發電企業上網電價論文

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【摘要】價格改革是電力市場化改革的核心。伴隨電力工業體制改革和電力市場的發展，現行電價政策、制定電價的方法等已越來越不適應新形勢的要求，暴露出了諸多弊端，在一定程度上已阻礙了電力工業的健康發展。本文主要探討上網電價改革的不足和建議，僅供參考。

【關鍵詞】上網電價；廠網分離；煤電聯動；聯系

一、廠網分離時的上網電價遺留問題

（一）多種上網電價并存，使電力生產企業失去了公平競爭的基礎

在國家發改委印發的《電力廠網價格分離實施辦法》（發改價格[2003]352號）中，電價改革方案對離網電廠是按成本費用、零利潤設計的，其核定的發電設備利用小時普遍較高，當時出于較快地進入市場競爭和便于操作考慮，而現在看，大部分地區建立電力市場還需要一段時間，而零利潤是不可能長期維持的。因此，顯然不應讓離網電廠“臨時價格”長期化。2002年12月國家電力公司被拆分為兩大電網公司以及五大發電集團。同時電網內保留了用于支持電網企業主輔分離改革的預留920萬千瓦發電權益資產和用于補充電網建設資本金的預留647萬千瓦發電權益資產。由于“920”、“647”發電資產的特殊性，其上網電價更是普遍偏低，即使經過兩次煤電聯動亦是如此。同一電網內多種電價并存且差距巨大，則不僅增加了國家電價管理的難度，而且使電力生產企業失去了公平競爭的基礎，妨礙了“廠網分開、競價上網”的開展，增加了深化電力體制改革的復雜性。

（二）零利潤原則使現行上網電價無法合理反映發電企業的成本支出，使價格與成本倒掛

《電力法》中有關電價最簡單的內容就是補償成本，但是現在的電價根本不能補償成本。原因主要表現在：煤電“不”聯動、煤價居高難下、環保技改支出增加、發電設備利用小時下降、利率趨升等。

1.合同煤價格漲幅超過預期，成本大幅提升繼續壓縮火電企業利潤。造成火電企業虧損的主要原因是燃料成本大幅度上升，由于CPI漲幅較大，2007年在達到煤電聯動條件的情況下未提高電價。2007年全國電煤供應緊張，受國有大礦煤炭生產能力和鐵路運力等因素影響，計劃內煤炭到貨率和兌現率均有所降低。為保證安全生產和電力供應，許多火電廠被迫從小礦大量采購計劃外高價煤炭，使得燃料成本大幅上升。另外，煤炭不僅緊缺，而且煤質還在持續下滑，這樣不僅增加了原煤的消耗量，還導致了標煤單價和燃料成本上升。同時，對鍋爐設備的安全穩定運行也造成了嚴重影響，無形中還增加了運行成本。2008年重點煤價格每噸上漲30至40元，漲幅在10%-15%之間，個別地區合同煤價格漲幅高達18%以上。由于受雪災影響，2月下旬，秦皇島發熱量5500大卡/千克以上山西混優平倉價達到600-610元/噸，5000大卡/千克以上山西大混平倉價達到545-550元/噸，價格分別比2007年12月下旬上漲20%以上；華東沿江電廠2月下旬的動力煤到場接收價比2007年12月下旬上漲15%以上。

2.環保、水資源費等各項收費標準呈上升趨勢，發電成本支出不斷增加，對電廠生產經營帶來巨大壓力。隨著國家節能降耗、節能減排等政策的實施，國家在環保方面對發電企業提出了更高的要求，火電企業的環保支出大幅提高?！笆晃濉睍r期重點加大對二氧化硫、城市污水等污染物的排污費征收力度。根據二氧化硫排放當量，實行階梯式排污收費。如國家自2007年7月1日起調高電企排污費，二氧化硫排污費由0.63元/公斤提高到1.26元/公斤。河北省政府確保節能減排目標的實現，已要求各地全面開征城市污水處理費，2007年底前必須達到設區市噸水平均收費不得低于0.8元、縣城不得低于0.6元。同時要求，提高垃圾處理費、二氧化硫排污費征收標準。目前河北省水價由水處理費、南水北調基金與污水處理費三部分構成。污水處理費調整后，各地水價將就此做出相應調整。這都加大了發電企業的成本支出。

