国家发改委近日关于“居民用电价格偏低”的表态，是否说明我国居民电价需要上调？

针对这一问题，证券时报·e公司记者近日对电力行业上市公司、专家教授多方采访，受访者多数支持价格上涨，认为电力价格上涨才有能力持续投入，才有能力采购清洁能源，甚至关系到碳达峰和碳中和是否能够完成。然而，在业内看来，发改委此番表态虽有积极意义，但与政府部门持续降电价的措施并不一致，要想真正实现电力价格市场化，还有不少难题待解。

煤价高位扰动电力市场

“目前国内动力煤价格处于高位，火电企业生产成本严重倒挂，煤炭市场仍然供应紧张，短期内难以缓解。”谈及近期电力企业生产经营现状，晋控电力董秘赵文阳这样说到。

作为火电产业链紧密关联的上下游，煤炭和电力盈利状况此消彼长，“煤电顶牛”早已不是新鲜话题。广西工信厅近日发布《关于2021年电力中长期交易合同调整有关事宜的通知》提到，今年以来，由于供应偏紧，导致煤价持续高位运行，燃煤发电企业发电成本普遍高于市场交易平均电价，相关企业全面亏损，经营陷入困境。为了保障电力市场交易平稳有序可持续运营，鼓励各发电企业和售电公司、电力用户根据自身情况，在充分沟通协商一致的前提下，通过签订补充协议等方式，合理调整2021年电力市场交易剩余未结算电量的合同电价。显然，煤炭价格上涨，电厂发电成本偏高，电厂侧想修改已经签订好的增量电量交易价格。

中国能源网首席信息官兼总经理韩晓平表示，一般情况下，发电企业都希望能持续发电，哪怕在没利润的情况下，只要能维持下去，但如果倒挂太严重，时间太长，没实力的就没钱买煤了。今年4月份以来，国内动力煤价格持续高位运行，尤其在5月12日，国内期货市场上动力煤主力合约2109达到944.2元/吨的历史高位，现货市场上，港口煤价也连续多日冲破千元大关。电力企业的生产成本压力更加凸显。

赵文阳提及，为了缓解成本冲击，公司近期已通过加强电力营销管理，主动适应电力现货市场，不断提高结算电价来化解压力。“对比同业企业，公司作为煤电一体化集团，还具有一定的原材料优势，同时公司电力现货团队也相对成熟。”他说。

为缓解“煤电顶牛”现状，保障电力供应，包括国家发改委在内的相关部门近段时间已多番表态保供应、控煤价。国家发改委经济运行调节局有关负责人6月26日接受新华社记者采访时就称，随着夏季水电、太阳能发电增长，以及煤炭产量和进口量增加，煤炭的供需矛盾将趋于缓解，预计7月份煤价将进入下降通道，价格将出现较大幅度下降。

不过，煤价连月高企的情况下，5月中旬开始，广东、云南电力供应紧张情况还是短期存在，部分地区不得不采取错峰限电措施。对此，国家发改委此前也对于广东、云南电力供需紧张的主要原因分析称，首先是我国工业生产快速恢复，拉动了用电增长。其次，由于高温天气出现，进一步增加了地方用电负荷。此外，今年6月上旬还未入汛，较以往严重滞后，来水偏枯、偏晚导致水电发电不足，再叠加云南电煤运输采购困难、火电开机不到一半、迎峰度夏前机组检修等因素，导致电力供应能力进一步受限。

“能源价格高企会对局部用电带来短时影响，不过局部问题不代表整体问题，我国电力供应保障不需要担忧。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强称，我国火电设备平均利用小时数依然较低，发电设备闲置率较高，电力供应能力还有很大运用空间，并且局部缺电也可从电力资源宽松的地方依靠电网输送解决，缺电问题必然是短暂的。

