鲁政委等：电力定价机制、改革及其对物价的影响

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张文达 郭于玮 鲁政委（鲁政委为中国首席经济学家论坛理事，兴业银行首席经济学家）

  2021年10月，发改委发布了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，放宽燃煤电价浮动比例，加速电力市场化改革。
  我国当前实行 “三段式电价”。三段式电价包括上网电价、输配电价和销售电价。不同类型的电力上网电价定价机制的差异，是电力价格不同的关键。
  当前，燃煤上网电价实行“基准价+上下浮动比例”的定价机制。工商业燃煤电价通过电力市场确定价格；居民、农业用电采用基准价执行。基准价和上下浮动比例由发改委根据实际情况调整。
  水电上网电价，对于省内消纳部分，实行标杆上网电价制度，定价基础为本省省级电网企业平均购电价格；跨省区交易电力，采用市场倒推电价；流域梯级水电站，鼓励推进流域统一电价模式。
  核电上网电价，自2013年起新投产的核电机组实行标杆上网电价制度，其定价要求不高于燃煤机组基准价；重点示范项目的标杆上网电价可在不超过燃煤机组基准价的基础上适当提高。
  风电上网电价，陆上风电、海上风电均采用“指导价”。陆上风电项目自2021年起实行“平价上网”，上网电价不高于燃煤机组基准价；海上风电项目因成本较高，政府指导价仍相对较高。
  光伏上网电价，针对集中式光伏亦采用“指导价”模式，自2021年起“平价上网”。对于分布式光伏，上网电量按燃煤机组基准价执行，不再享受补贴。户用分布式光伏仅存少量补贴亦将于2022年结束。
  根据我们的估算，在乐观、中性和悲观情境下，电力价格上涨对PPI的拉动值分别为0.12、0.17和0.23个百分点，对CPI的影响分别为0.05、0.08和0.10个百分点。
  进入9月以来，全国电厂煤炭库存持续处于低位。动力煤供给受限，价格飙升。采暖季临近加剧了煤炭上涨动力。成本飙升，但是电价调整却十分有限，加大了发电厂的经营压力。2021年10月，发改委发布了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，进一步放宽了燃煤电价浮动比例。当前，我国不同类型的电价定价机制如何？新规出台会对我国PPI、CPI分别产生多大的影响？本文就此展开讨论。
  一、电价制度变迁
  现代国民经济的高效运转，离不开电力系统的保障与配合。改革开放以来，我国电力系统装机容量大幅增长，发用电量，全球电力稳定性排名。电力系统的发展离不开电力制度改革，尤其是电价机制对于电力系统投资的引导。自1985年以来，我国电力系统历经多轮改革，电力市场化程度不断提升，电价形成机制亦逐步趋于成熟。从电价定价机制来看，我国经历了“还本付息电价”、“经营期电价”、“三段式电价”的发展阶段。
  1、还本付息电价
  早期我国电力发展效率偏低、投资不足，经济发展受电力供应制约明显。1985年，国家多部委联合发布了《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，鼓励社会资本投资建设发电厂、输变电线路。在价格机制上，除了引入燃运加价、峰谷电价、丰枯水期电价等定价机制外，还引入了“还本付息电价”，机制允许发电项目在还本付息期间所发电量可以按还本付息成本、税金、合理利润核定售电价格。
  在这一模式下，全国发电厂的发电价格主要实行“一厂一价”、“一机一价”的定价模式。各方投资办电厂的热情高涨，短期解决了发电量短缺的难题，但是随之而来的是发电投资成本和电价的大幅上涨。
  2、经营期电价
  2001年，国家计委发布了《关于规范电价管理有关问题的通知》，推进电厂发电定价从“还本付息电价”向“经营期电价”的定价机制转变，以期约束电力成本上升，降低电价。
  “经营期电价”是指按照发电项目经营期、按先进企业社会平均成本核定平均上网电价。与还本付息电价相比，经营期电价将按发电项目还贷需要核定还贷期的还本付息电价改为按发电项目经营期核定平均上网电价。其明确规定，火电按20年、水电按30年经营期计算。
  同时要求，已经按还贷期核定上网电价的，也统一改为按剩余经营期核定平均上网电价。还贷已经结束或折旧已经提完的，要重新核定发电成本，降低上网电价；仍在还贷期内的，对尚未归还的贷款改为按剩余的经营期（整个经营期减已运行年限）重新核定上网电价。经营期电价本质仍然是成本利润加成的定价机制，可以视为还本付息定价机制的改良，但是仍然无法有效推动发电企业提升经营效率。其主要承担电价制度改革过渡期的过渡作用。
