发电企业上网电价初探

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【摘 要】 价格改革是电力市场化改革的核心。伴随电力 工业 体制改革和电力市场的 发展 ,现行电价政策、制定电价的 方法 等已越来越不适应新形势的要求,暴露出了诸多弊端,在一定程度上已阻碍了电力工业的健康发展。本文主要探讨上网电价改革的不足和建议,仅供 参考 。
【关键词】 上网电价; 厂网分离; 煤电联动; 联系

一、厂网分离时的上网电价遗留 问题

(一)多种上网电价并存,使电力生产 企业 失去了公平竞争的基础 (二)零利润原则使现行上网电价无法合理反映发电企业的成本支出,使价格与成本倒挂
《电力法》中有关电价最简单的 内容 就是补偿成本,但是现在的电价根本不能补偿成本。原因主要表现在:煤电“不”联动、煤价居高难下、环保技改支出增加、发电设备利用小时下降、利率趋升等。 2.环保、水资源费等各项收费标准呈上升趋势,发电成本支出不断增加,对电厂生产经营带来巨大压力。随着国家节能降耗、节能减排等政策的实施,国家在环保方面对发电企业提出了更高的要求,火电企业的环保支出大幅提高。“十一五”时期重点加大对二氧化硫、城市污水等污染物的排污费征收力度。根据二氧化硫排放当量,实行阶梯式排污收费。如国家自2007年7月1日起调高电企排污费,二氧化硫排污费由0.63元/公斤提高到1.26元/公斤。河北省政府确保节能减排目标的实现,已要求各地全面开征城市污水处理费,2007年底前必须达到设区市吨水平均收费不得低于0.8元、县城不得低于0.6元。同时要求,提高垃圾处理费、二氧化硫排污费征收标准。 目前 河北省水价由水处理费、南水北调基金与污水处理费三部分构成。污水处理费调整后,各地水价将就此做出相应调整。这都加大了发电企业的成本支出。 4.2007年以来,由于国家加强宏观调控,银根紧缩,国内贷款利率不断上调,这对电力企业财务成本构成较大压力。2007年电力供求拐点出现后,电力运营环境将不如以往。如银行对电力的贷款可能收缩,电力装机快速增加的地区的发电小时数将受到限制,政府关停小火电的力度将进一步加强,外资对电力投资热情下降等等。此外,加息及汇率上升将使 中国 出口受阻,用电需求将进一步放缓。
此外,许多困难老电厂普遍面临机组规模小、人员多、 历史 负担重、发电成本、经营压力大等问题。

二、煤电联动政策的几点不足

一是根据煤电价格联动的 计算 方式和联动周期来看,发电企业必须自行消化30%的煤炭上涨因素。近年来,虽经过两次煤电联动,但要求发电企业消化30%的涨价因素,由于燃煤支出属于变动成本,在发电量一定的情况下,企业已无压缩空间。因此煤电价格倒挂现象越来越严重,而且煤电联动存在6个月的联动周期,即电价的调整比煤价上涨时间要滞后最少6个月。两次煤电联动后,上网电价按照国家发改委文件精神进行了适当上调,但该电价调整方案在报告期内补偿成本上升的作用有限,在煤价持续走高的情况下,成本压力仍旧不断增大。
二是销售电价与上网电价联动,使电网企业吞噬了发电企业有限的电价调整利润空间。近两年,为疏导煤电矛盾,我国发电企业上网电价上调过两次,但电网企业的销售电价也同步提高,且煤炭涨价30%的涨价因素由发电企业消化,70%的涨价因素由用户消化,对电网企业几乎没有影响。 对火电来说,燃料费约占成本支出的70%,为主要成本。电厂发电需要烧煤,煤价提高了可以联动电价,可是电网不烧煤,成本根本不受电煤涨价影响,那为何电网也要以煤电联动的名义调高电力销售价格?在电网环节,它的成本只是电网建设成本,与煤炭成本无关。它的利润是销售电价与上网电价之间的差价。在目前发改委的电力价格管制下,煤炭涨价的压力一直是由发电企业在承担,而电网企业的高利润却显而易见。如河北南网,省电网公司购进发电企业的上网电价按照平均每千瓦时0.335元(河北南网标杆电价)计算,经过电网公司的线路后,电网销售电价就到了每千瓦时0.50元甚至0.70元,商业用电价格则更高。

