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行业经济论文-发电企业上网电价初探.doc行业经济论文-发电企业上网电价初探.doc -- 2 元

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行业经济论文发电企业上网电价初探【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在国家发改委印发的电力厂网价格分离实施办法(发改价格2003352号)中,电价改革方案对离网电厂是按成本费用、零利润设计的,其核定的发电设备利用小时普遍较高,当时出于较快地进入市场竞争和便于操作考虑,而现在看,大部分地区建立电力市场还需要一段时间,而零利润是不可能长期维持的。因此,显然不应让离网电厂临时价格长期化。2002年12月国家电力公司被拆分为两大电网公司以及五大发电集团。同时电网内保留了用于支持电网企业主辅分离改革的预留920万千瓦发电权益资产和用于补充电网建设资本金的预留647万千瓦发电权益资产。由于920、647发电资产的特殊性,其上网电价更是普遍偏低,即使经过两次煤电联动亦是如此。同一电网内多种电价并存且差距巨大,则不仅增加了国家电价管理的难度,而且使电力生产企业失去了公平竞争的基础,妨碍了厂网分开、竞价上网的开展,增加了深化电力体制改革的复杂性。(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。1.合同煤价格涨幅超过预期,成本大幅提升继续压缩火电企业利润。造成火电企业亏损的主要原因是燃料成本大幅度上升,由于CPI涨幅较大,2007年在达到煤电联动条件的情况下未提高电价。2007年全国电煤供应紧张,受国有大矿煤炭生产能力和铁路运力等因素影响,计划内煤炭到货率和兑现率均有所降低。为保证安全生产和电力供应,许多火电厂被迫从小矿大量采购计划外高价煤炭,使得燃料成本大幅上升。另外,煤炭不仅紧缺,而且煤质还在持续下滑,这样不仅增加了原煤的消耗量,还导致了标煤单价和燃料成本上升。同时,对锅炉设备的安全稳定运行也造成了严重影响,无形中还增加了运行成本。2008年重点煤价格每吨上涨30至40元,涨幅在1015之间,个别地区合同煤价格涨幅高达18以上。由于受雪灾影响,2月下旬,秦皇岛发热量5500大卡/千克以上山西混优平仓价达到600610元/吨,5000大卡/千克以上山西大混平仓价达到545550元/吨,价格分别比2007年12月下旬上涨20以上华东沿江电厂2月下旬的动力煤到场接收价比2007年12月下旬上涨15以上。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。3.市场竞争进一步加剧,发电设备利用小时逐年下降。由于2005年以来电源点建设过猛,远远超过用电量的增长速度,导致发电企业发电小时连年下降。2008年,全国许多地区新投产机组较多,已经出现供大于求的局面,从网省公司看,其电量计划均为年内新投机组总体留出合理电量空间,火电机组面临发电设备利用小时数下降的压力。以河北南网为例,2007年新机组投产280万千瓦,2008年预计投产300万千瓦。发电设备利用小时已由2006年的6100小时下降为2007年的5400小时,降幅11.48。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。煤电联动,是电价随着煤价的变化而变化,因此,和煤价波动有关的价格可以联动,和煤价波动无关的产品价格不应该联动。可是,两次煤电联动的结果是,一方面电价和燃煤发电的上网电价联动另一方面不燃煤的电网销售电价也要联动。以2006年6月电价调整为例,销售电价平均提高2.494分/千瓦时,其中上网电价即发电环节仅调1.174分/千瓦时而电网环节上调为1.32分/千瓦时。即与煤价相关部分的上网电价的调价幅度只占总调价幅度的47.1%,不到总涨价幅度的一半。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。最近,广东下调电价引起全国关注。需要指出的是,这次下调电价的环节是广东电网,下调的是销售电价,即终端电价。据报道,广东居民电价将平均下降1分钱,工业电价平均下降23分钱。广东省副省长谢强华对广东下调电价的解释经过物价部门一年多的调查发现,近年来广东电网效益非常好,2006年的利润有120多亿元,到2007年更是高达142亿元。而整个广东电网的资产才800多亿元,算下来资产回报率高达11,大大超过了国际上6到8的平均水平。由此看出,资产回报率超过国际平均水平,是广东电价下调的根本原因。而这与以前销售电价上调有直接关系。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厂网分开是十五电力改革的一项标志性内容,但划分资产后留下的一系列遗留问题如920、647发电资产电价普遍偏低等迟迟未得到解决。随着920、647发电资产的变现划拨,这些遗留问题已经影响到了各市场主体的利益关系、电力安全生产和队伍稳定,因此需要在下一步改革中尽快解决。特别是厂网分离电价核定是按照2001年成本费用、零利润原则设计的。煤电联动仅仅考虑了部分煤炭成本支出,仅在当前CPI上涨等情况下,现行上网电价已无法真实、合理地反映许多电厂的成本水平。特别是一些困难老厂已经形成成本与电价倒挂,企业政策性的巨额亏损,经营困难。在目前无法实施同网同质同价下,可以参照2003年厂网分离电价制定办法,按照同口径依据企业当前的发电成本、财务费用和税金构成,重新核定其上网电价。这样才可能使企业得以维持正常的生产经营秩序。(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。2007年全国合同煤价平均上涨10.7,经测算,电煤价格上涨10,电价需上涨5~7,即提高电价0.0150.02元/千瓦才能完全消纳煤价上涨带来的发电成本上涨。此外根据煤电联动政策,即使实行煤电联动,发电企业也要无条件地承担30的煤炭价格涨幅。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6070,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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黄山道人上传于2013-12-17

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