价格之变中国能源价格要素2014年回顾与2015年展望

张树伟

2014年接近年关，各大机构与媒体纷纷推出了盘点与回顾。过去的一年，世界并不太平，乌克兰、马航飞机、伊斯兰国、埃博拉病毒等受到了最多的关注。在经济方面，美国退出量化宽松政策，强势美元地位逐渐提升，东南亚、南美、非洲负债开始增多；欧洲经济疲态依旧，政府民粹化趋势显现；我国也确立了经济增长的“新常态”，各项改革陆续制定具体方案并提上日程。

与政治经济形势高度联系与互动，占据GDP5%左右的能源部门与能源行业的2014年还算平稳。国际石油价格年末下跌达到50%、天然气也随之而下降、煤炭国际价格持续低迷、支持可再生能源发展的价格手段依然流行，气候谈判进展艰难。各种能源价格的下跌对于全球经济，尤其是消费者是个好消息。但是，整体上的下跌并不排除一些特定与极端情况的存在。

这一年年初，美国的寒冷天气带动了天然气需求的暴涨，纽约Henry Hub天然气现货价格超过了6美元/mmbtu（而年底跌到了4美元以下），纽约与新英格兰地区的居民度过了一个难熬的冬天。由于管道的扩张速度有限，相比港口价格，这些地区的天然气现货价高出了20倍，超过100美元/mmbtu。

在德国，2014年可再生能源发电量占到了总发电量的30%左右，尽管总用电量比2013年下降了4%。由于调度优先顺序的影响（Merit-order effect），电力市场的趸售价格越来越低。同时，支持可再生能源的附加不成比例地主要加在了居民电价之上。居民部门电价在连续几年上涨之后，超过30欧分/度，对最贫困阶层产生了实质性影响，其能源支出在可支配收入中的比重可能超过10%。相比而言，享受各种减免的大工业长期合同电价（长达20年以上）可以低到5欧分/度以下。

在法国，核电为主的电源结构使得电力成本的波动很小，并不像化石燃料系统那样的剧烈。因此，一些政府监管部门的限价措施，可能影响并不大。2014年，法国电力公司（EDF）申请居民销售电价上涨5%，但是政府否决了这一申请。这其实并不会给发电商与输电商造成太大的困难，一方面，其真实的成本变化不大，另一方面，用电短期市场的份额不大，大部分份额都属于长期合同价格，并不会受到影响。

在中东，油比水便宜司空见惯。在沙特，油价的水平只有0.15美元/升左右。巨额的化石燃料补贴仍旧使得这一区域成为石油消费增长最快的区域之一。但是，2014年，沙特同样出台了机动车燃油经济性标识体系，超过一定油耗水平（跟汽车尺寸有关）的汽车，将被标识为“非常糟糕”到“非常好”的各种级别，并计划从2016年起，实施燃油经济性强制标准。

在非洲撒哈拉沙漠以南，南非以北地区，能源，特别是电力的普遍服务仍旧是个问题，电力的价格各国差异极大，但居民电价仍处于130美元/千度以上的高价格。汽柴油等油品属于政府严重补贴的行业，尼日利亚的价格只有安哥拉的1/3-1/2。

在拉美，这一较早实施电力放松管制改革的地区，电力效率的提升是看得见的，但是改革后，如何保证足够的投资解决供应充足性问题仍然困扰着各国政府。2014年，包括阿根廷、智利、委内瑞拉、墨西哥在内，大的停电事故仍然时有发生。

在我国，“雾霾”的频繁发生，使得人们越来越认识到，相对于能源资源，环境资源往往更加稀缺。如果环境破坏的趋势得不到逆转，那么在能源资源耗竭之前，环境资源可能早就耗竭了。这的确是过去发生的历史的重复——不可再生的化石能源越来越多（比如以静态指标——储采比来衡量），而一些可再生的资源，比如清洁的空气、水还有土地，这些与每个人基本生活与生存相关的公共品，却时常发生危机，乃至存在长期短缺的风险。

