第04章-电力市场中的电价_百度文库
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第04章-电力市场中的电价
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[股市360]扭曲的电价:一边喊要市场化一边把它作调控之手
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　　----本文导读：----
　　扭曲电价　　中国电价如同乱麻一般缠绕在电力改革巨轮上。几乎尽人皆知定价弊政来自于审批怪力，但为何打破壁垒回到常识会如此艰难？
　　国内电力市场化改革12年来，电力市场虽然出现了很大改观，但距电价改革目标相距甚远。当年，政府提出电价改革基本思路是：在稳步推进电力体制及电力市场改革基础上，建立清晰、分环节(上网电价、输电电价、配电电价和终端销售电价)电价体系和相应电价形成机制。同时，建立规范、透明和高效电价监管制度。　　遗憾是，在行政审批手段下，现实电价形成机制成了“管住两头，中间不管”。即上网电价、销售电价由政府审批，输配电价随销售电价与上网电价价差变动而变动，尚未真正建立独立输配电价形成机制。这与2002年电力体制改革方案提出，电价形成机制应该是“放开两头，管住中间”目标大相径庭。　　去年11月，《中共中央关于全面深化改革若干重大问题决定》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年前电力体制改革思路相比，如今提法如出一辙。　　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”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成效。其理由是，电价完全由国家定价，而且有各种社会性加价，积累下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。　　电价是电力体制改革关键环节，也是敏感部位。我们希望能从国内电价历史演变以及各方利益纠葛中，梳理出一张中国电价真实图谱，对比《电价改革方案》最初构想，观察如今国内电价市场尚需要怎样改变。图片1庞杂电价　　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“成本+利润+税金”定价模式，这是市场经济国家电力工业垄断经营条件下电力定价模式；另一种是竞争定价模式，即英美近期提倡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定价模式，前者是垄断经营条件下定价模式，后者是建立在电力竞争条件下定价模式。　　事实上，国内电力定价机制是一个庞大而复杂工程。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投资回报。在长期缺电背景下，该政策沿袭了十几年。其导致结果是，建造成本飙升、“一机一价、一厂一价”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。图片2.图片3.图片4.　　经营期电价将电价测算基于电厂预计寿命，而不是基于还贷期。原国家计委以(计价格【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主要形式。据统计，在全国发电机组中火电机组占到了总量70%左右。根据成本定价体制，火电电价构成基本特点是，燃料成本占电价比例较高，大约为50%。电煤市场价格波动成为影响火电企业经营最重要因素。　　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影子，算是其雏形。”这一政策使得发电建造成本飙升态势有所收敛，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”带来报复性电力短缺，各大新成立发电集团拼了命地上项目，价格主管部门跟不上项目节奏去一一核价，于是，在经营期电价存在6年之后2004年，标杆电价随之出现。　　