  3、三段式电价
  为了更好地提升电力市场投资、经营效率，降低电力成本，国务院于2002年发布了《电力体制改革方案》，引入了“三段式电价”定价机制，并沿用至今。《电力体制改革方案》对电力体制进行了大规模的改革，其核心在于打破电力企业发输配一体化垂直垄断经营的模式，为电力市场引入竞争机制。
  （1）实行“厂网分开”，即“将国家电力公司管理的资产按照发电和电网两类业务划分，并分别进行资产、财务和人员的重组”两类资产分开经营。同时，要求电网企业“可暂不进行输配分开的重组，但要逐步对配电业务实行内部财务独立核算”。
  （2）确立“三段式电价”形成机制，将电价划分为上网电价、输电电价、配电电价和终端销售电价。厂网分开和三段式电价改革相辅相成，只有形成了发电、电网、售电的不同市场主体，才会存在不同主体间交易的不同电价。
  Ⅰ.上网电价
  上网电价，是指发电企业与购电方进行上网电能结算的价格。2005年发布的《上网电价管理暂行办法》，对上网电价的确定规则进行说明。
  对于非竞价上网的上网电价，“要求同一地区新建设的发电机组上网电价实行同一价格，并事先向社会公布”，即要求确立事先的“标杆上网电价”。
  对于竞价上网的上网电价，要求实行“两部制上网电价”。两部制上网电价由“容量电价”和“电量电价”组成。
  容量电价：按变压器容量或最大需量计算的基本电价，以发电机组平均投资成本为基础确定，由政府定价，价格相对稳定。
  电量电价：与用电量相对应的电量电价，价格通过电力市场竞争形成。
  容量电价作为基本电价，主要用于弥补电厂的固定成本，如资本费用、固定的运行维护成本；电量电价则主要是和电厂的可变成本，如燃料费、水费等相关。不过，随着改革不断深入，电力结构不断调整，不同类型电力的上网电价形成机制亦有所不同，我们将在下文进一步展开。
  Ⅱ.输配电价
  输配电价，是指电网经营企业提供接入系统、联网、电能输送和销售服务的价格总称。2005年发布的《输配电价管理暂行办法》中指出，输配电价具体构成包括：共用网络输配电服务价格、专项服务价格和辅助服务价格。
  输配电价形成机制同样经过多次改革和调整。2020年1月，发改委印发了《省级电网输配电价定价办法》，确定了各省输配电价。
  省级电网输配电价的核定方法为，“先核定电网企业输配电业务的准许收入，再以准许收入为基础核定分电压等级和各类用户输配电价”。
  准许收入=准许成本+准许收益+税金
  准许成本=基期准许成本+监管周期预计新增（减少）准许成本
  准许收益=可计提收益的有效资产×准许收益率
  准许收益率＝权益资本收益率×（1－资产负债率）＋债务资本收益率×资产负债率
  Ⅲ.销售电价
  销售电价，指电网经营企业对终端用户销售电能的价格。
销售电价=上网电价+输配电损耗成本+输配电价+政府性基金
  当前销售电价根据用电主体的不同，可分为居民用电、农业用电、大工业用电、一般工商业及其他用电四类。居民用电、农业用电以及容量较小的工商业用电，采用的是单一制电度电价，即以用户每个月的实际用电量乘以电力单位计算电费；部分容量较大的工商业用户则是采用前文所提及的两部制电价。
  2005年发布的《销售电价管理暂行办法》提出：“销售电价实行峰谷、丰枯和季节电价，具体时段划分及差价依照所在电网的市场供需情况和负荷特性确定。”2011年、2013年，我国分别出台规定，对居民用电实行了三档阶梯电价机制和峰谷电价至政策。2020年2月，发改委发布《关于阶段性降低企业用电成本支持企业复工复产的通知》， 2020年2月1日-6月30日间，对除高耗能行业外的一般工商业及其它电价、大工业电价的电力用户，在计收电费时，统一按原到户电价水平的95%结算。
  整体来看，销售电价相较于上网电价和输配电价，其调节机制更为灵活，对于用户端的需求调节更加及时，但是调整亦相对稳健。
  二、不同电力类型定价机制
  1、火电上网电价