国际石油价格在2014年9月之后的快速下跌，给能源行业以及公众留下了深刻的印象。而我国政府利用这一时间窗口，在不提高终端价格的情况下增加了消费税的比重，达到40%，使人们对于最终价格的结构，价格的机制与手段及其区别，有了更加充分的认识，普及了能源常识与文化。这是一个积极的变化。对高耗能行业的不当歧视仍旧流行，一些地区、部门的能源价格歧视与各种消费特权同时并存，竞争力原则因为缺乏市场基础设施影响力仍然有限。政策改变与体制、机制改革任重而道远。

不同能源价格变动特点

一次能源中，原油易于储存、运输成本相对本身的价值较小。这一物理特性与技术特点意味着无论是生产者还是消费者，在消费的时间、地点上都可以比较灵活，可以从各种价格差异（如果存在）中“套利”，从而推动一个更大地理范围的统一市场的形成，而价格也具有趋同的特点。而煤炭易于储存，但是运输成本相对本身价值高，区域市场间会有相互影响，但不同地区价格的差别要大一些。天然气只有通过成本高昂的液化或者投资巨大的长距离管道才能运输，区域市场间的价格差别就更显著了。

二次能源中，电力的来源广泛，既有煤炭、天然气等化石能源发电，又有来源于波动性的风电、太阳能等发电，存在着较多的选择。不同的地区、国家有着高度差异化的电源结构与市场定价体系。由于电力不宜储存（基本需要供需实时平衡）、运输损耗大的技术特点，其价格的地区差异与随着时间的波动性就更大了，较小地理范围内（经验数据表明：大致在1500公里左右）的独立区域市场是常态。超越这一范围的电力潮流即使存在，也主要是需求特性不同带来的交易性机会，仅发生在个别的时刻与地区，几乎可以忽略不计。

终端能源品种，比如电、热、气以及各种油品，其价格往往与一次、二次能源的价格存在基于某种市场设计或者传导机制的联动。此外，更为重要的是，各国政府基于经济、社会、环境目标（比如抑制过多消费以提高保障程度，补贴低收入群体，为可再生能源提供补贴、支持形成成本下降所需要的市场规模等），会引入较多的价格手段，典型的就是各种税或者补贴。这特别多地体现在终端环节。这种在市场供需机制之外形成的价格“楔子”，有些情况下会占据最终价格的重要甚至主体部分。比如欧盟各国普遍征收高额的燃油消费税，其在终端价格中的比重要超过50%。我国对高耗能行业实施的“惩罚性”电价，比其实际供应成本要高出一倍左右。endprint

由于以上提及的各种能源品种的技术特点，能源价格的变化，无论在时间还是空间上，都呈现一定程度的多样性与波动性。对各种能源价格高地理与时间分辨率上的回顾将无疑是琐碎并且细节导向的。基于这一原因，本期封面策划将有重点的回顾过去一年几个主要能源品种的价格变动趋势，对变动的原因进行解释，并由此展望新的2015年的可能变化。在地理范围上，以对我国的讨论为中心，如相关，对涉及到的贸易国家以及主要的能源基准价格做概述。在此基础上，基于规范与预测视角，谈谈我国2015年能源系统的可能图景。

国际石油价格：短期多短，长期多长？

作为工业“血液”、交通动力的石油的价格波动影响巨大。2014年石油价格如此程度的变化及其下跌的节奏可以说出乎了所有人的意料。如何解释这种下跌，出现了很多的视角，有基于市场供求关系与市场力转换的、基于地缘政治的、基于金融与投资市场心理的，等等。这些视角，可以在一定程度上取得协调，包括“阴谋论”的观点。然而，“阴谋论”的问题不在于不对，而在于没有用，只是事后诸葛的解释说法，本质上属于“质疑动机”，既不能证实，也不能证伪，不具有预测功能。退一步讲，即使阴谋存在，相对于石油价格下跌是阴谋的说法，更有价值的问题是阴谋为什么能够得逞？对阴谋为何可以得逞的分析，需要并会最终回到其他视角的实证分析上。比如为什么一些市场主体的行为发生了改变（比如沙特），为什么有些旧的团体的稳定性（比如OPEC的市场策略）出现了变化，为什么是2014年9月之后，而不是其他时间窗口。

