全国总装机13.6亿千瓦、总发电量5.55万亿千瓦时，其中：清洁装机、发电量分别占32.6%、24.8%，比2002年电改时有7%左右的提升。
       今后随着“绿色低碳”能源发展战略的加快实施，以及新电改中有关清洁可再生能源“全额收购”保障以及鼓励“优先与用户直接交易”等举措的落地，水电、风电、太阳能发电、核电、天然气发电、生物质能等清洁低碳能源的装机、电量占比将进一步快速上升。
       但这些清洁能源“出身名门”，电价普遍较高(水电除外)，如风电、气电、核电、太阳能每千瓦时分别比煤电高约0.19元、0.35元、0.02元、0.50元，将会结构性推动电价总体水平的上升。这一趋势已在德国等欧盟国家得到印证。
       第二，环保因素的影响，即火电“超低排放”的强制要求与全国蔓延的改造之风，助推电价上涨。
       目前，我国环境污染严重，雾霾天气频繁出现，国家对火电企业环保政策层层加码、日趋严苛。2014年连发“三道金牌”，要求火电企业全面实施“史上最严厉”的排放标准;要求新建煤机平均供电煤耗低于300克/千瓦时，大气污染物排放基本达到燃机排放限值。
       目前，“超低排放”改造之风正由浙江、广东、江苏、山东、河北等省份迅速向全国蔓延。国华电力、浙能集团、华能集团拟计划投入100亿元、50亿元、100亿元对现役燃煤机组进行改造。显然，改造成本和运营费用除了国家奖励利用小时外，也需要通过提高电价进行适当补偿。连续两年提高环保电价与除尘补贴已表明了国家的政策取向。
       第三，成本因素的影响，最典型的是水电造价上升、电价偏低，要求电价“补涨”。
       水电属于战略资源，是电源结构调整的主角，但近年来受移民、环保等因素影响，开发重点又转到落后偏远的滇藏川地区，面临交通运输、配套工程、地方摊派、电量消纳等问题，出现造价暴涨的现象。而且，水电电价长期偏低(比火电平均低0.10左右)，一直要求公平待遇，实现“同网同价”。电改后一旦放开“竞争性环节电价”，预计水电会有“补涨找齐”的要求。
       第四，综合因素的影响，降负债、补亏损、稳业绩、可持续发展等电力行业的内在要求，也需要合理的电价水平作支撑。
       2012年以来，火电板块业绩持续改善，总体不错，但目前五大发电集团资产负债率仍高达83%左右，财务费用负担沉重，而且区域差异很大，还有近30%的亏损面，历史欠帐没有消化完，西南三省、黑龙江、新疆等区域尤为明显。
       煤炭等非电板块也处于减利或亏损状态，出现了“以电补煤”的现象。清洁能源虽然发展前景广阔，但国家政策支持力度减弱，随机性、间歇性特征又影响电网配套接纳的积极性。
       例如，由于气价上涨、气源不足、外送电冲击等因素影响，气电已完全不同于前些年，出现了优势下降、亏损增加、审慎发展的现象。
       再如，风电由于弃风限电、CDM收益减少、补贴不到位、机组出质保期运维费增加等因素的影响，整体处于效益下滑状态，在限电严重的“三北”地区已出现亏损。
       另外，大力发展清洁能源、分布式能源，进军节能环保、油气管网等战略新兴产业，实施“走出去”战略，电力行业总投资还在增加，现金流短缺的矛盾仍然存在。凡此种种，都属于电价上涨的潜在因素。
       前面分析，电价有上涨的动因，但理性判断基本是结构性的、局部的，对电价总体水平的推动也是有限的、可控的。从目前主要影响电价因素——供求关系、燃料成本分析，结合市场化定价取向，电价下降倒是大概率事件。
       电价水平将稳中有降
       电力市场相对过剩，直接交易或竞价上网极有可能导致竞争加剧、电价下降。2015年社会用电量增幅仅为0.5%，创出“历史新低”，远低于最高年份2003年15.3%的增长水平，也低于“十五”、“十一五”、“十二五”(前3年)13%、11.1%、8.35%的年均增长水平，甚至还低于金融危机最严重的2008年5.5%的增长水平。
       2016年前两个月用电量的增长也不理想，仅为2%。今后电力产能相对过剩，市场竞争加剧，将成为新常态。在此严峻的市场环境下，开展电能直接交易或竞价上网，很有可能导致发电企业之间的恶性竞争，不排除一些发电企业为了追求多发电量而压低上网电价。
