近期國家發(fā)改委召集有多家企業(yè)參加的電力體制改革研討會，聽取電力企業(yè)對輸配電等改革方面的意見和建議，五大發(fā)電集團均到會，在這場主題是“售電側(cè)”如何參與電力體制改革的研討中，作為電力銷售體制重要環(huán)節(jié)的國家電網(wǎng)，并未列席。
以直購電為突破的電改“遇冷”背后，是發(fā)電集團、電網(wǎng)和用電企業(yè)之間的利益角力。而眼下直購電缺乏長效機制和輸配電價核定的滯后是目前電改進展緩慢的重要因素。
在五大電力集團的角度，目前直購電的價格往往低于普通銷售電價，基本與上網(wǎng)電價持平，甚至低于上網(wǎng)電價。那么他們?yōu)槭裁催€要大費周章地自己找客源、簽合同參與直購電？
如果梳理電改歷程就會發(fā)現(xiàn)，其實直購電推進已經(jīng)有10年，但進展最迅速的就是2012年與2013年。而這兩年恰恰也是宏觀經(jīng)濟整體下行，社會用電量增速明顯放緩的兩年。也就是說：電，從以往的供不應(yīng)求開始轉(zhuǎn)變?yōu)楣┣笃胶?，甚至是供大于求?br />
在中國，和電價緊密相關(guān)的是煤價。2012年之前，電力企業(yè)的主要原料煤炭正處于“黃金十年”，煤價高企，發(fā)電成本高企，發(fā)電企業(yè)自然無動力推行直購電 ，而更愿意按照國家規(guī)定的上網(wǎng)電價賣電給電網(wǎng)。
轉(zhuǎn)折點出現(xiàn)在2012年之后。從2011年到2013年的煤價變化數(shù)據(jù)就可以看出，2012年動力煤市場的“跌宕起伏”：整個環(huán)渤海地區(qū)港口平倉的發(fā)熱量5500大卡市場動力煤的綜合平均價格顯示，2013年10月9日和2011年10月19日的平均價格相比，發(fā)熱量5500大卡動力煤的綜合平均價格由847元/噸下降到530元/噸，下滑317元/噸，跌幅達37.4%。
煤炭價格快速下滑，發(fā)電企業(yè)的成本明顯地降下來了，按照2004年國家建立的煤電聯(lián)動機制，上網(wǎng)電價自然應(yīng)該相應(yīng)下調(diào)。
但是該機制礙于“讓長期承受高煤價的電企喘口氣”的想法遲遲未能啟動。2012年底，國務(wù)院出臺了《國務(wù)院辦公廳關(guān)于深化電煤市場化改革的指導意見》(以下簡稱《意見》)規(guī)定，“繼續(xù)實施并不斷完善煤電價格聯(lián)動機制，當電煤價格波動幅度超過5%時，以年度為周期，相應(yīng)調(diào)整上網(wǎng)電價，同時將電力企業(yè)消納煤價波動的比例由30%調(diào)整為10%。”
按照煤價下降80元測算，電廠如果消納10%，那么下調(diào)的電價需要抵消煤價下降72元給企業(yè)帶來的收益。2012年，全國供電耗煤率為321克標準煤/千瓦時，火電廠用電率為6%，據(jù)此測算火電企業(yè)發(fā)電耗煤率為302克標準煤/千瓦時，以5500大卡動力煤為例，煤價下降72元給火電企業(yè)帶來的新增收益，相當于電價上漲2.77分/千瓦時。也就是說，按照煤價變動收益補償法測算，如果啟動煤電聯(lián)動火電企業(yè)上網(wǎng)電價每千瓦時需要下降2.77分。但是事實上，2013年沒有哪個省份的上網(wǎng)電價下調(diào)了如此大幅度，而是基本保持未變的水平。
顯然，雖然成本低了，但上網(wǎng)電價也沒有相應(yīng)調(diào)低，這原本是發(fā)電企業(yè)“最好的時代”。但偏偏隨著煤炭價格下降的還有全社會尤其是工商業(yè)用電需求的下降。發(fā)電企業(yè)更愿意多發(fā)電，卻沒有人買，“最好的時代”變成了“最尷尬的時代”。
這時候，就成了電力集團接納直購電的最好時機。這也解釋了為什么2012年到2013年大用戶直購電迅猛推動的真正原因。
在電力企業(yè)和用電企業(yè)之間，電網(wǎng)一直是穩(wěn)定的利益獲得者。在直購電問題上，電網(wǎng)的核心問題就是輸配電價。從上面列舉的數(shù)據(jù)可以看出，直購電價格遠低于一般的上網(wǎng)電價，而且繞開了電網(wǎng)，電網(wǎng)就直接少了這部分的利潤。