基于这一认识，本文更看重石油市场参与者市场力的分析，以及与之相关的天时、地利方面的因素。从这一视角来看，目前石油价格的短期下跌会在多长时间得以维持将是一个有意义的问题。

从供给层面来看，60美元以下的石油价格能否保证生产者足够的动力持续投资，其答案是否定并且确定的。任何的油井、气井，都存在“衰减率”。随着不断产出，其后续产出能力不断缩小，特别是页岩油气，其衰减率要高很多。这种情况下，要维持产量，必须不断的、连续的追加投资。而目前的油价水平如果长期维持，并不足以支持这种投资。

从需求层面来看，终端部门提高效率、燃料替代、降低活动水平的努力都将减缓石油消费的增长，特别是在高度依赖各种油品的交通部门。发达国家的交通用能需求已经饱和，未来逐渐走低将是一个确定性的趋势。发展中国家，特别是中国、印度以及亚太新兴经济体的交通增长会有多快将是需求层面的决定性因素。

此外，作为大宗商品，石油的金融属性与流动性，以及带给人们的心理与预期方面的影响，也会在一段时期内显著地影响其价格水平。

由此，短期多短，长期多长的问题将是决定后2015年时代油价的关键要素，也会成为人们争论的焦点。我们的认识在于，目前价格水平是短期现象（比如1年内可以算作短期），是不可持续的，其中长期价格（几年到几十年）的走向，因为替代能源、局地污染物与气候减排政策等影响，也会较大程度地低于之前的历史最高价格水平（比如超过110美元/桶）。石油行业的整体行业利润（rent），将是一个下降的趋势。2015年，这是否会引发部分高度依赖石油收入国家（加纳已经向国际货币基金组织求援）的崩溃，从而引发石油价格的巨幅波动，是非常敏感而不确定的。

我国煤炭“救市”与煤电联动

国际国内的煤炭市场在过去的4、5年间都经历了巨变，2014年延续了之前的总体下跌趋势。国际上，2008年发酵的金融危机之后，随着美国等主要国家量化宽松政策的持续推进，煤炭价格快速飚升，到2010年底达到顶峰。之后，美国页岩气革命带来的天然气供给的迅速增加，对北美的天然气与煤炭价格形成了巨大的压力。从2010年末到2013年底，煤炭价格已经跌去1/3，美国标普煤炭行业利润指数，已经大幅低于整体市场水平。便宜的北美煤炭首先来到了地理位置接近的欧洲，在碳市场价格很低的情况下，占据了比之前更多的市场份额。原来为数不多的供应欧洲市场的南非煤炭等开始寻找亚太市场，特别是印度。

相比之下，国内以及周边的煤炭市场的变化稍有迟滞，到2011年底达到价格的高峰，秦皇岛港口动力煤在850元/吨左右，而印尼的出口煤炭价格也同期达到高峰。之后开始一路下跌，到2013年底也跌去有1/3有余，低于了600元/吨的水平。由此，国内众多的煤炭生产企业，由于历史负担重、煤炭赋存条件差、生产经营不善等原因，开始陷入困境。

进入2014年，国内“雾霾”危机下的各项控煤减排措施开始在市场中显现力量，与进口煤的竞争、国内新增产能的陆续释放、经济增速的下降等因素共同叠加，煤炭供大于求的局面进一步恶化。整体煤炭企业、电力行业以及其他中介、港口、用户的库存量，据我们统计汇总，可能要超过4亿吨。在这种形势下，煤炭行业拥有成本优势的主要大企业，为了自身的营收与利润，开始降价争夺市场，大量中小煤矿已经被挤出市场，停产或者关闭。与之相对应的，是环渤海市场煤炭价格从年初一路下跌，到7月份动力煤跌破了500元/吨。

