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，充分发挥电价信号与杠杆作用。虽然助推电价上涨的现实可能因素不少，但是电价下降的几率也不小。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
 

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”。

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盈利模式，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。

第一，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。

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)，一直要求公平对待，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，历史欠账没有消化完，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。

今年前两个月用电量的增长更不理想，仅为2.5%。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。

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月和2014年9月，火电上网电价曾两度下调，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”。

进入2015年第一季度，环渤海5500大卡动力煤价格从年初第一周的519元/吨跌至现在的482元/吨。近期，传闻煤电联动又要开启，火电上网电价下调二季度落地，预计全国平均降幅每千瓦时0.015元，并同步下调销售电价。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，再加上煤炭需求下滑，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颓势。受此影响，火电价格不太可能上涨，除非煤炭市场反转。

这意味着，未来3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%，最低的内蒙古电网每千瓦时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。

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：未来三到五年内，既有电价上涨的动因，更有下跌的几率。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，长远看，电价不排除整体上行的态势。

（作者系中国能源研究会理事、中国华电企法部主任）