但峰回路轉(zhuǎn)，2014年隨著宏觀經(jīng)濟下行趨勢的放緩，近幾個月的社會用電量開始穩(wěn)步回升，但上網(wǎng)電價依然不變，電力企業(yè)自然首選還是買電給電網(wǎng)，而不愿意接受更低的價格進行直購電。比如四川省直接規(guī)定了直購電試點設(shè)立最高及最低限價標準。水電廠最高限價為批復上網(wǎng)電價的85%，其中龔嘴、銅街子兩電廠為95%；火電廠為批復上網(wǎng)電價的95%；水、火電廠的最低限價均為批復上網(wǎng)電價的50%。
直購電再度遭“冷遇”，與直購電的“試點”終究只是試點，而并非電力市場的一種長效機制息息相關(guān)。因為在用戶側(cè)，用電企業(yè)在煤炭價格波動比較大的時候，很多參與試點的用戶只要看到煤炭價格低了就直購電，而煤炭價格高了就又回去向電網(wǎng)買電。這種純粹“占小便宜”的心態(tài)也無助于直購電的長期實施。
十年前直購電試點開始，國家發(fā)改委相關(guān)司局就和電網(wǎng)商討輸配價的核定。因為當直購電全面鋪開，電網(wǎng)就不能再靠著“一手買電一手賣電”的模式生存，只能通過“過網(wǎng)費”，也就是輸配電價來保障合理盈利。但輸配電價的核算由于我國電網(wǎng)發(fā)展速度過快，對設(shè)備的損耗率、折舊率等等重要核算要素沒有很好地建立起完備的“臺賬”，在加上涉及的各方面對于核算方式的認識差別過大，從而造成輸配電價成了一筆十年難以算清的“糊涂賬”。
此前一位參與電力體制改革的能源局官員說，電網(wǎng)的輸電成本一日算不清，電網(wǎng)就一日不可能支持電改。
而中電聯(lián)副秘書長歐陽昌裕曾表示，現(xiàn)在來看，完全可以通過地方的銷售電價減去上網(wǎng)電價，形成一個固定的輸配電價，每年進行一次核算，不出四五年就能完全摸清該地區(qū)的輸配電價的成本。
今年兩會期間，國家能源局副局長史玉波明確表示，放開售電側(cè)，讓用戶選擇售電商進行交易。但在能源領(lǐng)域混合所有制改革的進程中，電網(wǎng)雖然進行了參與，但開放的僅僅是分布式并網(wǎng)和新能源電動汽車充換電設(shè)施市場，顯然沒有觸及到問題的核心。
顯然，在沒有厘清輸配電價之前，電網(wǎng)無動力從“中間商”變身“服務(wù)商”，無市場化的長效機制推進， 直購電只能長期游走在計劃與市場之間。
以直購電為突破的電改“遇冷”背后，是發(fā)電集團、電網(wǎng)和用電企業(yè)之間的利益角力。而眼下直購電缺乏長效機制和輸配電價核定的滯后是目前電改進展緩慢的重要因素。
在五大電力集團的角度，目前直購電的價格往往低于普通銷售電價，基本與上網(wǎng)電價持平，甚至低于上網(wǎng)電價。那么他們?yōu)槭裁催€要大費周章地自己找客源、簽合同參與直購電？
如果梳理電改歷程就會發(fā)現(xiàn)，其實直購電推進已經(jīng)有10年，但進展最迅速的就是2012年與2013年。而這兩年恰恰也是宏觀經(jīng)濟整體下行，社會用電量增速明顯放緩的兩年。也就是說：電，從以往的供不應(yīng)求開始轉(zhuǎn)變?yōu)楣┣笃胶?，甚至是供大于求?br />
在中國，和電價緊密相關(guān)的是煤價。2012年之前，電力企業(yè)的主要原料煤炭正處于“黃金十年”，煤價高企，發(fā)電成本高企，發(fā)電企業(yè)自然無動力推行直購電 ，而更愿意按照國家規(guī)定的上網(wǎng)電價賣電給電網(wǎng)。
轉(zhuǎn)折點出現(xiàn)在2012年之后。從2011年到2013年的煤價變化數(shù)據(jù)就可以看出，2012年動力煤市場的“跌宕起伏”：整個環(huán)渤海地區(qū)港口平倉的發(fā)熱量5500大卡市場動力煤的綜合平均價格顯示，2013年10月9日和2011年10月19日的平均價格相比，發(fā)熱量5500大卡動力煤的綜合平均價格由847元/噸下降到530元/噸，下滑317元/噸，跌幅達37.4%。
煤炭價格快速下滑，發(fā)電企業(yè)的成本明顯地降下來了，按照2004年國家建立的煤電聯(lián)動機制，上網(wǎng)電價自然應(yīng)該相應(yīng)下調(diào)。