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”都有两个相同关键特征：一是歧视定价原则，不同机组所得电价不同，已有改革只是对定价歧视程度和范围改变；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”成本无约束状态，遏制了建造成本飙升态势，也改变了以往个别定价机制和“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”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作用。　　甚至有人称，标杆电价已经难以起到标杆作用。“标杆”仍旧是行政性手段，是单独以企业成本为基础人为安排，是一种不考虑用电户需求情况单向规定。　　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“领地”　　有电力体制“改革派”之称武建东，在其编写《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领域。在这样行政管制下，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。由于发电企业上网电价和各类用户销售电价，依照“成本+利润+税金”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积极性，也使电力价格失去了反映和调节供求关系应有功能。最明显例子是，政府实行“煤电联动”政策，用行政规定将高度市场化煤炭价格和全面管制下电力价格绑在一起，结果随着煤炭价格上涨，引发了煤电价格脱离市场需求轮番上涨。　　行政手段另一个不容忽视问题是，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、高参数发电机组，可以大幅度节约单位发电量对电煤消耗。以100万千瓦机组为例，每千瓦时发电平均煤耗只要280克，而5万千瓦机组耗煤在400克以上。实际上，“平均分配”电量是间接鼓励高耗能小火电机组发展。这与国家节能减排、优化能源结构方向背道而驰。　　由于小机组多为地方所有，而大机组大部分属于大型发电集团，这也意味着地方政府更愿意保证地方所属机组发电时间。实际上就是，以“小机组也得活”理由，继续推行平均分配发电量。图片5.图片6.　　与此同时，在具体执行中发电量按“计划内”与“计划外”被采用了不同电价。计划内电量由电网公司按国家规定支付上网电价；超计划发电量部分，电网公司要求发电企业降价上网，而销售电价实际上没有变化。由于发电量计划内和计划外之分，超计划发电部分电网要降价收购，后果是电煤价格上涨时，电厂多发电不仅不会多收益，还会增加亏损。这也导致了在“电荒”时期，很多电力企业不是开足马力生产，而是在完成计划电量后，“停机检修”不再发电。　　另外，电力交易中“统购统销”也有计划影子。发电企业发电量由电网公司统一收购，再向用户统一销售，电网企业收入主要来自购销之间价差。这种盈利模式客观上为电网企业利用自然垄断优势，从发电企业或电力用户获取差价提供了条件。　　按照2002年电力体制改革方案，电价形成机制应该是“放开两头，管住中间”，即上网电价由国家制定容量电价和市场竞价产生电量电价组成；输、配电价由政府确定定价原则；销售电价以上述电价为基础形成，建立与上网电价联动机制。　　业界普遍认为，电网企业具有自然垄断特性，这是其作为输送电力工具属性所决定。在国务院出台《电价改革方案》中，对于电网企业确立合理输配电价形成机制和有效监管方式，建立与输配网络业务相适应独立价格形式，都有相应说明。　　目前情况是，与 12年前电力体制改革设计目标不同，电网企业已经完全超越了作为电力输送载体功能。在《深化中国电力体制改革绿皮书》中，武建东将其称之为“超级电力公社”。国家电网公司聚合了我们整个电力体系调度管理、电力输送、市场交易、技术准入主导权，垄断着电力规划投资、价格成本基本信息，形成了类似人民公社“超级电力公社”。图片7.图片7.　　此前，国家能源局副局长王禹民曾呼吁，电改亟待体制机制协同推进。他说，在政企分开、厂网分开已经实现基础上，电力体制改革节点已落在电网领域，应改变电网统购统销运行体制，以出台独立输配电价为切入点，统筹推进输配电体制改革，同时加快理顺电价形成机制，推进电力体制发生变化。　　