居民用电价格偏低

成行业共识

同样是用电，工商业用电成本远远低于居民用电成本，居民用电有用电集中、用电规模小等特征，这要求电网投入比较高。

居民用电时间很短，主要集中在傍晚时间，这个时候工厂商业办公等场所还没有关闭，公用路灯刚刚打开，居民回到家中开始用电，虽然单个家庭用电量不大，但用电集中，而且很快用电结束。供电部门要让居民能用上电，就要按最大负荷投入硬件建设，电力是即时消费，发电部门也要在这个时间点集中发电，为此需要增加大量投入。“居民用电量不到15%，但是居民用电负荷要达到50%。”韩晓平表示。居民电网还有一个特征：因为分散供应，造成电压低、线路多、变压器多，传输过程损耗大。此外，一些老少边穷等区域的居民用电，投入大量硬件成本，用电量却并不高，导致用电成本高很多。

而工商业用电和居民用电不同，工商业单个用户用电量大，用电时间均匀，比如有些工厂可以24小时运转，这样机组就可以一直工作，高压传输，有规模经济效应。按照经济规律，居民用电成本要大大高于工商业用电成本，主要国家居民电价都大大高于工商业用电价格，原因就是如此。

2019年，国资委官方微博“国资小新”列举数据显示，与全球主要国家相比，中国的工业电价处于中下水平，居民电价处于很低的水平。欧洲居民用电价格接近中国居民平均用电价格的3倍。美国居民用电价格大约是中国的1.5倍，美国工业用电价格低于居民用电价格不少，大约是居民用电价格的56%。我国工业用电比居民用电价格高上27%。欧洲有些国家，居民用电是工业用电价格的两倍以上。

工商业用电价格被压制

工商和居民用电长期处在倒挂状态，需要交叉补贴才能覆盖成本，由工业用电补贴居民用电。

我国居民用电价格亏损的部分，由国家承担，也就是电网来承担。电网的办法很简单，通过工商业用电的盈利来进行弥补，有赚有亏，赚的比亏的多也能维持下去。不过近年来，由于工商业经营困难，政府为了扶持工商业发展，一直在降低工商业用电价格，当然其他公用品价格也在降低，包括通讯费用等。

2016年以来，通过调整两部制电价计费方式、推进输配电价改革等，持续降低大工业企业用电成本，根据2018年《政府工作报告》，当年超额完成一般工商业电价降低10%任务目标，仅国家电网有限公司2016年以来采取各项降价措施累计每年降低用户电费负担约2217亿元。去年，电网企业按照国家发改委报告中提出的“将除高耗能以外的大工业和一般工商业电价降低5%政策延长到今年年底”，合计降低工业用户用电成本约1080亿元。

这些成本降低有两方面影响，一方面用电企业减少支出，这些减少支出部分基本上可以变为盈利，改善企业经营面貌，企业经营改善，愿意投资，造成用电量依然快速增长。但另一方面，原本能赚钱的工商业用电价格被压住，就变成了电网以及背后的发电企业的成本，这些成本如果是暂时状态还容易消化，现在已实行4年有余，电网企业已承担负累多年。一位长期研究电力行业改革的专家表示，电网有24个省级分公司亏损。与此同时，发电和配电企业还要应对不断增长的用电需求，新建电网，新上产能，持续投入。

此外，对居民用电的补贴是建立在工商业用电赚钱的基础上，如果工商业用电也不赚钱，对居民用电的补贴就无法持续下去。长远看来，这种两头不赚钱的模式很危险，居民用电也需要不断维护升级，进行智能化改造，提高安全防护措施。电网不赚钱，就往上游压，要求发电公司供电，而且很便宜地供电。

电力市场化改革

将缓慢推进

近年来，我国对居民用电和工商业用电价格都已有改革。

居民用电阶梯电价是近年来最大的动作。各省的一档电价都不一样，基本在0.5元/度左右，与改革前相当。一档用电年2200度，大多数家庭用不了2000度电。有些家庭人口多，住宅面积大，用多了电的价格就贵一些，二档用电价格和一档相比提高了一点，三档价格提高了不少，但也没有工商业用电价格高。整体上看，居民用电价格虽然做了阶梯电价改革，但整体上还远远达不到工商业用电价格，毕竟大多数家庭在使用一档用电。

阶梯电价设立初衷，是国家要照顾低收入群体和普通收入群体，不能只考虑电力的商业属性。但是补贴不能全部一样，比如用电多的用户说明家里收入比较好，就应该补贴少一点，普通居民利益应该多照顾一些。目前实行的阶梯电价已运行多年，没有进行调整，而且价格依然普遍偏低，无法覆盖成本。如果进行市场化改革，就要提高最低一档的电力价格，同时拉开三个档次电力差距。

