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电价改革中的利益纠葛

深度阅读 来源:《能源》 2014-06-18 11:20:40 阅读: 评论:0

  去年11月,《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》再次提出,要推进水、石油、天然气、电力、交通、电信等领域价格改革,放开竞争性环节价格。其中,电力价格的改革明确指出将以“放开上网电价和销售电价、管住中间输配电价”为基本方向。与12年前电力体制改革的思路相比,如今的提法如出一辙。

  事实上,目前国内电力定价仍旧处于由计划管理向市场化竞价上网的过渡阶段。未来如果不推动电网输配分开改革,实行竞价上网,而是依靠行政指令调整电价,以电价调整来代替电力改革,有人担心,那将陷入“面多加水,水多加面”的被动局面。

  中国能源研究会副理事长周大地曾表示,如果现在电价管理模式不变,电力市场化改革不会取得真正的成效。其理由是,电价完全由国家定价,而且有各种社会性的加价,积累下的价格扭曲和经济评价体系失效,就越来越严重了。价格信号失灵,政绩评价体系不准,就导致我国经济投资拉动型的特点更加明显,在电价扭曲、各地投资冲动下,很多电力项目也很难说是优化的。

  电价是电力体制改革的关键环节,也是敏感部位。我们希望能从国内电价的历史演变以及各方利益纠葛中,梳理出一张中国电价的真实图谱,对比《电价改革方案》的最初构想,观察如今国内的电价市场尚需要怎样的改变。

  庞杂的电价

  目前,国内外电力定价有两种模式:一种是成本加成模式,即《电力法》规定的“成本+利润+税金”的定价模式,这是市场经济国家电力工业垄断经营条件下的电力定价模式;另一种是竞争定价模式,即英美近期提倡的在电力工业发电和销售环节引入竞争机制,在电力市场上通过竞争确定电价。有业内人士指出,这两种定价模式都是市场经济条件下的定价模式,前者是垄断经营条件下的定价模式,后者是建立在电力竞争条件下的定价模式。

  事实上,国内的电力定价机制是一个庞大而复杂的工程。上网电价、输配电价、销售电价以及各种建设基金构成了整个体系。单就上网电价而言,从上世纪80年代出现独立发电企业开始,国内上网电价机制大体经历了还本付息电价、经营期电价和标杆电价三个阶段。而现实中,则要比这些更为复杂。

  还本付息电价,本质是以政府信用担保和行政计划手段,来保证新建机组和电厂的投资回报。在长期缺电的背景下,该政策沿袭了十几年。其导致的结果是,建造成本飙升、“一机一价、一厂一价”的乱象。为约束电力建设成本,上世纪90年代末,国家将还本付息电价改为“经营期电价”政策。

  经营期电价将电价测算基于电厂的预计寿命,而不是基于还贷期。原国家计委以(计价格【2001】701号)文就规范电价管理有关问题发出通知,决定按发电项目经营期核定平均上网电价,其中火电经营期寿命均为20年;水电为30年。同时,设定的资本回报率为银行长期借贷利率加2到3个百分点;此外,各电厂的成本按照燃料类型、运行年限和机组容量设定各种标杆。

  一般而言,在电力机组中火电是电能的主要形式。据统计,在全国发电机组中火电机组占到了总量的70%左右。根据成本定价的体制,火电电价构成的基本特点是,燃料成本占电价的比例较高,大约为50%。电煤市场的价格波动成为影响火电企业经营的最重要的因素。

  国家能源局市场监管司副司长黄少中曾表示,“经营期电价有标杆电价的影子,算是其雏形。”这一政策使得发电建造成本的飙升态势有所收敛,但终究还是“一机一价”。不过,到2002年厂网分开之后,恰好又遇上“三年不上火电”带来的报复性电力短缺,各大新成立的发电集团拼了命地上项目,价格主管部门跟不上项目的节奏去一一核价,于是,在经营期电价存在6年之后的2004年,标杆电价随之出现。

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