王禹民认为，改变电网统购统销运行体制，就是输电与售电分开，“输电不卖电”，输电一方建好输电通道，收取“过路费”，用于电网建设与维护，售电一方负责卖电，参与市场交易。电价形成机制要进一步市场化，就应当由政府制定出台独立输配电价，同时上网电价、销售电价要放开，在市场作用下最终确定销售电价。　　折戟竞价　　按照国办发【2003】62号文《电价改革方案》规定“各区域电力市场应选择符合本区域实际竞价模式”。于是，国内开始了区域电力市场电价竞价试验。由于东北电网是国内最早形成跨省统一电网，电力供应相对宽松以及有相应经验等原因，它成为国内最早进行模拟试点区域。　　东北区域电力市场开放发电市场，逐步允许发电权转让，开展全电量竞争，并建立电力期货、期权等电力金融市场，曾被看成是电力资本市场多元化变革开始。　　2004年1月到4月份，东北区域市场模拟运行采用是“单一过渡式电价、有限电量竞争”，6月之后，则采用“两部制电价，全电量交易”。两部制电价做法是，将电价分成容量电价和电量电价两部分，容量电价由政府制定，电量电价由市场竞争形成。这种模式最大特点是容量电价可以为投资者提供部分收入保障，以对电力长期投资形成有效激励，并兼顾向新体制平稳过渡。华东电力市场采取了单一制部分电量竞价模式，即一部分电量由市场竞争形成，另一部分电量价执行政府定价。　　到了2005年试运行阶段，电煤市场化之后开始涨价，抬高了上网电价，但销售电价传导不出去，中间出现亏空，试验一度中止。最终，由于东北电网北部发电高价上网，南部用电低价销售情况，致使东北电网公司16天亏损32亿。不幸是，这块号称竞价上网试验田最终戛然而止。　　原国家电力公司计划投资部主任王信茂表示，这与当时国内电力价格机制以及市场规则不完善有很大关系。事实上，地方政府对于价格争论，尚未达成共识。这一点尤为明显：作为电力过剩黑龙江、吉林省普遍认为，他们电力输往辽宁，辽宁有责任涨电价，它们则不涨或少涨一点。而辽宁并则不同意，在他们看来辽宁帮助上述省份消纳了多余电力，不应承担更多责任。　　同时，市场统一后，黑龙江、吉林低价电将大量挤占辽宁市场，这必将威胁辽宁境内电源企业生存。而电源企业一旦经营不善，其产业链条上游煤炭、运输企业也将有所影响。尤其是一些历史包袱重、市场竞争力较差老牌发电企业，则显得忧心忡忡。由此，双方地方政府僵持结果，就是为新生区域电力市场以及竞价上网，设置了一道障碍。　　在很多人看来，东北电力市场停滞直接原因是由于煤价上涨，煤电联动未能及时到位，发电企业企图通过直接提高交易报价消化煤价成本。事实上，深层原因则在于，市场规则尚未真正完善。按照《电力体制改革方案》中规定：“国家电力调度中心设在国家电网公司，区域电力调度中心设在区域电网公司，而各级交易中心设在相应电力调度机构。”　　也就是说，区域电力交易中心仍旧是国家电网内设机构，和以前相比没有太大不同。发电企业大买家仍然是国家电网，输电、配电、售电都在国家电网一家，反而容易形成新垄断。无论电厂怎样努力，最终决定权仍在电网手中。这让发电企业难免心生质疑。　　新希望被寄托在了内蒙古“电力多边交易”市场试点上，但其最终却是另一种结局。2010年5月，内蒙古“电力多边交易”市场正式启动运行，首次将用户作为市场购电主体纳入市场，参与竞争。由发电、用户、电网三方共同参与内蒙古电力多边交易市场，在“发电侧和用户侧”引入双向竞争。这是国内正式运行第一个电力多边交易市场，被视为电价市场化改革重要突破。　　然而，运行3个月之后，内蒙古电力多边交易被国家发改委以给了高能耗产业“优惠电价”为名叫停。根据国家发改委《关于整顿规范电价秩序通知》，严禁以跨省、跨区电能交易以及开展电力市场单边、多边交易等形式，压低发电企业上网电价。　　如今，华北电监局官网上仅公布了、7月内蒙古多边电力交易情况。与此同时，除福建大用户直接交易试点获批复之外，浙江、江苏、重庆等地交易试点仍被冻结。　　业内人士认为，无论如何在内蒙古开展多边交易是电力市场化重要步骤。另外，多边交易规划设计，与国内一些地区实施“优惠电价”完全不同，只要操作得当、运行规范，提高高能耗企业竞价门槛，可以推进节能降耗，并提高电力资源配置效率。　　