从8月份开始，政府的救市措施开始逐步实施，以防止煤炭行业的经济问题向社会问题的转变。这些救市措施既有象征性的，也有具有实质意义的，特别是减少煤炭物流成本的努力以及对进口煤的限制性措施（提高关税、行政限制进口煤使用等）。至此，国内的煤炭价格与持续下行的国际煤炭价格（以主要港口的价格指数为标杆，比如澳大利亚煤炭指数，欧洲API指数等）分道扬镳，开始在略高于500元/吨的水平徘徊。

全年来看，整体的煤炭价格水平下降幅度大致在15%左右，根据煤电联动的基本规则，大致25元/吨对应1分钱的降幅，电力标杆电价水平平均需要下调3-4分钱，考虑到2004年10月已经实现的下调，总体的标杆电价水平需要继续下调2-3分钱。

这种下调在2015年初的实施将是非常重要的。依赖于政府救市的心理因素是价格得以维持的重要因素。因为如果没有煤炭终端需求的扩大，特别是动力煤与炼焦煤，以上煤炭救市的措施将逐渐失去功力，在进口煤价格钳制、高库存、替代能源不断跌价的背景下，这种500元/吨左右的价格仍然是“虚高”的，其在中长期仍旧存在继续下行的动力。下调的电价水平，可以在一定程度上启动电力消费，扩大上游煤炭的需求，改善煤炭行业供过于求的局面。煤炭行业需要在这个煤电联动的时间窗口，督促政府及时触发这一价格机制。endprint

风电标杆电价酝酿下调——价格手段的调整

经过长时间的酝酿，风电下调的建议在2014年下半年得以提出。据媒体的信息，初步设定风电标杆电价原先0.61元/千瓦时的地区每度下降2分钱，其他区域每度下调4分钱，但这一下调产生了不小的争议，以至于到年底也没有落定。

下调的依据在于过去几年风电设备行业技术进步与规模效应带来的投资成本大幅下降，而反对下调摆出了补贴拖欠、并网困难、弃风限电严重、CDM收益消失等问题，影响风电业主的预期收益率。

与此同时，在政府的政府文件中，出现了“风电到2020年价格与火电持平”的预期性目标，虽然从目前的标杆电价水平到这一持平的目标如何过渡，政府定价操作上仍不得而知。就我们的观点而言，这种僵直的目标是需要取消的，不应简单作为取消补贴的时间表。到时候风电成本下降不到火电的程度怎么办，难道就不发展风电了吗？面临技术进步与市场的不确定性，特别是火电负外部性内部化的程度，这种目标缺乏一定的弹性。并且，政府已经基本设定了风电2020年实现2亿装机的目标，如果实现了与火电价格持平，已经可以分散决策自主发展，为何还需要此种装机目标？装机目标与价格目标，只能存在一个，或者建立二者之间的定量联系。

理论上讲，风电作为接近商业化发展的技术，其要从“高成本、低份额”的死锁过渡到“成本持续下降、份额不断上升”学习阶段、进而到“低成本、高份额”的新的均衡，需要政府干预解决市场失灵问题。风能、太阳能发电已经走出实验室了，研发活动（R&D）带来成本下降的因素已经小了。作为中国、印度等具有制造业能力的国家，寄希望别的国家成本下降之后技术输入是不现实的，发达国家各种要素成本高，不发达国家缺乏制造业的基本能力，成本更高（比如非洲）。唯一期望的就是自己通过实际规模扩张，技术学习以降低成本。15年左右的风电支持期（从2005年可再生能源法出台算起），无论从国际同行经验还是技术进步的节奏来看，都显得有些过于仓促。

业界在2014年还出现了一种担忧，认为是不是电力市场化改革会危及风电的支持政策。这完全是不必要的担忧，属于混淆了机制改革与政策调整。可再生能源的支持政策，属于政策手段范畴。而电力市场化改革属于体制与机制变革，涉及是电力的产业组织、市场设计、机制设计。二者完全不搭界，风电边际成本低的特点，还可能在电力竞价市场建立后成为占据市场优先地位的优势。