三、对现行上网电价政策的建议

(一)严格执行同网同质同价原则
即在同一个省、区域电网内,由于电力产品的特殊性,不分电厂类型、不考虑电厂投产的时间等因素,对所有电厂在同一季节、同一时段内均实行相同的上网电价。不同的上网电价水平,造成 企业 间盈利能力差距巨大,严重阻碍了电力体制改革与 发展 。现阶段只能有条件地执行同网同价原则,即应考虑不同类型、不同投产时间电厂在还贷、成本、运行方式上存在的差异,分类制定上网电价。待将来条件成熟时,再逐步地进行归并,消除还本付息电价、经营期电价,并对困难老厂予以适当补偿。电价的统一趋势必然导致发电企业盈利水平出现较大分化,原来发电成本高进而上网电价偏高的发电企业将上网电价下调,从而给原来发电成本较低、上网电价偏低的发电企业电价上调留出空间,减少同一电网发电企业的上网电价差距,逐步向国家出台的标杆电价靠拢,最后实现严格意义上的同网同质同价,使企业得以在同一起跑线上公平的竞争发展。
(二)妥善解决厂网分离后部分电厂上网电价偏低 问题 (三)形成与市场机制相配套的价格机制
价格改革是电力市场化改革的核心,目前我国的电价体系、电价联动机制都不健全,电价信号对电力消费和生产的市场引导作用远没有发挥出来。
1.继续实行煤电联动,建立符合市场 经济 规律 的电价形成机制。煤电联动作为一项重要的国家政策,应当在符合实施条件的情况下坚决执行,以维护政策的严肃性。电价也应当同煤价一样,反映能源稀缺和环境成本。能源价格反映能源稀缺和环境成本,是为了提高能源有效使用;人为压低电价不能解决能源效率问题,更无法抑制高耗能产业的增长。由于能源的稀缺性,限价并不能改变总供给,并使总需求在扭曲的价格下不断上升。因此,现在如果该涨而没有涨,将来资源的更稀缺意味着更高的价格。 2.严格控制煤价涨幅,为发电企业减压,这也是控制CPI的重要措施;按照市场经济规律,电价应该上涨,但国家为了控制CPI,一直不让电价上涨,这是可以理解的。但是,既然不让电价上涨,就应该同步控制煤价,但事实上,煤价近两年一直在疯涨。如果这种局面持续下去,发电企业就将面临生存危机,这是严重违背市场经济规律的。事实上,CPI快速上涨的重要原因之一就是煤炭等一次能源价格的涨幅过快,由于国内煤炭的消费总量占能源消费总量的60%-70%,正是由于煤炭等资源性产品的价格上涨,引起下游企业成本增长,最终发生连锁反应,从而导致CPI快速上涨。因此,控制CPI的关键,首先要控制煤炭一次能源价格,要从源头进行控制,如果不解决一次能源的涨价问题,控制CPI就是一句空话。
3.适当考虑上网电价上涨但销售电价不涨的办法,由电网公司也承担一部分煤价上涨的因素。电力企业内部可以对利润做一个合理分配,将发电厂提供的上网电价调高些,化解相对增加的煤炭成本压力,而对于电网企业输出的销售电价(包括 工业 用电、居民消费用电)保持不变。有条件的地区,甚至可以像广东一样考虑适当下调销售电价,这样使电网企业在追逐利润的同时,也承担起必要的 社会 责任,更重要的是可以使CPI保持稳定。

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