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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

  标杆电价是从还本付息电价、经营期电价一路沿袭改良而来。实际上,标杆电价并不是还本付息电价和经营期电价的脱胎换骨,其本质还是政府定价。无论是“一机一价”、“一厂一价”、 还是“一省一价”都有两个相同的关键特征:一是歧视定价原则,不同的机组所得电价不同,已有的改革只是对定价歧视的程度和范围的改变;二是事后定价原则,“还本付息”电价是在每台机组建成之后再量身定做,标杆电价是基于历史平均建造成本,但会根据成本变化由政府不定期调整。

  2004年火电分省标杆电价制度的实施,改变了以往还本付息电价和经营期电价制度下“高来高去、电价找齐”的成本无约束状态,遏制了建造成本飙升的态势,也改变了以往的个别定价机制和“事后定价机制”。通过提前向社会公布标杆电价,为投资者提供了明确的电价水平,稳定了投资者投资预期,为投资决策提供了价格信号。

  但是随着燃料、运输成本不断上涨,迫使标杆电价不得不担当“煤电联动”的作用而要不断事后调整,从而使得标杆电价从“事前价格机制”又退化为“事后定价机制”,事实上失去了其作为投资决策价格信号的作用。

  甚至有人称,标杆电价已经难以起到标杆的作用。“标杆”仍旧是行政性手段,是单独以企业成本为基础的人为安排,是一种不考虑用电户需求情况的单向规定。

  事实上,只要考虑成本因素,标杆电价就要设为多种,像水电、火电、核电,发电成本都各不相同;水电还准备按照各个水库不同的调节性能,分为日调节、周调节、月调节、季调节、年调节、多年调节;火电要分为脱硫、不脱硫、燃用高硫煤、燃用低硫煤等等;这么多种标杆电价,各省仍不尽相同。所以,标杆电价最多是个过渡性措施,是因电价改革滞后“不得已而为之”。

  与此同时,近年来为了适应节能环保的需要,国家还专门出台了脱硫电价、可再生能源电价、小火电机组上网电价、峰谷丰枯电价等节能环保的电价政策。不难发现,未来还是应加快电价市场化改革进程,尽快转为由市场供需关系形成电价。

  最后的“领地”

  有电力体制“改革派”之称的武建东,在其编写的《深化中国电力体制改革绿皮书》中提到,价格管制是目前电力配套改革中最滞后的领域。在这样的行政管制下,商品价格不能反映市场供需关系,致使企业缺乏主观能动性,整个电力工业的运行也时常陷入困境。

  多年来,国内电价管制模式始终没有大的变化,上网电价和销售电价仍然都被严格管制。由于发电企业的上网电价和各类用户的销售电价,依照“成本+利润+税金”的原则由政府部门行政审批决定,“两头被堵死”,所以电力成本上涨的因素不能通过电价疏导。

  这种定价机制不仅压抑了市场主体开拓电力市场的积极性,也使电力价格失去了反映和调节供求关系的应有功能。最明显的例子是,政府实行“煤电联动”政策,用行政规定将高度市场化的煤炭价格和全面管制下的电力价格绑在一起,结果随着煤炭价格的上涨,引发了煤电价格脱离市场需求的轮番上涨。

  行政手段另一个不容忽视的问题是,发电量按计划分配。目前,国内发电调度依然沿用计划经济时期的办法,由政府部门对各个机组分配发电量计划指标。不论发电方式和能耗环保水平,只要机组在电力调度机构有“户头”,就可以在年度计划中获得基本相同的发电利用小时数。

  由于行政命令进行平均分配发电量,也出现了相应的问题。据业内人士指出,近年来,国内新上了大批大容量、高参数的发电机组,可以大幅度节约单位发电量对电煤的消耗。以100万千瓦的机组为例,每千瓦时发电平均煤耗只要280克,而5万千瓦机组的耗煤在400克以上。实际上,“平均分配”电量是间接鼓励高耗能的小火电机组的发展。这与国家节能减排、优化能源结构的方向背道而驰。

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