基準電價下調相關問題分析

　　一 宏觀經濟形勢與降低電價需求

　　4月17日召開的中共中央政治局會議認為，“突如其來的新冠肺炎疫情對我國經濟社會發展帶來前所未有的沖擊”，要求穩住“經濟盤”、兜住“民生底線”。受新冠肺炎疫情影響，我國一季度GPD同比下降6.8%，是自改革開放以來首次負增長;1-3月，全國工業增加值增速-8.4%，固定資產投資增速-16.1%，這些數據都意味著我國經濟正在經歷艱難時刻。

　　國外，美國西得州當地時間20日輕質原油五月期貨結算價收于每桶-37.63美元，史無前例的以負值結算;全球股市大幅波動，此前美股短期內發生四次熔斷。在供給、需求同時遭受負面沖擊情況下，市場對未來的信心已經明顯不足。4月14日，國際貨幣基金組織(IMF)發布報告預計，2020年全球經濟將萎縮3.0%，這將是上世紀30年代大蕭條以來最嚴重的經濟衰退。

　　國際疫情尚存在較大不確定性，使得我國經濟在承受短期負面沖擊后仍面臨外需不振、內需難提的風險，可能導致整個2020年的經濟增長受到影響。

　　在此宏觀經濟條件下，電力作為經濟運行和發展的“基礎性成本”之一，電力行業自然需要發揮降低企業負擔、助力復工復產的重要作用。2月，國家發改委就先后出臺支持性兩部制電價政策和工商業階段性降價政策，通過在短期內(2-6月)降低電價，支撐經濟恢復運行。兩項政策所需資金全部由電網企業承擔，合計在600億元左右。

　　事實上，2020年初國務院常務會議就明確提出“推動降低制造業用電成本”要求。因此如果沒有發生新冠疫情，電價也要以另外一種形式降低。不考慮口徑匹配問題，直觀來看，如果600億只是對沖疫情影響(當然這只是電力行業的貢獻)，那么下半年很可能維持這個標準來完成降低制造業電價任務，換算成6個月的資金需求將達到720億元。

　　基于上述假定的資金需求，就要考慮能夠滿足700多億降價需求的資金來源。對于電網企業而言，上半年已經承擔起全部降價壓力，并且在科學獨立的定價機制約束下，能夠通過第二輪輸配電定價核減出的降價空間明顯是有限的，無論從內部承受力還是機制定價的角度理解，都“獨木難支”。稅金方面，增值稅稅率和基金附加在2018-2019年兩次下調一般工商業電價后，下調空間也已捉襟見肘。

　　二 降價資金還能從哪來：合理利用煤價下跌空間

　　近期，受原煤產量增長、用煤需求下滑、進口煤價降低等多種因素影響，我國煤炭價格明顯下降。截至4月17日，秦皇島港5500大卡動力煤降至485元/噸，創下2016年8月以來新低點;最新一期的中電聯“中國沿海電煤采購價格指數”(CECI)綜合價為511元/噸，也是自指數公布以來的最低水平。向后觀察，往年“迎峰度夏”對煤炭價格會形成有力支撐，但如果今年各大燃煤電廠庫存煤在上半年儲備足夠，進口煤炭價格又在國外新冠疫情影響下持續低迷，這一波需求將難以形成煤價拉漲的實質性動力。

　　更值得注意的是，煤炭價格下跌并不是“近期”才發生的情況。以國家發改委按月公布的中國電煤價格指數(CTCI)為例，電煤價格從2018年底開始就呈現持續下降趨勢，至2020年1月已低至480.10元/噸，較2018年高位價格下降87元/噸，對應降幅超過15%。

　　可見，煤炭價格下降所騰出的成本空間，有理由成為降價資金來源之一。

　　具體來看，2017年6月國家發改委發布《關于取消、降低部分政府性基金及附加合理調整電價結構的通知》，自當年7月1日起將取消的工業企業結構調整資金用于提高燃煤電廠“標桿電價”，這是“標桿電價”取消前的最后一次調整，可認為彼時所對應的CTCI指數493.26元/噸基本是被政府和燃煤電廠所認可的價格，也基本與國家發改委等四部委劃定的綠色區域低值500元/噸齊平。

　　據此可嘗試借用原煤電聯動測算思路(2015年下發)大致估計當前電煤價格相對于2017年7月價格應該對應調整的“標桿價”。具體方法如下：

　　合理預測最新中國電煤價格指數(CTCI)。國家發改委CTCI指數只公布到2020年1月，需要模擬測算出到今年2-4月水平。考慮采用中電聯在2017年11月就持續統計公布至今的“中國沿海電煤采購價格指數”(CECI)與CTCI建立回歸關系，即利用2017年11月至2020年1月共27個月數據帶入回歸方程：CTCI=系數*CECI+常數項，求得系數與常數項后再分別帶入2-4月CECI指數求得對應CTCI指數。

