输配电价十年难算清 成电改最大障碍

电网缘何缺席发改委电改研讨

近期国家发改委召集有多家企业参加的电力体制改革研讨会，听取电力企业对输配电等改革方面的意见和建议，五大发电集团均到会，在这场主题是“售电侧”如何参与电力体制改革的研讨中，作为电力销售体制重要环节的国家电网[微博]，并未列席。

以直购电为突破的电改“遇冷”背后，是发电集团、电网和用电企业之间的利益角力。而眼下直购电缺乏长效机制和输配电价核定的滞后是目前电改进展缓慢的重要因素。

在五大电力集团的角度，目前直购电的价格往往低于普通销售电价，基本与上网电价持平，甚至低于上网电价。那么他们为什么还要大费周章地自己找客源、签合同参与直购电?

如果梳理电改历程就会发现，其实直购电推进已经有10年，但进展最迅速的就是2012年与2013年。而这两年恰恰也是宏观经济整体下行，社会用电量增速明显放缓的两年。也就是说：电，从以往的供不应求开始转变为供求平衡，甚至是供大于求。

在中国，和电价紧密相关的是煤价。2012年之前，电力企业的主要原料煤炭正处于“黄金(1168.20, 0.50, 0.04%)十年”，煤价高企，发电成本高企，发电企业自然无动力推行直购电 ，而更愿意按照国家规定的上网电价卖电给电网。

转折点出现在2012年之后。从2011年到2013年的煤价变化数据就可以看出，2012年动力煤市场的“跌宕起伏”：整个环渤海地区港口平仓的发热量5500大卡市场动力煤的综合平均价格显示，2013年10月9日和2011年10月19日的平均价格相比，发热量5500大卡动力煤的综合平均价格由847元/吨下降到530元/吨，下滑317元/吨，跌幅达37.4%。

煤炭价格快速下滑，发电企业的成本明显地降下来了，按照2004年国家建立的煤电联动机制，上网电价自然应该相应下调。
但是该机制碍于“让长期承受高煤价的电企喘口气”的想法迟迟未能启动。2012年底，国务院出台了《国务院办公厅关于深化电煤市场化改革的指导意见》(以下简称《意见》)规定，“继续实施并不断完善煤电价格联动机制，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，同时将电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%。”

按照煤价下降80元测算，电厂如果消纳10%，那么下调的电价需要抵消煤价下降72元给企业带来的收益。2012年，全国供电耗煤率为321克标准煤/千瓦时，火电厂用电率为6%，据此测算火电企业发电耗煤率为302克标准煤/千瓦时，以5500大卡动力煤为例，煤价下降72元给火电企业带来的新增收益，相当于电价上涨2.77分/千瓦时。也就是说，按照煤价变动收益补偿法测算，如果启动煤电联动火电企业上网电价每千瓦时需要下降2.77分。但是事实上，2013年没有哪个省份的上网电价下调了如此大幅度，而是基本保持未变的水平。

显然，虽然成本低了，但上网电价也没有相应调低，这原本是发电企业“最好的时代”。但偏偏随着煤炭价格下降的还有全社会尤其是工商业用电需求的下降。发电企业更愿意多发电，却没有人买，“最好的时代”变成了“最尴尬的时代”。

这时候，就成了电力集团接纳直购电的最好时机。这也解释了为什么2012年到2013年大用户直购电迅猛推动的真正原因。

在电力企业和用电企业之间，电网一直是稳定的利益获得者。在直购电问题上，电网的核心问题就是输配电价。从上面列举的数据可以看出，直购电价格远低于一般的上网电价，而且绕开了电网，电网就直接少了这部分的利润。
但峰回路转，2014年随着宏观经济下行趋势的放缓，近几个月的社会用电量开始稳步回升，但上网电价依然不变，电力企业自然首选还是买电给电网，而不愿意接受更低的价格进行直购电。比如四川省直接规定了直购电试点设立最高及最低限价标准。水电厂最高限价为批复上网电价的85%，其中龚嘴、铜街子两电厂为95%;火电厂为批复上网电价的95%;水、火电厂的最低限价均为批复上网电价的50%。

直购电再度遭“冷遇”，与直购电的“试点”终究只是试点，而并非电力市场的一种长效机制息息相关。因为在用户侧，用电企业在煤炭价格波动比较大的时候，很多参与试点的用户只要看到煤炭价格低了就直购电，而煤炭价格高了就又回去向电网买电。这种纯粹“占小便宜”的心态也无助于直购电的长期实施。

十年前直购电试点开始，国家发改委相关司局就和电网商讨输配价的核定。因为当直购电全面铺开，电网就不能再靠着“一手买电一手卖电”的模式生存，只能通过“过网费”，也就是输配电价来保障合理盈利。但输配电价的核算由于我国电网发展速度过快，对设备的损耗率、折旧率等等重要核算要素没有很好地建立起完备的“台账”，在加上涉及的各方面对于核算方式的认识差别过大，从而造成输配电价成了一笔十年难以算清的“糊涂账”。

此前一位参与电力体制改革的能源局官员说，电网的输电成本一日算不清，电网就一日不可能支持电改。

而中电联副秘书长欧阳昌裕曾表示，现在来看，完全可以通过地方的销售电价减去上网电价，形成一个固定的输配电价，每年进行一次核算，不出四五年就能完全摸清该地区的输配电价的成本。

今年两会期间，国家能源局副局长史玉波明确表示，放开售电侧，让用户选择售电商进行交易。但在能源领域混合所有制改革的进程中，电网虽然进行了参与，但开放的仅仅是分布式并网和新能源电动汽车充换电设施市场，显然没有触及到问题的核心。

显然，在没有厘清输配电价之前，电网无动力从“中间商”变身“服务商”，无市场化的长效机制推进， 直购电只能长期游走在计划与市场之间。