中國儲能網(wǎng)訊：2019年10月21日，國家發(fā)改委發(fā)布《關于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的指導意見》【發(fā)改價格規(guī)〔2019〕1658號】（下稱“《指導意見》”）。文件要求，自明年1月1日起，現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價機制將改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，實施了16年之久的煤電上網(wǎng)標桿電價即將成為歷史。
雖然政策表示，浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。但2020年暫不上浮，“確保工商業(yè)平均電價只降不升”。電價形成機制換擋后，2020年電價將向何處去？
目前，我國用戶側電度電價主要由發(fā)電側上網(wǎng)電價、輸配電價、各類政府附加構成。電改以來，各環(huán)節(jié)均存在向用電側的讓利。鑒于用電量在工商業(yè)生產(chǎn)成本中的重要地位、以及2019年兩次工商業(yè)電價下降10%的舉措來預測，2020年很有可能再次出臺降電價保增長的指標。由于上網(wǎng)電價和輸配電價合計占比較高，將成為降價任務的主要承擔方。下一步的讓利空間有多少？又從何而來？對于發(fā)電側來說，是降成本還是降毛利？
輸配電降價動力：第二輪成本監(jiān)審+折舊延長
2016年發(fā)改委公布的《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法（試行）》，以“彌補合理成本與約束激勵相結合”為原則，一般三年一周期，實行事前核定，從成本入手，綜合考慮成本構成和預期收益以及下一個周期的預期輸配電量，反推輸配價格，實現(xiàn)了輸配環(huán)節(jié)從購銷差價向成本加成的收益模式轉變。目前，全國各地均已公布首個監(jiān)管周期的省級電網(wǎng)輸配電價標準，今年以來發(fā)改委已經(jīng)要求開展第二監(jiān)管周期的測算。
圖1 第一監(jiān)管周期內各省輸配電價構成（元/kwh）
從成本構成要素來看，在下一個監(jiān)管周期，變動成本下降空間較小，主要降本空間可能是剩余貸款規(guī)模下降導致的利息下降、折舊年限延長導致的折舊下降兩個要素。
作為資本密集型支出，輸配電項目折舊在總成本中占比較高，約為40%-50%，由于一般采用直線法，如果折舊年限不變，則各監(jiān)審周期間折舊金額均無變化。但是從2019年降價期間，政府已經(jīng)開始采用了“延長折舊年限，平均折舊率降低0.5個百分點”的臨時性措施，在第二個監(jiān)管周期內，延長折舊年限的規(guī)定很可能常態(tài)化。
根據(jù)現(xiàn)行《輸配電定價成本監(jiān)審辦法（試行）》，輸配電項目主要資產(chǎn)如輸配電線路、變電配電設備等，平均折舊年限15-35年。假設殘值率5%，第一成本監(jiān)審周期綜合折舊年限為25年，年折舊率下降0.5%將使得綜合折舊年限延長至30年左右，折舊降幅可達13%，以折舊在總成本中占比50%來匡算，則可為總成本下降貢獻約7%的額度。
表1 輸配電環(huán)節(jié)折舊下降空間預測
利息支出是輸配電項目的第二大支出項目。假設第一成本監(jiān)審周期起點時剩余還款年限為15年，等額本金方式還款，由于持續(xù)償還本金，報表收縮，相同貸款利率情況下，第二監(jiān)管周期內利息支出降幅可達20%，由于利息支出在總成本中的占比逐年下降，以20%的成本占比來初步匡算，在總成本下降上可貢獻約4%的幅度。
表2 輸配電環(huán)節(jié)利息下降空間預測
因此，如不考慮其他要素，第二監(jiān)審周期內輸配電價有望實現(xiàn)10%左右的下降。
發(fā)電側降價動力：煤炭運輸環(huán)節(jié)競爭+發(fā)電側毛利讓渡
發(fā)電側包括了火電、水電、核電、可再生能源等多種電源，考慮到火電占比較高，且為其他電源的定價砝碼，以下僅以火電機組測算。預測發(fā)電側電價下降空間，需首先明確上網(wǎng)電價邊界。以目前各項因素來看，發(fā)電側2020年降價不會超過10%。
從標桿制度下固定電價向基準+浮動轉變后，降價的下限是全口徑成本及基本回報要求（發(fā)電企業(yè)不能長期持續(xù)無利可圖），降價的名義起點是基準價即原標桿電價，但實際起點是已經(jīng)參與市場化交易后目前的真實平均結算電價。
從底線來看，以全國火電裝機最大的華能國際為例，從利潤表折算，2018年度電燃煤成本（不含稅）大約為0.25元/kwh，其他如人工、折舊等成本合計約為0.1元/kwh。