3.市場競爭進一步加劇，發電設備利用小時逐年下降。由于2005年以來電源點建設過猛，遠遠超過用電量的增長速度，導致發電企業發電小時連年下降。2008年，全國許多地區新投產機組較多，已經出現供大于求的局面，從網省公司看，其電量計劃均為年內新投機組總體留出合理電量空間，火電機組面臨發電設備利用小時數下降的壓力。以河北南網為例，2007年新機組投產280萬千瓦，2008年預計投產300萬千瓦。發電設備利用小時已由2006年的6100小時下降為2007年的5400小時，降幅11.48%。

4.2007年以來，由于國家加強宏觀調控，銀根緊縮，國內貸款利率不斷上調，這對電力企業財務成本構成較大壓力。2007年電力供求拐點出現后，電力運營環境將不如以往。如銀行對電力的貸款可能收縮，電力裝機快速增加的地區的發電小時數將受到限制，政府關停小火電的力度將進一步加強，外資對電力投資熱情下降等等。此外，加息及匯率上升將使中國出口受阻，用電需求將進一步放緩。

此外，許多困難老電廠普遍面臨機組規模小、人員多、歷史負擔重、發電成本、經營壓力大等問題。

二、煤電聯動政策的幾點不足

一是根據煤電價格聯動的計算方式和聯動周期來看，發電企業必須自行消化30%的煤炭上漲因素。近年來，雖經過兩次煤電聯動，但要求發電企業消化30%的漲價因素，由于燃煤支出屬于變動成本，在發電量一定的情況下，企業已無壓縮空間。因此煤電價格倒掛現象越來越嚴重，而且煤電聯動存在6個月的聯動周期，即電價的調整比煤價上漲時間要滯后最少6個月。兩次煤電聯動后，上網電價按照國家發改委文件精神進行了適當上調，但該電價調整方案在報告期內補償成本上升的作用有限，在煤價持續走高的情況下，成本壓力仍舊不斷增大。

二是銷售電價與上網電價聯動，使電網企業吞噬了發電企業有限的電價調整利潤空間。近兩年，為疏導煤電矛盾，我國發電企業上網電價上調過兩次，但電網企業的銷售電價也同步提高，且煤炭漲價30%的漲價因素由發電企業消化，70%的漲價因素由用戶消化，對電網企業幾乎沒有影響。

煤電聯動，是電價隨著煤價的變化而變化，因此，和煤價波動有關的價格可以聯動，和煤價波動無關的產品價格不應該聯動?？墒?，兩次煤電聯動的結果是，一方面電價和燃煤發電的上網電價聯動；另一方面不燃煤的電網銷售電價也要聯動。以2006年6月電價調整為例，銷售電價平均提高2.494分/千瓦時，其中上網電價即發電環節僅調1.174分/千瓦時；而電網環節上調為1.32分/千瓦時。即與煤價相關部分的上網電價的調價幅度只占總調價幅度的47.1％，不到總漲價幅度的一半。

對火電來說，燃料費約占成本支出的70%，為主要成本。電廠發電需要燒煤，煤價提高了可以聯動電價，可是電網不燒煤，成本根本不受電煤漲價影響，那為何電網也要以煤電聯動的名義調高電力銷售價格？在電網環節，它的成本只是電網建設成本，與煤炭成本無關。它的利潤是銷售電價與上網電價之間的差價。在目前發改委的電力價格管制下，煤炭漲價的壓力一直是由發電企業在承擔，而電網企業的高利潤卻顯而易見。如河北南網，省電網公司購進發電企業的上網電價按照平均每千瓦時0.335元（河北南網標桿電價）計算，經過電網公司的線路后，電網銷售電價就到了每千瓦時0.50元甚至0.70元，商業用電價格則更高。

最近，廣東下調電價引起全國關注。需要指出的是，這次下調電價的環節是廣東電網，下調的是銷售電價，即終端電價。據報道，廣東居民電價將平均下降1分錢，工業電價平均下降2—3分錢。廣東省副省長謝強華對廣東下調電價的解釋：經過物價部門一年多的調查發現，近年來廣東電網效益非常好，2006年的利潤有120多億元，到2007年更是高達142億元。而整個廣東電網的資產才800多億元，算下來資產回報率高達11%，大大超過了國際上6%到8%的平均水平。由此看出，資產回報率超過國際平均水平，是廣東電價下調的根本原因。而這與以前銷售電價上調有直接關系。三、對現行上網電價政策的建議