　　從圖中可知，CTCI和CECI之間匹配性很好，回歸方程的擬合度非常高，求得2020年4月的CTCI水平為453.22元/噸具有一定的可靠度。

　　2.套用煤電聯動模型模擬測算應調整“標桿價”。對標2019年7月當月CTCI指數，可測得“標桿價”每千瓦時應提高0.42分，對應2019年燃煤發電量4.6萬億千瓦時(中電聯公布2019年火電5萬億千瓦時，2018年燃煤發電占火電比重91%)，涉及金額194億元。

　　如此來看，如果認為2017年7月CTCI指數對應的電煤價格是基本合理的，那么在當前電煤價格下“標桿價”應該下調0.42分，對應提供降價資金194億元可通過電網企業全額傳導至終端用戶，對緩解資金需求會有很大幫助。

　　三 合理利用煤價下跌空間的政策基礎

　　2019年10月，國家發改委發布《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》(后文簡稱“指導意見”)，以“基準價+上下浮動”機制替代了實施多年的燃煤標桿電價這種具有典型政府管制色彩的價格制度。按照《指導意見》要求，“基準價按當地現燃煤發電標桿上網電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%”。可以說，“基準價+上下浮動”機制是政府價格管制和市場化機制有機結合的結果，是一種“半市場化”的過渡性制度。與此同時，《指導意見》也順帶取消了煤電價格聯動機制。

　　“基準價+上下浮動”機制確立后導致兩個主要變化。一是燃煤發電市場化電量與非市場化電量得到分離，市場化部分可以雙邊或競價方式確定浮動水平，簽訂長期合同;非市場化部分由電網企業以基準價提供供電保障服務。二是原來與燃煤標桿電價掛鉤的可再生能源補貼、核電價、氣電價等價格全部調整為參考基準價。

　　不難理解，對于管制用戶，基準價是對燃煤標桿電價的簡單“平移”;對于市場化用戶，基準價目前也發揮著“價格錨”的作用。《指導意見》同時明確，“國家發展改革委根據市場發展適時對基準價和浮動幅度范圍進行調整”，實際上為政府按照需要調整這個“價格錨”提供了政策上的可能。

　　目前，國家發改委并未就適時調整基準價出臺執行細則，基準價的調整依據、頻率、幅度都未明確。

　　四 下調基準價，不是說調就能調

　　很顯然，基準價調整是牽一發而動全身的大事，國家發改委需要考慮的因素很多，不是“有空間”“有政策”就可執行的。具體來看至少包括了以下幾個考慮。

　　1.避免產生對政策的隨意性質疑。“基準價+上下浮動”機制去年年底剛剛下發，各省也還在明確執行細節，配套制定適用于本地的細則，此時對基準價格進行調整不利于各省政策的出臺，更容易遭受各方面對政策隨意性的質疑。

　　2.避免管制手段回潮。盡管適時調整被寫進了《指導意見》，但《指導意見》也同樣明確要“根據市場發展”對基準價和浮動范圍進行調整，即調整也是基于市場發展的需要，反過來說則是盡量避免政府管制手段影響到市場供求信息的表達。

　　3.浮動機制可自發地向終端用戶傳導低成本空間。電力市場供需雙方按照自利原則建立買賣關系，只要在下浮15%范圍以內，煤炭價格下降形成的成本空間將沿著“發電成本-購電成本-用電成本”的路徑傳導至終端。

　　4.牽扯到可再生能源發電補貼政策。基準價下調，風電、光伏標桿電價變或不變都產生相應風險：如果風光標桿價同步下調，可維持補貼標準，但可再生能源發電企業的收入會減少，特別是欠補情況下將直接影響現金流;如果風光標桿價不同步下調，相當于提高了補貼標準，在當前補助資金缺口較大的情況下，補貼需求增加對國家財政將形成更大壓力。

　　五 真的調不了?還得實事求是開展具體分析

　　盡管顧慮較多，但一個政策是否出臺或調整，都要以客觀事實為判斷標準。特別是在當前宏觀經濟遭受新冠疫情重大影響的情況下，加強研判負面沖擊的影響持續時間、范圍、強度和國內外差異，在此基礎上分析煤炭和電力供需在市場化轉型條件下的短、中期變化，站在整個能源產業鏈的高度，以減少社會用能成本負擔、能源產業鏈整體可持續發展為目標，發揮市場引導供需協調的功能，科學設定降價需求、合理安排資金來源，所謂政策隨意性、管制手段回潮等“問題”就真的只是“顧慮”罷了，畢竟可經歷史檢驗的政策不用擔心形式上的問題。從浮動機制有效性來看，目前現貨市場尚未成型，浮動價格主要在中長期合同中落定，傳導成本空間的能力十分有限，更何況不參與市場的那部分空間無從傳導。至于可再生能源發電補貼問題，或許此時正是出臺補貼標準與基準價脫鉤政策的時機，方法總比問題多。當然，沒有考慮到的種種還很多，還需要各方多展開討論。