  2019年10月，发改委发布了《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，将2004年以来实行的燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。2021年10月，发改委发布了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，进一步放宽了燃煤电价浮动比例，同时要求“燃煤发电电量原则上全部进入电力市场”、“各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电”。这一文件大幅提升了火电的市场化程度。
  （1）标杆上网电价及煤电价格联动机制
  2004年4月，发改委发布的《关于进一步疏导电价矛盾规范电价管理的通知》确立了燃煤发电标杆上网电价制度，文件中明确提出：“对同一地区新投产的同类机组(按水电、火电、核电、风电等分类)，原则上按同一价格水平核定上网电价；对安装脱硫环保设施的燃煤电厂，其环保投资、运行成本按社会平均水平计入上网电价。”
  2004年12月，发改委印发了《关于建立煤电价格联动机制的意见的通知》，建立煤炭价格和电力价格的传导机制，其具体联动公式如下：
  上网电价调整标准=煤价变动量×转换系数
  转换系数=(1-消化比例)×供电标准煤耗×7000卡天然煤发热量×(1+17%)/(1+13%)
  销售电价调整标准=上网电价调整标准×比例系数
  比例系数=1/(1-输配电损耗率)
  转换系数主要用于计算煤炭向电力转换过程的转换率；比例系数则是用于计算电力从发电侧到用电侧的转换比率。
  在电价联动周期方面，要求原则上以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价环比达到或超过5%则调整电价；如变化幅度不到5%，则下一周期累计计算，直至累计变化幅度达到或超过5%，进行电价调整。
  （2）市场化价格机制：“基准价+上下浮动”
  原有的煤电联动价格机制下，电价仍以政府定价为主，电价调整往往滞后于煤炭价格的变化，电力价格无法及时反映市场供需、用电成本的变化。燃煤发电市场化价格机制的出台也是为了克服上述缺点。
  在现行的价格机制下，燃煤发电价格机制为“基准价+上下浮动”，基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，基准价和上下浮动的比例由发改委根据实际情况进行调整。针对不同的燃煤发电电量，采用不同的计价方案：
  执行标杆上网电价的燃煤发电量： 全部进入电力市场，按市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成；
  居民、农业用电： 按基准价执行；
  已按市场化方式形成的上网电价： 继续执行原有规则；
  2019年出台的改革文件中，规定燃煤发电标杆上网电价的浮动幅度范围为 上浮不超过10%，下浮不超过15%。 2021年10月出台的最新规定中，将上下浮动幅度范围均扩大至20%。
  2、水电上网电价
  2014年1月，发改委发布了《关于完善水电上网电价形成机制的通知》，其对不同情况下，水电上网价格的确定方法进行了明确。
  对于省内上网电价，实行标杆电价制度。 水电标杆上网电价以本省省级电网企业平均购电价格为基础，统筹供求关系和开发成本制定。
  对于跨省区交易价格，采用市场倒推电价。 通过受电地区落地价扣减输电价格（含线损）确定。落地价由购电双方参照受电地区省级电网企业平均购电价格协商确定。
  对于流域梯级水电站，推进流域统一电价模式。 对同一投资主体在同一流域开发的水电站实行统一的省内上网电价，对不同投资主体在同一流域开发的梯级水电站，在完善上下游电站补偿机制基础上，逐步实行统一的省内上网电价。
  对于2014年2月1日前投产的水电站，其上网电价则主要沿用此前的经营期上网电价政策。
  3、核电上网电价
  2013年以前，核电站的上网电价多采取一厂一价的定价策略。 2013年发改委发布了《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》，将核电站的定价机制改为标杆上网电价的电价方式。 早期因为不同核电站所在地理环境不同、采用的技术路线存在差异，造价方面也存在较大差别，故采用一厂一价的定价模式以覆盖成本。 但是一厂一价模式下，核电站建设超期、超预算的现象屡见不鲜。 采用标杆上网电价有助于促进核电站加强成本管理，提升经营效率。