（一）嚴格執行同網同質同價原則

即在同一個省、區域電網內，由于電力產品的特殊性，不分電廠類型、不考慮電廠投產的時間等因素，對所有電廠在同一季節、同一時段內均實行相同的上網電價。不同的上網電價水平，造成企業間盈利能力差距巨大，嚴重阻礙了電力體制改革與發展?，F階段只能有條件地執行同網同價原則，即應考慮不同類型、不同投產時間電廠在還貸、成本、運行方式上存在的差異，分類制定上網電價。待將來條件成熟時，再逐步地進行歸并，消除還本付息電價、經營期電價，并對困難老廠予以適當補償。電價的統一趨勢必然導致發電企業盈利水平出現較大分化，原來發電成本高進而上網電價偏高的發電企業將上網電價下調，從而給原來發電成本較低、上網電價偏低的發電企業電價上調留出空間，減少同一電網發電企業的上網電價差距，逐步向國家出臺的標桿電價靠攏，最后實現嚴格意義上的同網同質同價，使企業得以在同一起跑線上公平的競爭發展。

（二）妥善解決廠網分離后部分電廠上網電價偏低問題

“廠網分開”是“十五”電力改革的一項標志性內容，但劃分資產后留下的一系列遺留問題如“920”、“647”發電資產電價普遍偏低等遲遲未得到解決。隨著“920”、“647”發電資產的變現劃撥，這些遺留問題已經影響到了各市場主體的利益關系、電力安全生產和隊伍穩定，因此需要在下一步改革中盡快解決。特別是廠網分離電價核定是按照2001年成本費用、零利潤原則設計的。煤電聯動僅僅考慮了部分煤炭成本支出，僅在當前CPI上漲等情況下，現行上網電價已無法真實、合理地反映許多電廠的成本水平。特別是一些困難老廠已經形成成本與電價倒掛，企業政策性的巨額虧損，經營困難。在目前無法實施同網同質同價下，可以參照2003年廠網分離電價制定辦法，按照同口徑依據企業當前的發電成本、財務費用和稅金構成，重新核定其上網電價。這樣才可能使企業得以維持正常的生產經營秩序。

（三）形成與市場機制相配套的價格機制

價格改革是電力市場化改革的核心，目前我國的電價體系、電價聯動機制都不健全，電價信號對電力消費和生產的市場引導作用遠沒有發揮出來。

1.繼續實行煤電聯動，建立符合市場經濟規律的電價形成機制。煤電聯動作為一項重要的國家政策，應當在符合實施條件的情況下堅決執行，以維護政策的嚴肅性。電價也應當同煤價一樣，反映能源稀缺和環境成本。能源價格反映能源稀缺和環境成本，是為了提高能源有效使用；人為壓低電價不能解決能源效率問題，更無法抑制高耗能產業的增長。由于能源的稀缺性，限價并不能改變總供給，并使總需求在扭曲的價格下不斷上升。因此，現在如果該漲而沒有漲，將來資源的更稀缺意味著更高的價格。

2007年全國合同煤價平均上漲10.7%，經測算，電煤價格上漲10%，電價需上漲5%～7%，即提高電價0.015~0.02元/千瓦才能完全消納煤價上漲帶來的發電成本上漲。此外根據煤電聯動政策，即使實行煤電聯動，發電企業也要無條件地承擔30%的煤炭價格漲幅。

2.嚴格控制煤價漲幅，為發電企業減壓，這也是控制CPI的重要措施；按照市場經濟規律，電價應該上漲，但國家為了控制CPI，一直不讓電價上漲，這是可以理解的。但是，既然不讓電價上漲，就應該同步控制煤價，但事實上，煤價近兩年一直在瘋漲。如果這種局面持續下去，發電企業就將面臨生存危機，這是嚴重違背市場經濟規律的。事實上，CPI快速上漲的重要原因之一就是煤炭等一次能源價格的漲幅過快，由于國內煤炭的消費總量占能源消費總量的60%-70%，正是由于煤炭等資源性產品的價格上漲，引起下游企業成本增長，最終發生連鎖反應，從而導致CPI快速上漲。因此，控制CPI的關鍵，首先要控制煤炭一次能源價格，要從源頭進行控制，如果不解決一次能源的漲價問題，控制CPI就是一句空話。

3.適當考慮上網電價上漲但銷售電價不漲的辦法，由電網公司也承擔一部分煤價上漲的因素。電力企業內部可以對利潤做一個合理分配，將發電廠提供的上網電價調高些，化解相對增加的煤炭成本壓力，而對于電網企業輸出的銷售電價（包括工業用電、居民消費用電）保持不變。有條件的地區，甚至可以像廣東一樣考慮適當下調銷售電價，這樣使電網企業在追逐利潤的同時，也承擔起必要的社會責任，更重要的是可以使CPI保持穩定。