不过，多边交易模式三方市场参与主体，以协商或竞价方式由购电和售电双方自行形成电价，打破了传统“政府指导价”定价方式。同时，这一试点首次将电力消费者作为购电主体进入市场，打破了电网公司独家购电垄断格局。图片8.　　呼唤改革　　电力改革关键在于电价改革。如今，深化改革电价形成机制已成当前业界普遍呼声。目前，政府价格主管部门已经把“成本加成”定价方式变成了政府定价，甚至把电价作为宏观经济调控手段，需要优惠就降电价，需要惩罚就加电价，使得电价严重扭曲。同时，电网公司应完成从“统购包销”到收取过网费市场化改革。　　在王信茂看来，电力市场化改革就是要在可竞争发电和售电环节引入竞争，在自然垄断电网环节加强政府监管，构建“放开两头、监管中间”行业结构，这是大部分国家做法，也是电力体制改革时所设定目标。　　有业内人士指出，深化电价体制改革应遵循“放开两头，管住中间”原则：第一，国家职能部门应维护公平市场竞争秩序，制定竞价规则；第二，对于相对市场化发电侧上网电价与售电侧销售电价，不再由国家发展改革委审批决定，而是通过市场竞争自由实现，在发、售电侧形成有效竞争；第三，输配电网价格及服务建立在自然垄断基础上，要充分保护消费者利益，即由代表公共利益有关行政部门，在考虑消费者电力需求价格弹性较小情况下，通过有效成本核定、组织价格听证会、根据输配电网经营业务成本加上一定利润率来决定输配电价，再经过国家审计部门核定最后确认。　　与此同时，作为国内电力行业权威部门，中电联也在两年前提出了具体电价改革路线图。2012年，在中国电力体制市场化改革10年之际，中电联编制了《电力工业“十二五”规划滚动研究报告》。其中，中电联提出了未来十年电价改革路径：年实施并完善煤电(气电)联动机制；发电上网实行两部制电价(分别按容量和电量两部分来计费电价制度)；研究制定独立输配电价实施细则，为独立输配电价机制奠定基础，选择改革试点；继续开展大用户直供试点等。　　2014年-2015年：发电上网全面推行两部制电价；全面推行独立输配电价；扩大大用户直供范围；优化销售电价结构；开展中型电力用户直供试点。“十三五”期间，两部制电价由竞争形成，中型用户直接选择售电方，优化销售电价结构，实现中国特色市场化电价机制。开展售电竞争试点。　　中电联秘书长王志轩认为，上网电价要放松管制，通过竞争机制形成；输配电价要成本透明，建立独立电价形成机制；销售电价要与上网电价和输配电价及时联动，最终完全通过市场竞争实现。同时，要形成各环节电价合理比例关系。　　总体而言，业界普遍认为电力市场化以及电价体制经过10多年发展，所存在问题已经严重制约了电力市场健康发展。尤其是在价格管制和输配电价方面更为突出，如何打破和改善相应问题无疑将是电价体制改革重点所在。
(责任编辑：DF118)
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电力市场与电价研究报告--2010年8月刊
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3秒自动关闭窗口水电价改实为“小动作”？ 市场反应有待观察
[提要]实际行政审批电价仍控制在发改委手里，在竞争性电力市场未形成的情况下，完善水电电价尚属“摸着石头过河”。多年来饱受诟病的水电电价形成机制改革，终于在2014年春节前有了新动作。
　　原标题：水电价改实为“小动作”？ 市场反应有待观察
　　实际行政审批电价仍控制在发改委手里，在竞争性电力市场未形成的情况下，完善水电电价尚属“摸着石头过河”。
　　多年来饱受诟病的水电电价形成机制改革，终于在2014年春节前有了新动作。
　　1月22日，国家发改委网站一则不足600字的消息在水电行业引发了地震。消息称：“为合理反映水电市场价值，更大程度地发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进水电产业健康发展，近日，国家发展改革委发出通知，完善水电上网电价形成机制。”
　　消息一出，《中国能源报》第一时间向国家发改委相关部门求证得知，该《通知》已下达各相关司局，并下发包括五大发电集团在内的水电开发业主和相关企业。一位不愿具名的企业人士称，早在半年前，他们就见过了该《通知》的征求意见稿，对其中的内容早已“见怪不怪”。