  根据《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》，其对2013年1月1日起投产的核电机组实行标杆上网电价政策，并且要求全国核电标杆上网电价不高于燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝加价）。
  不过，对于承担核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台或首批核电机组或示范工程，允许其上网电价在不超过燃煤机组标杆上网电价的基础上，可在全国核电标杆电价基础上适当提高。这意味着在现行政策下，对于重要核电机组仍可采用一厂一价政策以支持核电技术发展。
  2019年，发改委发布了《关于三代核电首批项目试行上网电价的通知》，明确“对承担技术引进的首批核电机组予以支持”。对广东台山一期、浙江三门一期和山东海阳一期核电项目试行价格分别按照0.4350、0.4203和0.4151元每千瓦时执行，执行期从投产之日至2021年底为止。
  4、风光项目上网电价
  风光发电项目的上网电价从早期的政府定价逐渐向市场竞争定价转变。同时，随着风光发电项目技术成熟以及成本的下降，风光发电项目的标杆上网电价逐年下调。
  2021年，发改委发布的《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》明确，“2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网…新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行。”风光发电项目正式进入平价上网时代，新能源发电补贴落幕。
  （1）风力发电项目
  2006年1月，发改委发布了《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》，明确提出“可再生能源发电价格实行政府定价和政府指导价两种形式”。其中，风力发电项目上网电价要求实行政府指导价，电价标准通过招标形成的价格确定。
  对于陆上风力发电项目，2009年，发改委发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，对其上网电价定价机制进行调整。其对陆上风电项目，根据风能资源状况的不同分为四类风能资源区，分别制定标杆上网电价；跨区的项目其标杆上网电价从高计算。此后这一制度一直沿用至今，但是四类风能资源区的标杆上网电价持续下行，至2021年已经实现平价上网。

  对于海上风电发电项目，2014年，发改委发布《关于海上风电上网电价政策的通知》，对海上风电项目的上网电价进行规定。主要是将其分为潮间带风电项目和近海风电项目，根据建设成本、风力资源的不同，分别制定标杆上网电价为0.75元/千瓦时和0.85元/千瓦时。同时，鼓励通过特许权招标等市场竞争方式确定海上风电项目开发业主和上网电价，中标价格不得高于同类项目的上网电价。海上风电项目的标杆上网电价由发改委根据技术、成本变化适时调整，但是相对于陆上风电项目较为稳定。
  （2）光伏发电项目
  光伏发电项目上网电价以政府定价为主。 2006年1月，发改委发布的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》规定了，太阳能发电项目上网电价实行政府定价，其电价标准按照合理成本加合理利润的原则制定。
  2013年8月，发改委发布了《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，参照风电项目，将全国分为三类太阳能资源区，分别制定光伏电站标杆上网电价。 同时，针对分布式光伏发电，全发电量补贴标准为0.42元/千瓦时，自有余量上网的电量按照燃煤机组标杆上网电价收购。 此后，发改委陆续出台文件，逐年对光伏项目上网电价以及补贴标准进行下调。
  2019年4月，《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》，将集中式光伏电站标杆上网电价改为指导价，并进一步下调三类资源区新增集中式光伏电站指导价。
  同时，将分布式光伏进一步分为工商业和户用分布式光伏，给予不同的补贴标准。 对于工商业分布式光伏项目，采用“自发自用、余量上网”模式的项目，全发电量补贴标准为0.1元/千瓦时；采用“全额上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，按所在资源区集中式光伏电站指导价执行；竞争模式确定价格的，上网电价不得超过指导价，补贴标准不超过0.1元/千瓦时。而对于户用分布式光伏，不区分上网模式，其全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.18元。

