中國儲(chǔ)能網(wǎng)訊：2019年10月21日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)形成機(jī)制改革的指導(dǎo)意見》【發(fā)改價(jià)格規(guī)〔2019〕1658號】（下稱“《指導(dǎo)意見》”）。文件要求，自明年1月1日起，現(xiàn)行燃煤發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制將改為“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)”的市場化價(jià)格機(jī)制，實(shí)施了16年之久的煤電上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)即將成為歷史。
雖然政策表示，浮動(dòng)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(jià)只降不升”。電價(jià)形成機(jī)制換擋后，2020年電價(jià)將向何處去？
目前，我國用戶側(cè)電度電價(jià)主要由發(fā)電側(cè)上網(wǎng)電價(jià)、輸配電價(jià)、各類政府附加構(gòu)成。電改以來，各環(huán)節(jié)均存在向用電側(cè)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(jià)下降10%的舉措來預(yù)測，2020年很有可能再次出臺降電價(jià)保增長的指標(biāo)。由于上網(wǎng)電價(jià)和輸配電價(jià)合計(jì)占比較高，將成為降價(jià)任務(wù)的主要承擔(dān)方。下一步的讓利空間有多少？又從何而來？對于發(fā)電側(cè)來說，是降成本還是降毛利？
輸配電降價(jià)動(dòng)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(jià)定價(jià)辦法（試行）》，以“彌補(bǔ)合理成本與約束激勵(lì)相結(jié)合”為原則，一般三年一周期，實(shí)行事前核定，從成本入手，綜合考慮成本構(gòu)成和預(yù)期收益以及下一個(gè)周期的預(yù)期輸配電量，反推輸配價(jià)格，實(shí)現(xiàn)了輸配環(huán)節(jié)從購銷差價(jià)向成本加成的收益模式轉(zhuǎn)變。目前，全國各地均已公布首個(gè)監(jiān)管周期的省級電網(wǎng)輸配電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，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(nèi)各省輸配電價(jià)構(gòu)成（元/kwh）
從成本構(gòu)成要素來看，在下一個(gè)監(jiān)管周期，變動(dòng)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(dǎo)致的利息下降、折舊年限延長導(dǎo)致的折舊下降兩個(gè)要素。
作為資本密集型支出，輸配電項(xiàng)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(jià)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(gè)百分點(diǎn)”的臨時(shí)性措施，在第二個(gè)監(jiān)管周期內(nèi)，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(jià)成本監(jiān)審辦法（試行）》，輸配電項(xiàng)目主要資產(chǎn)如輸配電線路、變電配電設(shè)備等，平均折舊年限15-35年。假設(shè)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(dá)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(xiàn)約7%的額度。
表1 輸配電環(huán)節(jié)折舊下降空間預(yù)測
利息支出是輸配電項(xiàng)目的第二大支出項(xiàng)目。假設(shè)第一成本監(jiān)審周期起點(diǎn)時(shí)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(bào)表收縮，相同貸款利率情況下，第二監(jiān)管周期內(nèi)利息支出降幅可達(dá)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(xiàn)約4%的幅度。
表2 輸配電環(huán)節(jié)利息下降空間預(yù)測
因此，如不考慮其他要素，第二監(jiān)審周期內(nèi)輸配電價(jià)有望實(shí)現(xiàn)10%左右的下降。
發(fā)電側(cè)降價(jià)動(dòng)力：煤炭運(yùn)輸環(huán)節(jié)競爭+發(fā)電側(cè)毛利讓渡
發(fā)電側(cè)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(jià)砝碼，以下僅以火電機(jī)組測算。預(yù)測發(fā)電側(cè)電價(jià)下降空間，需首先明確上網(wǎng)電價(jià)邊界。以目前各項(xiàng)因素來看，發(fā)電側(cè)2020年降價(jià)不會(huì)超過10%。
從標(biāo)桿制度下固定電價(jià)向基準(zhǔn)+浮動(dòng)轉(zhuǎn)變后，降價(jià)的下限是全口徑成本及基本回報(bào)要求（發(fā)電企業(yè)不能長期持續(xù)無利可圖），降價(jià)的名義起點(diǎn)是基準(zhǔn)價(jià)即原標(biāo)桿電價(jià)，但實(shí)際起點(diǎn)是已經(jīng)參與市場化交易后目前的真實(shí)平均結(jié)算電價(jià)。
從底線來看，以全國火電裝機(jī)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(jì)約為0.1元/kwh。
圖2 華能國際歷年成本及毛利構(gòu)成（元/kwh，不含稅）、燃料成本占比（右軸）