圖2 華能國際歷年成本及毛利構成（元/kwh，不含稅）、燃料成本占比（右軸）
對于華能機組在全國管理水平具有一定的代表性，各省煤電機組度電人工、折舊水平可參考華能水平（0.1元/kwh），燃煤到廠價則需因地而異，整體呈現(xiàn)華中、南方較高，三北較低的度電成本趨勢。
圖3 各省火電度電燃煤成本及其他成本預測（元/kwh，不含稅）、根據(jù)電煤指數(shù)折算7000大卡電煤到廠價格（元/噸，右軸），假設度電供電煤耗300g/kwh
上述成本未包括利息、股息等資本性支出，如假設綜合融資成本為燃煤及其他成本總額的6%，則全國火電機組成本底線平均上漲0.18元/kwh，與當前標桿電價相比平均仍有0.06元/kwh的剩余利潤空間。
扣除不具有代表性的海南、上海、云南、四川、青海以外，電力需求旺盛的廣東、湖南、煤炭資源豐富的陜西、山西、蒙東、河北北部標桿電價具有較超過全國平均值以上的下調空間，相比，電價較低的新疆、寧夏、甘肅等地和煤電到廠價較高的江西、廣西、安徽等地在現(xiàn)有格局中電價下降空間所剩無幾。
從實際交易情況來看，根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計，2019年1季度，大型發(fā)電集團煤電機組上網(wǎng)電量6017億kwh，其中市場交易電量2553億kwh，電量市場化率為42.4%，整體平均結算電價為0.3406元/kwh，較標桿電價下降5%和2分/kwh。
圖4 各省現(xiàn)行火電標桿電價、標桿電價下降10%后電價與成本+合理收益差價（元/kwh，不含稅）
由于各地火電生存條件懸殊加之已經(jīng)存在的交易讓利，預計2020年以后電源側不會出現(xiàn)一刀切的普降，而需因地制宜合理確定降幅和驅動因素。
浩吉鐵路的通車可能從降低電煤運輸成本的角度突破，攪動中東南部地區(qū)發(fā)電成本。
2016年煤炭行業(yè)供給側改革以來，全國的煤炭生產(chǎn)重心逐步向“三西”地區(qū)集中，占全國煤炭總產(chǎn)量的70%以上。目前“三西”地區(qū)的煤炭主要通過北方三大運煤通道大秦線、朔黃線、蒙冀線運輸?shù)奖狈礁劭谙滤?，再通過“海江聯(lián)運”方式供應中東南部地區(qū)。
“海江聯(lián)運”的運輸方式運輸成本高、時間周期長、易受極端天氣影響，使得廣西、江西、湖南、湖北成為全國電煤到廠價最高的省份。
浩吉鐵路起于內蒙古浩勒報吉站，途經(jīng)內蒙、陜西、山西、河南、湖北、湖南，止于江西吉安站，2019年9月28日開通運營，全長1817公里，規(guī)劃設計輸送能力為2億噸/年，將有效降低無效運輸成本，對陜煤外銷、“兩湖一江”地區(qū)電煤到廠價下降、采購效率提升等方面將產(chǎn)生重要影響。
從目前各方測算來看，浩吉鐵路通車將使得湖北、湖南地區(qū)煤電到廠價降低30-50元/噸，折算度電成本有望下降1分/kwh；江西地區(qū)雖然是浩吉鐵路重點，但由于運距較遠，短期陸路運輸成本與海江聯(lián)運差異并不顯著；同時，陸上運煤通道的貫通，將會對原有海江聯(lián)運提供商造成沖擊，部分成本較高的主體將會被市場擠出，運輸環(huán)節(jié)的競爭加劇，有望推動沿海電廠分得運費下降帶來的好處，而出現(xiàn)10-30元/噸的費用節(jié)省，折算度電成本可下降0.5分/kwh。
表3 運輸環(huán)節(jié)價格下降有望帶動度電成本（燃煤+其他）下降0.5-1分/kwh
因此，與輸配環(huán)節(jié)不同，發(fā)電側省份差異較大。部分西部省份電價較低，接近或低于成本+基本收益水平，而且運輸結構和電煤供求方面也沒有本質變化，未來持續(xù)降價空間不大，如果存在上網(wǎng)電價下降的壓力，預計主要通過發(fā)電企業(yè)自身讓渡毛利空間方可實現(xiàn)；相比，浩吉鐵路的通車將通過運輸環(huán)節(jié)讓利帶動兩湖和沿海地區(qū)發(fā)電側上網(wǎng)成本下降，平均存在0.05-1分/kwh的空間。
總結建議
《指導意見》的出臺，標志著煤電上網(wǎng)標桿電價時代的終結，結合近年來風電項目加速去補貼、平價上網(wǎng)等政策，電力交易市場化進程勢不可擋，未來不同電源將在相同的平臺上比拼是大勢所趨，降低度電發(fā)電成本和系統(tǒng)成本是風電投資商的第一要務。
鑒于當前經(jīng)濟形勢，短期政策定會繼續(xù)實施“降電價、保增長”的政策，2020-2021預計發(fā)電側、輸配電側都會繼續(xù)讓利，對于輸配電側來說成本下降空間可能主要來自于報表收縮下的利息費用下降以及折舊期限延長帶來的時間換空間；而對于發(fā)電側來說，省份差異巨大，浩吉鐵路通車可能通過降低無效運輸成本貢獻部分下降空間，投資人應關注各地主力電源報價策略及電價變化趨勢，合理預期中長期電價，尋找電價安全性較高的省份進行新項目開發(fā)。