  2021年，发改委发文明确，自2021年起对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网；新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行。新核准（备案）海上风电项目、光热发电项目上网电价由地方政府主管部门制定。同时，户用分布式光伏的补贴标准进一步下调至0.03元/千瓦时。

  三、火电定价机制调整的影响
  本次燃煤机组定价机制调整的核心在于，进一步放宽燃煤上网电价围绕指导价上下浮动的比例。在煤炭价格急速上涨的当下，一定程度减轻电厂的经营压力。文件出台之后，部分省市已率先放开电力交易市场火电浮动比例，湖北、山东、江苏、贵州等地10月火电的电力成交均价均较基准价顶格上浮20%，东北、安徽、重庆等地已着手研究制定新的实施方案。那么火电价格上涨会对物价产生何种影响呢？
  1、火电价格对PPI的影响
  那么火电价格上涨会对PPI产生何种影响呢？
  我们用分行业的累计用电量除以工业企业营业收入累计值，计算出分行业的单位营业收入耗电量情况。从数据来看，采矿业、化工、钢铁、有色、等高耗能行业同样也是“电老虎”，行业的单位营业收入耗电量较高。轻工业和装备制造业的单位营收耗电量则相对较低。
  同时，我们平均上网电价乘以单位营业收入耗电量，可以求出单位营业收入的电费支出情况。考虑到数据可得性问题，结合 2019-2020年我国燃煤价格走势平稳，电力需求相对稳定的现象，我们用2018年的平均上网电价来计算分行业单位营业收入的电费支出。

  同时，由于本轮火电价格改革尚未涉及燃煤电价基准价调整，主要是放宽了燃煤电价的上下浮动比例。而其他电力产品的价格主要是参照燃煤基准价来制定。因此，短期电力价格主要涉及到火电价格调整。
  我们用火力发电占比乘以分行业单位营收电费支出可计算出燃煤电费占营收的比重。从我国发电量的构成情况来看，2021年我国火力发电占比在71%左右。

  此后，我们用燃煤电费占营收的比重乘以电价上涨的比例即可求出不同行业，燃煤电价定价机制调整对其价格的拉动值。尽管自9月以来多地拉闸限电，当前江苏、湖北等地已经根据最新文件将燃煤电力交易价格顶格上浮，但是考虑到部分省份拉闸限电是因为“能耗双控”达标压力而非电力供应不足。同时，当前发改委出台多项政策，严厉打击煤炭价格过度上涨，加强煤炭生产供应。此外， 2021年10月发布的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》中明确提到，“高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制”。我们假设基准情况下，普通行业火电价格在上浮10%的基础上再度上浮7.5%，高耗能行业上浮15%；乐观情况下，普通行业和高耗能行业上浮比例为5%、10%；悲观情况下，普通行业和高耗能行业上浮比例为10%、20%。
  最后，我们用工业企业分行业营业收入占全部工业企业营收比重作为PPI的权重，用权重乘以分行业的价格涨幅来计算，火电价格上涨对PPI的影响。
  计算结果显示，乐观、中性和悲观情境下，火电价格上涨对PPI的拉动值分别为0.12、0.17和0.23个百分点。

  2、火电价格对CPI的影响
  由于本次燃煤电价机制的调整暂不涉及居民和农业用电，因此其对CPI的影响，主要是通过工业品成本、价格的变化传导到CPI。我们可以利用投入产出表来计算火电价格调整对CPI的影响。
  假设电价导致的成本上涨可以100%传导至消费者，我们通过CPI主要分项的分行业中间投入占营收（中间投入+增加值）比重的比重及其不同情境下对应的PPI涨幅来计算，火电价格上涨对CPI各分项的影响情况。
  然后，我们再通过CPI各分项的同比及其对CPI的拉动值计算出对应的权重。
  用CPI分项权重乘以各分项的影响比例即可算出不同情境下，火电价格变化对CPI的影响。
  从数据结果来看，在乐观、基准和悲观情境下，燃煤机制调整对CPI的影响分别为0.05、0.08和0.1个百分点。