　　不少业内人士认为，该《通知》的出台只是从文件上或者字面上给人一种“貌似放开”的感觉，但实际上“行政审批电价仍被牢牢地控制在发改委手里”，所谓‘新动作’实为‘小动作’”。
　　实质仍是行政审批制
　　《通知》规定，对于今后新投产水电站，跨省跨区域交易价格由供需双方参照受电地区省级电网企业平均购电价格扣减输电价格协商确定；省内消纳电量上网电价实行标杆电价制度，标杆电价以省级电网企业平均购电价格为基础，统筹考虑电力市场情况和水电开发成本制定。水电比重较大的省份可在水电标杆上网电价基础上实行丰枯分时电价或者分类标杆电价。同时，要建立水电价格动态调整机制，逐步统一流域梯级水电站上网电价。
　　上述规定，遭市场派人士炮轰，认为“三句话不离审批”，貌似放开，实际上放开的基础条件并不具备，“归根结底还是行政审批电价，干预市场，以此来搪塞改革、阻碍改革。”
　　然而，目前的电力市场，即使是省内交易，也并未形成买卖双方能够实现公平交易的可能，更别提跨省交易了。
　　至于省内消纳实行标杆电价，市场派人士认为，水电根本不存在标杆电价的概念。
　　另外，《通知》最后还提到一句，个别特殊电站的电价仍将由发改委审批核定。“这句话暴露了之前讲的所谓‘完善’、‘深化’都是虚晃一枪。”一位不愿具名的企业人士对记者说。
　　市场反应有待观察
　　记者在采访中也听到了不同看法。水电水利规划设计总院副院长彭程在接受记者采访时表示，此举毕竟也算是向市场化迈进了一步。“我国竞争性电力市场尚未形成，一蹴而就地提出一个水电电价形成机制的‘顶层设计’非常困难，现在只能说是‘摸着石头过河’。”
　　彭程认为，《通知》至少有两方面的积极意义：从理论层面上说，提出了水电不能完全以个体成本来核价的导向；从实践层面上说，由于有了“标杆电价”，应该能抑制一些无规模效益、经济指标差、社会影响大的非经济开发站点的开发，同时能释放一些企业控制投资和成本的动力。但市场的实际反应有待观察。
　　中国水力发电工程学会副秘书长张博庭在接受本报记者采访时则表示，《通知》对水电行业的影响“负面多过正面，将来水电可能就更难了”。他认为，现在水电造价普遍高走，2013年仅预算的单位千瓦造价就已突破了1.5万元。“如果不出台这个政策，将来肯定越来越高，但眼下并不是市场化的好时机，可能会直接导致水电投资积极性下降。”
　　但张博庭同样认为《通知》的下发具有积极意义。首先是迫使业主去同环保部门以及地方政府博弈，不再像以往那样，对环保和移民成本无节制地“大手大脚”；其次，“个别特殊电站由发改委审核”是把双刃剑，一方面可能继续导致水电建设者通过公关跑到高电价，另一方面可能有利于龙盘这种淹没影响大，同时综合效益可观的特殊电站的建设推进。
　　“随之而来的一个问题是——是时候把水电站承担的公共利益部分同商业利益部分区分开来对待了。”张博庭说。
　　而彭程担心的是《通知》对水电各战略基地的开发进程的影响。“将来随着地理条件的限制、环保移民成本的攀升，只要煤价没有非常大的跨越式增长，未来几年内投产的水电站有可能超过火电价格。” 各开发企业如果静止地看待个体电站的开发收益，将加重对水电开发的观望情势，有可能影响我国非化石能源的占比目标。
　　彭程认为，后续的深化改革比《通知》的下发更为重要。对此，彭程给出的建议是，在该政策的基础上，抓紧研究和试点推行“一流域一电价”，夯实水电竞价基础，助推全面的电力市场化改革。
　　到目前为止，我国水电开发大体形成了流域梯级滚动开发的格局。彭程认为，“一流域一电价” 是水电的特性使然，也是水电电价由行政审批向市场竞价过渡的必由途径。
　　他进一步解释，“一流域一电价”能够实现“以老带新”，即允许一个流域公司以老电站的低成本优势来承担一部分未来新投产电站的高成本劣势，在一个流域实现互补，以市场手段推动我国未来的可再生能源开发。其次，只有通过流域电价，才能真正实现当初的流域规划目标。“否则大家都只会选择指标好的开发。”第三个好处，就是将来才能真正实现流域的优化调度，资源得到优化利用。
　　彭程认为，当今条件下“一流域一电价”是可以实现的，即使部分流域不是一个开发主体，从国外经验来看，也能够成立一个类似流域理事会的流域管理机构或平台，实现不同开发业主之间的利益协调和分配。
　　作者：胡学萃
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