2015年展望——规范与预测的视角

从政策建议的规范性角度，2015年希望看到的政府政策调整包括：

1. 取消对高耗能的歧视性政策，特别是在资源富集地区

2014年初，我国出台了针对钢铁水泥玻璃产业基于能耗标准的惩罚性电价。这一政策没有做到电价机制与政策工具的有效区分。从根本上讲，对于高耗能的限制理由应该在于其环境的负外部性，这一问题的解决有赖于环境标准的提高与刚性执行。高耗能并不具有“原罪”，其用电行为并不存在负的外部性影响，高耗能享受优惠电价，是其用电特点决定的。发展高耗能工业，也是资源富集地区利用禀赋优势发展经济的途径之一。

如果这种政策手段式的歧视可以消除，可以想象，资源富集地区的高耗能产业将具有多大的优势，电价完全可以低到美国中西部的电价水平。即使效率低一点，其节省运输成本，环境价格也低（这一点必须正视与承认），有利于中国的高耗能产业的进一步集中，特别是有色、钢铁、建材等产业。资源富集地区，将是我国的能源电力消费中心，长距离的能源调运需求将减少，电力就地平衡也符合整体效率最优的基本原则。

以哈密向河南郑州送电为例。哈密本地陆续规划建设660万千瓦以上的火电，本地标杆上网电价0.25元/千瓦时，而河南标杆电价在0.41元/千瓦时的水平，而2000公里左右的输电成本在0.1-0.15元/千瓦时左右。独立来看，这一体系完全可行，落地电力较河南本地有竞争力。但是，这一体系之所以可行，关键的要素在于新疆哈密本地的销售电价体系。新疆的电力销售价格目录显示，哈密地区的大工业，其价格（不考虑容量电价部分）都要在0.35-0.4元/千瓦时的水平。也就是说，本地大工业几乎不需要输电成本，但是其输配加价跟送到2000公里以外差不多。这事实上构成对本地电力使用的歧视政策。长期而言，这种电价安排客观上起到限制本地竞争性使用的作用，造成了电力富余的假象，与无谓的输电需求。

如果放开大用户直供电，由于能源资源丰富，高耗能将是本地优势巨大的产业。远端电网用户无法跟本地用户竞争，本地的电价完全可以低到无限接近0.25元/千瓦时的水平。本地用户、电厂双收益，而远端也存着很多其他的电源选择，可以维持价格不变。

这一体系的转变，节省了整体上的输电成本，完全是整个系统有效率的选择。这种情况下，如果存在有限的电力供应，外送其实意味着经济效率的损失，在竞争性市场中是不会出现的。以反映实际输配成本为标准完善电力销售电价体系，消除对本地竞争性使用的限制，是非常迫切的工作。

2. 建立更加透明、明确的风电价格调整体系

这一点可以从德国的“价格走廊”概念获得一些经验。也就是固定的优惠电价水平每年减少相应的额度以调控市场的增长，增长不及预期，就可以提高一点，高于预期，就逐渐下降。通过这种方式，建立发展目标与支持电价间“一对一”的联系，从而既保证目标的实现，又不至于激励过度，体现支持力度随着技术进步与装机规模的灵活变化。这是在缺乏电力市场的条件下的一个可行的选择。

在建立电力市场（这一点并不乐观）的情况下，让风电参与市场波动，西班牙等FIP（feed-in premium）以及英国CFD（Contract for Difference）政策可能具有借鉴意义。

3. 节能与减排的政策实现有效分割

炼油、电力、煤炭行业已有基础设施全面过剩，是2015年的一个趋势性前景。在这种情况下，既有产能属于“沉没成本”，它的闲置完全是一种浪费，比如发电设施。endprint

目前东北电力系统，就面临着供需的严重失衡困扰，不平衡的程度有2000万千瓦以上，而且随着核电的投产不平衡的程度会更深。一方面是过剩的发电能力，另一方面，是高企的电价。东北三省以及蒙东的电价销售目录显示，主要工业与商业销售电价还高达6-8毛钱一度。发电企业需要略微降低电价，以启动需求，扩大出力，电网企业需要大幅下调电价，刺激一下电力需求，以获得更大的收益与利润。而整体经济也将从降低的电力价格中受益。