       近年来，开展的大用户直购电不仅削减了发电企业的基数电量，挤压了小火电的生存空间，也成为地方政府主导下的发电企业单边让利行为，直购电变成了“优惠电”。
       据调研，某发电集团已经开展直购电的区域，直购电量约占各省总用电量的1-5%左右，直购电价格比标杆电价降低0.6-5.5分/千瓦时，平均约3分/千瓦时左右。
       随着新电改方案“三放开”的落实，发电企业直接进入售电领域，市场交易电量的比重将会大幅度上升，电价波动将会更加频繁，供大于求的电力市场致使电价上涨动能不足，跌价符合市场规律。
       煤电为主的电源结构，持续低迷的煤炭市场，决定了火电价格继续保持在下降通道。发电行业跟煤炭行业同属基础产业，又属于上下游关系，关联度极大。
       目前，“60%以上的电力装机是煤电机组，超过50%的煤炭产量用来发电，75%的电量来自煤炭发电，近70%的发电成本是燃料成本”。因此，低迷稳定的煤价是火电盈利的“基石”，而火电电价又是保持电价总水平稳定的“压舱石”。
       2012年以来，煤炭市场量价齐跌、“熊市”特征明显。按照国家煤电联动规定，当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价。
       2013年10月、2014年9月、2015年3月和2016年1月，火电上网电价曾四度下调，名义上是疏导环保电价矛盾、调整电价结构，实际上是煤电联动的“创新版”。
       由于环境约束，新能源发展迅速，天然气供应增加，去煤化力度加大，再加煤炭需求下滑，电力耗煤下降，进口煤冲击，产能过剩态势延续，预计煤炭行业短期内很难扭转秃势。受此影响，火电价格不太可能上涨，除非煤炭市场反转。
       核定独立的输配电价，加上政府的严格监管，将产生“油水”挤出效应，让社会分享改革红利。
       2015年初，国家发改委发出《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知》，深圳成为我国首个监管周期电网输配电准许收入和输配电价试点城市。根据发改委的公布，2015至2017年，深圳市的电网输配电价水平分别为每千瓦时0.1435元、0.1433元和0.1428元，比2014年实际深圳输配电价为每千瓦时0.1558元下降了1分多钱。
       这意味着，未来三年深圳电网收益累计减少24亿元之多。深圳属于单一城市，集中度高，管理成本低，挤出的“油水”显然不多，但是拓展至全国，按照2014年全社会用电量55233亿千瓦时计算，即使降低1分钱，也是非常巨量可观的。
       据中电联统计，2012年我国平均销售电价每千瓦时0.6252元(不含政府基金及附加)，其中：输配电价(不含线损)每千瓦时0.184元，约占销售电价的29.4%。而且，输配电价在三大网之间差距很大，最高的南网每千瓦时0.215元，占销售电价的31.82%，最低的内蒙电网每千瓦时0.105元，占销售电价的25.11%，居中的国网每千瓦时0.182元，占销售电价的29.28%。这其中固然有客观因素的差异，但也不排除存在运行管理的潜力。
       可以预见的是，随着独立、规范、透明的输配电价机制的逐步建立，以及政府对电网企业成本和收入监管的加强，电网企业将会通过对标管理，依靠技术进步和体制创新，进一步提升降本增效的积极性，各发电集团也将通过水火调剂、风光互补，实现资源有效配置，积极参与售电侧竞争，共同让社会分享改革红利。
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       基本结论：总体电价水平“稳中有降”
       通过上述初步分析与预测，我们不难得出结论：未来三、五年内，既有电价上涨的动因，更有下跌的机率，除了区域性、结构性、时段性的电价波动外，对冲相抵后，我国总体电价水平将会“稳中有降”，电力用户将分享改革红利。当然，随着后期经济结构调整升级到位，全面深化改革红利释放，电力需求恢复增加，电价长远不排除整体上行的态势。（《能源》）