考虑到很多居民用电量少，有不少国家居民电力收费跟手机一样有一个套餐价，在某个用电范围内，即使没有用够也会收一个费用，以覆盖配送电公司成本。这一点提高了部分居民用电成本，也是市场化的表现形式。市场化还有一个方式是频繁变动价格，跟油价调整一样，价格跟原料成本密切挂钩，现在居民已适应了油价调整。

在工商业用电上，有部分市场化改革。电网是一个大系统，但连接的发电企业和用电企业这两端可以做局部市场化。现在有竞价上网政策，用电大户可以直接向发电企业买电，做到了市场化改革。之所以说这个改革是局部的，是因为这种情况并不普遍，政府近年为了减轻企业负担，不断降低电价，并不是市场化手段。

这也是投资者近来年对公用事业排斥的原因，企业没有自主权，利润很难把控。不仅电力，通讯行业也是如此。韩晓平认为，电力比通讯的负担更重，每发一度电就必须有一定原材料，成本难以降低。近些年，电力价格没有上涨，电力行业消化这些压力，主要是靠技术进步，但现在消化起来越来越难。

“电价未来将提高的方向是肯定的，发改委此番表态是比较到位的，也是实情。但是，居民电价调整涉及面广且敏感，所谓完善电价机制也已经被提了几十年，但现实操作依然困难，还需要慢慢来。”林伯强对证券时报·e公司记者表示，我国电力价格迫切需要市场化。我国一直是工业电价补贴居民电价的状态，虽然近年来倾斜力度有所缩减，但还是工业高、居民低。海外电力相对市场化的国家，都是居民电价高于工业电价的状况，以我国工业电价作为标杆，居民电价确实偏低。

碳交易提升发电成本

我国电力行业还面临一个重要问题，就是碳达峰和零排放。

电价上涨需求与完善电力体制改革也有关。林伯强表示，随着我国“碳中和、碳达峰”政策推进，碳交易逐步成熟，电价提升的可能性是有的，且不仅是居民电价，工业电价也会走高。目前电力体制改革很难推进，很大程度卡在电价上。没有哪个市场是只能价格跌、不能价格涨的，需要有市场价格波动。但目前，我国电价存在只跌不涨的情况，所以电力体制改革推进了几十年依然没有明显进展。

“碳交易成本确实能推升电价上涨预期，但电价不可能快速上涨，电力行业会是先亏损后盈利的过程。电价即使涨，也不会涨很快，即使涨，也不会涨很多。且不仅居民电价面临调整预期，工业电价也会涨。同时工业电价也会考虑企业国际竞争力的问题，即使涨，也不会很多。”谈及电价上涨预期是否对电力企业形成利好，林伯强认为，碳交易一旦推进，火电企业就需要支付一笔成本，但电价何时上涨，涨多少，这都是未知的。总体来看，我国电力企业生存环境不好，下一步可能更不好。碳交易推进背景下，对包括电力行业在内的高耗能企业都将形成打击。

那么，在碳排放交易推进背景下，火电企业将如何应对？“在‘碳达峰、碳中和’双碳目标愿景下，全国碳市场建设节奏明显提速。就目前情况而言，晋控电力的碳排放配额整体略有盈余，基本未对生产成本产生影响。但是根据目前政策形势，碳排放配额呈现逐步缩进的趋势。发电企业作为首批进行全国碳市场履约交易的行业，将来势必会面临更高的生产成本。”赵文阳表示，晋控电力公司作为以火力发电为主的发电企业，对于碳排放交易工作高度重视。从近期看，晋控电力公司一是加强碳排放核查核算管理，夯实碳排放管理基础；二是积极推动节能改造，不断降低煤耗，推动碳减排工作；三是建立完善的碳资产管理体系，积极参与全国碳排放权交易市场建设，实现公司碳资产保值增值。而从长远角度，晋控电力将大力发展新能源，上大火电项目，建设电力通道，走出一条“大容量、高参数、成本优、新能源占比高、效益好”的路子。

来源/证券时报

编辑/樊宏伟