但是該機制礙于“讓長期承受高煤價的電企喘口氣”的想法遲遲未能啟動。2012年底，國務(wù)院出臺了《國務(wù)院辦公廳關(guān)于深化電煤市場化改革的指導意見》(以下簡稱《意見》)規(guī)定，“繼續(xù)實施并不斷完善煤電價格聯(lián)動機制，當電煤價格波動幅度超過5%時，以年度為周期，相應(yīng)調(diào)整上網(wǎng)電價，同時將電力企業(yè)消納煤價波動的比例由30%調(diào)整為10%。”
按照煤價下降80元測算，電廠如果消納10%，那么下調(diào)的電價需要抵消煤價下降72元給企業(yè)帶來的收益。2012年，全國供電耗煤率為321克標準煤/千瓦時，火電廠用電率為6%，據(jù)此測算火電企業(yè)發(fā)電耗煤率為302克標準煤/千瓦時，以5500大卡動力煤為例，煤價下降72元給火電企業(yè)帶來的新增收益，相當于電價上漲2.77分/千瓦時。也就是說，按照煤價變動收益補償法測算，如果啟動煤電聯(lián)動火電企業(yè)上網(wǎng)電價每千瓦時需要下降2.77分。但是事實上，2013年沒有哪個省份的上網(wǎng)電價下調(diào)了如此大幅度，而是基本保持未變的水平。
顯然，雖然成本低了，但上網(wǎng)電價也沒有相應(yīng)調(diào)低，這原本是發(fā)電企業(yè)“最好的時代”。但偏偏隨著煤炭價格下降的還有全社會尤其是工商業(yè)用電需求的下降。發(fā)電企業(yè)更愿意多發(fā)電，卻沒有人買，“最好的時代”變成了“最尷尬的時代”。
這時候，就成了電力集團接納直購電的最好時機。這也解釋了為什么2012年到2013年大用戶直購電迅猛推動的真正原因。
在電力企業(yè)和用電企業(yè)之間，電網(wǎng)一直是穩(wěn)定的利益獲得者。在直購電問題上，電網(wǎng)的核心問題就是輸配電價。從上面列舉的數(shù)據(jù)可以看出，直購電價格遠低于一般的上網(wǎng)電價，而且繞開了電網(wǎng)，電網(wǎng)就直接少了這部分的利潤。
但峰回路轉(zhuǎn)，2014年隨著宏觀經(jīng)濟下行趨勢的放緩，近幾個月的社會用電量開始穩(wěn)步回升，但上網(wǎng)電價依然不變，電力企業(yè)自然首選還是買電給電網(wǎng)，而不愿意接受更低的價格進行直購電。比如四川省直接規(guī)定了直購電試點設(shè)立最高及最低限價標準。水電廠最高限價為批復上網(wǎng)電價的85%，其中龔嘴、銅街子兩電廠為95%；火電廠為批復上網(wǎng)電價的95%；水、火電廠的最低限價均為批復上網(wǎng)電價的50%。
直購電再度遭“冷遇”，與直購電的“試點”終究只是試點，而并非電力市場的一種長效機制息息相關(guān)。因為在用戶側(cè)，用電企業(yè)在煤炭價格波動比較大的時候，很多參與試點的用戶只要看到煤炭價格低了就直購電，而煤炭價格高了就又回去向電網(wǎng)買電。這種純粹“占小便宜”的心態(tài)也無助于直購電的長期實施。
十年前直購電試點開始，國家發(fā)改委相關(guān)司局就和電網(wǎng)商討輸配價的核定。因為當直購電全面鋪開，電網(wǎng)就不能再靠著“一手買電一手賣電”的模式生存，只能通過“過網(wǎng)費”，也就是輸配電價來保障合理盈利。但輸配電價的核算由于我國電網(wǎng)發(fā)展速度過快，對設(shè)備的損耗率、折舊率等等重要核算要素沒有很好地建立起完備的“臺賬”，在加上涉及的各方面對于核算方式的認識差別過大，從而造成輸配電價成了一筆十年難以算清的“糊涂賬”。
此前一位參與電力體制改革的能源局官員說，電網(wǎng)的輸電成本一日算不清，電網(wǎng)就一日不可能支持電改。
而中電聯(lián)副秘書長歐陽昌裕曾表示，現(xiàn)在來看，完全可以通過地方的銷售電價減去上網(wǎng)電價，形成一個固定的輸配電價，每年進行一次核算，不出四五年就能完全摸清該地區(qū)的輸配電價的成本。
今年兩會期間，國家能源局副局長史玉波明確表示，放開售電側(cè)，讓用戶選擇售電商進行交易。但在能源領(lǐng)域混合所有制改革的進程中，電網(wǎng)雖然進行了參與，但開放的僅僅是分布式并網(wǎng)和新能源電動汽車充換電設(shè)施市場，顯然沒有觸及到問題的核心。
顯然，在沒有厘清輸配電價之前，電網(wǎng)無動力從“中間商”變身“服務(wù)商”，無市場化的長效機制推進， 直購電只能長期游走在計劃與市場之間。