對于華能機(jī)組在全國管理水平具有一定的代表性，各省煤電機(jī)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(jià)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(yù)測（元/kwh，不含稅）、根據(jù)電煤指數(shù)折算7000大卡電煤到廠價(jià)格（元/噸，右軸），假設(shè)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(shè)綜合融資成本為燃煤及其他成本總額的6%，則全國火電機(jī)組成本底線平均上漲0.18元/kwh，與當(dāng)前標(biāo)桿電價(jià)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(biāo)桿電價(jià)具有較超過全國平均值以上的下調(diào)空間，相比，電價(jià)較低的新疆、寧夏、甘肅等地和煤電到廠價(jià)較高的江西、廣西、安徽等地在現(xiàn)有格局中電價(jià)下降空間所剩無幾。
從實(shí)際交易情況來看，根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計(jì)，2019年1季度，大型發(fā)電集團(tuán)煤電機(jī)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(jié)算電價(jià)為0.3406元/kwh，較標(biāo)桿電價(jià)下降5%和2分/kwh。
圖4 各省現(xiàn)行火電標(biāo)桿電價(jià)、標(biāo)桿電價(jià)下降10%后電價(jià)與成本+合理收益差價(jià)（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(yù)計(jì)2020年以后電源側(cè)不會(huì)出現(xiàn)一刀切的普降，而需因地制宜合理確定降幅和驅(qū)動(dòng)因素。
浩吉鐵路的通車可能從降低電煤運(yùn)輸成本的角度突破，攪動(dòng)中東南部地區(qū)發(fā)電成本。
2016年煤炭行業(yè)供給側(cè)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(yùn)煤通道大秦線、朔黃線、蒙冀線運(yùn)輸?shù)奖狈礁劭谙滤?，再通過“海江聯(lián)運(yùn)”方式供應(yīng)中東南部地區(qū)。
“海江聯(lián)運(yùn)”的運(yùn)輸方式運(yùn)輸成本高、時(shí)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(jià)最高的省份。
浩吉鐵路起于內(nèi)蒙古浩勒報(bào)吉站，途經(jīng)內(nèi)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(yùn)營，全長1817公里，規(guī)劃設(shè)計(jì)輸送能力為2億噸/年，將有效降低無效運(yùn)輸成本，對陜煤外銷、“兩湖一江”地區(qū)電煤到廠價(jià)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(jià)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(diǎn)，但由于運(yùn)距較遠(yuǎn)，短期陸路運(yùn)輸成本與海江聯(lián)運(yùn)差異并不顯著；同時(shí)，陸上運(yùn)煤通道的貫通，將會(huì)對原有海江聯(lián)運(yùn)提供商造成沖擊，部分成本較高的主體將會(huì)被市場擠出，運(yùn)輸環(huán)節(jié)的競爭加劇，有望推動(dòng)沿海電廠分得運(yùn)費(fèi)下降帶來的好處，而出現(xiàn)10-30元/噸的費(fèi)用節(jié)省，折算度電成本可下降0.5分/kwh。
表3 運(yùn)輸環(huán)節(jié)價(jià)格下降有望帶動(dòng)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(cè)省份差異較大。部分西部省份電價(jià)較低，接近或低于成本+基本收益水平，而且運(yùn)輸結(jié)構(gòu)和電煤供求方面也沒有本質(zhì)變化，未來持續(xù)降價(jià)空間不大，如果存在上網(wǎng)電價(jià)下降的壓力，預(yù)計(jì)主要通過發(fā)電企業(yè)自身讓渡毛利空間方可實(shí)現(xiàn)；相比，浩吉鐵路的通車將通過運(yùn)輸環(huán)節(jié)讓利帶動(dòng)兩湖和沿海地區(qū)發(fā)電側(cè)上網(wǎng)成本下降，平均存在0.05-1分/kwh的空間。
總結(jié)建議
《指導(dǎo)意見》的出臺，標(biāo)志著煤電上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)時(shí)代的終結(jié)，結(jié)合近年來風(fēng)電項(xiàng)目加速去補(bǔ)貼、平價(jià)上網(wǎng)等政策，電力交易市場化進(jìn)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(fēng)電投資商的第一要?jiǎng)?wù)。
鑒于當(dāng)前經(jīng)濟(jì)形勢，短期政策定會(huì)繼續(xù)實(shí)施“降電價(jià)、保增長”的政策，2020-2021預(yù)計(jì)發(fā)電側(cè)、輸配電側(cè)都會(huì)繼續(xù)讓利，對于輸配電側(cè)來說成本下降空間可能主要來自于報(bào)表收縮下的利息費(fèi)用下降以及折舊期限延長帶來的時(shí)間換空間；而對于發(fā)電側(cè)來說，省份差異巨大，浩吉鐵路通車可能通過降低無效運(yùn)輸成本貢獻(xiàn)部分下降空間，投資人應(yīng)關(guān)注各地主力電源報(bào)價(jià)策略及電價(jià)變化趨勢，合理預(yù)期中長期電價(jià)，尋找電價(jià)安全性較高的省份進(jìn)行新項(xiàng)目開發(fā)。