减排依然重要，而节能在一定的范畴内并非如此。政府应该在部分地区、部分行业出台鼓励用电的措施，比如东北地区。这种鼓励，与其说是一种额外的激励手段，不如说是对过去存在偏差的适当纠正。

4.改变“量价分离”的能源管理模式，将能源价格管理职能赋予国家能源局

我国长期执行的这种“量价”分离的管理模式，产生了诸多的问题。没有了价格的作用，“数量”管理部门负责供求平衡少了主要的政策手段。需求成为了“拍脑袋”出来的“定下来”的结论，因此有“准确把握未来趋势”，“准确预测2020年电力需求”等说法，但是这些“准确”恰恰是无论如何也办不到的，本身就是不正确的问题。

而如何满足需求这张未来的“大饼”呢？就是不同供应方式的分饼游戏了，先来后到。需求多了，供应就紧张，就想办法扩大供给，上新的机组；供应多了，需求吃不了，就“定位”哪些机组是不好，想办法关停一部分供应能力。这就演变成为了“水多了加面”，“面多了加水”。

与能源部门管数量不同，价格管理部门只负责价格水平的制定以及变动，其变动的缘由更多地依赖政策目的与行政定位。此外，由于操作层面的影响，很多的价格体系都存在着效率上的“无谓损失”，成为了一种事实上的价格手段。典型的就是三峡的分电体系与价格设定。从其执行的电价来看，浙江距离比上海更近，其落地电价反而更高；而从出售来看，三峡卖给距离自己更近的江西，其价格比上海还低。

短期内，以及作为电力体制改革推进过程中的过渡，电价管理职能应该充分赋予国家能源局。这将是一种管理体制性质的理顺工作。这一机制如果能够理顺，相信以上提及的东北“窝电”、风电电价调整、水电“弃水”等问题都能得到更好的解决。

当然，以上只是本刊基于规范意义上的政策建议。在预测意义上，出于对理念改变以及政府政策调整缓慢方面的预期，旧有体系的维持仍将是“预测”意义上最大的可能。这些体系维持作用于整个能源系统，2015年可能有以下的现象发生：

1. 电力装机迎来类似上世纪末的全面过剩。系统冗余度在华东、东北、云南等地超过50%。数量管理部门可能做出“暂停火电审批”的决策，对于其他能源类型，基于这种供应的现状，可能也会有所放缓，特别是风电以及以上地区的新增电源。由此，政府承诺的到2030年，实现20%非化石能源的目标将显得雄心勃勃，而电源结构的变化也将放缓。

2. 产能过剩行业，特别是煤炭、钢铁等迎来最坏时刻。研究发达国家淘汰煤炭的经历（比如英国）将变得有吸引力，以实现这些产业在我国的平稳着陆。英国真正的煤炭生产高峰是在1913年，大约在2.9亿吨，到1960年就下降到了1.4亿吨，到1990年进一步下降到7500万吨。到2011年，英国煤炭产量只有1500万吨，只有高峰时期的5%了。1992年，英国还没有燃气发电，但是到了1997年，超过25%的电力来自于燃气发电，燃煤发电的比例从60%下降到了30%。这种变化使得90年代到本世纪初，如何处理煤炭行业的问题，特别是煤矿工人的问题成为了政府的一大任务。2015年我国这方面的关注也不会少。

3. 风电电价有所下调，但是程度会减弱，以取得风电产业健康发展与财政负担间的平衡。

4. “水多了加面、面多了加水”式的解决思路仍将主导弃风、弃水地区电力消纳问题的解决。本地电价不动，却认为本地没有需求，而寻求外送解决，建设若干的输电线路。一些完全没有必要的偏远的水电开发仍将保持政治热情，以造成既成事实的方式鼓励外送，通过各种或明或暗的补贴、价格体系的严重扭曲使得整个发输电体系变得“可行”。

5. 电网、油气管网对第三方的无歧视开放取得一定的进展，但是管网费用过高仍将是需求市场扩大、消除价格地区“堰塞湖”的障碍。输送费用仍有待监管经验增加之后进行合理的调控，这其中的磨合需要更长的时间。endprint