百家乐平玩法
您好!歡迎訪問中國儲能網!
您的位置: 首頁  > 首屏 > 投融資市場

我國電價改革四十年評述

作者:張粒子 來源:新能源李歌 發布時間:2019-06-08 瀏覽:
分享到:

改革開放40年來,與電力體制和電力市場化改革相適應,電價體系從單一的銷售電價,經歷了構建獨立的上網電價、輸配電價和完善銷售電價等改革,基本形成了目前較為完善的電價體系。

1985年之前,我國電力行業實行的是高度集中的管理模式,政府嚴格統一管理電價,電價制度以滿足社會公益事業的需要為原則。我國電力工業由政府統一管理,從發電、輸電到配電,電力生產的各個環節,均由政府自上而下垂直壟斷經營,實行計劃建設,計劃發電,計劃供電的體制。電力的買賣關系雖然也存在,但賣方和買方都沒有選擇權,沒有發電價格,只有政府制定的銷售電價。這期間我國的電力市場屬于比較典型的計劃經濟體制下的政府壟斷經營模式。改革開放以后,尤其是進入20世紀80年代中期,電力在計劃經濟下的垂直壟斷經營已經越來越不適應經濟社會發展的要求,缺電局面日益嚴重,全國各地出現拉閘限電,電力工業成為制約我國經濟社會發展和正常運行的瓶頸產業。1985年后國務院分別批準了集資辦電、賣用電權、發行電力債券以及征收電力建設資金等項政策和措施,自此也開啟了我國電價改革的篇章。

到目前為止,我國的電價改革可以分為三個階段。

第一階段是1985-2002年間

為了鼓勵集資辦電、吸引電力投資,我國實行了還本付息電價政策,之后改進為經營期電價,初步形成了獨立的上網電價,并相應地形成了多種銷售電價,有效地加快了我國電力建設。

第二階段是2002-2015年

實施第一輪電力體制改革期間,電價體系在單純的銷售電價結構基礎上增加了發電上網電價、部分跨省區輸電價格、部分省份大用戶直購電交易的輸電價格及輔助服務補償標準。電價形成機制的改革進一步改變了電價體系:一是上網電價標桿化和外部性成本內部化改革,實施了煤電標桿電價及其脫硫脫硝除塵環保及超低排放加價、風電和光伏分區域標桿電價、核電標桿電價,以及水電上網電價標桿制的探索。二是上網電價市場化探索,2004年在東北區域市場試行了兩部制上網電價且電量電價市場化,但由于2005年市場價格上漲致使東北區域電力市場試點停運;部分試點省份開展了大用戶與發電企業直接交易,直接交易價格由雙方協商確定或由電力交易中心組織集中競價。三是銷售電價改革,簡化了銷售電價分類,大部分省份實行了大工業用戶峰谷分時電價,上海和浙江等省市試行了居民電價峰谷分時制,全國普遍實施居民階梯電價和可再生能源電價附加等。

第三階段是2015年

新一輪電力體制改革開啟以來,電價改革重點在兩方面:實施獨立輸配電價監管,完成了第一個監管周期省級電網、區域電網和專項輸電工程獨立輸配電價監管的全覆蓋;各省、直轄市和自治區(以下簡稱各省)通過開展了多種形式的電力交易,實現了部分發電量價格的市場化和大工業用電價格的市場化。

本文將對我國現行電價體系的結構和各種電價形成機制進行系統的梳理,并進行簡要評述。

一、上網電價

為了吸引電源投資、促進投資主體多元化,1985年開始對原國家電力公司之外的獨立發電廠建立了還本付息電價機制;2001年,為解決還本付息電價政策所帶來的新建發電項目投產初期上網電價過高,推動銷售電價水平上漲幅度過大問題,將獨立發電廠的上網電價改進為經營期電價。2004年,電力市場化改革初期,標桿上網電價作為向市場化過渡的電價機制,在全國范圍實施,同時還開展了競價上網和大用戶直購電的市場化探索;2015年后,根據電改九號文要求,全國各地先后開展有序放開發用電計劃的電力市場化改革,推行大用戶與發電企業直接交易。今后,還將逐步全面建立發用電價格的市場形成機制。

1、還本付息電價

為了緩解電力工業發展滯后、電力供應持續緊張的局面,1985年5月,國務院批轉國家經委等部門《關于鼓勵集資辦電和實行多種電價的暫行規定》,允許除國家以外的其它投資者投資發電項目。包括外資、地方政府和社會資本在內的多元投資者的進入,打破了中國電力市場獨家辦電的格局,在發電領域形成了多元化的投資主體。多家辦電政策的實施,鼓勵了大量投資流向發電領域。

由于外資、地方政府以及各種社會資本的進入,客觀上要求對此類發電項目實行獨立核算。為與此相適應,國家開始實行多種電價制度。當年出臺兩項基本電價政策:一是燃運加價,指電價隨燃料、運輸價格的變化而相應浮動,該政策執行到1993年后并入目錄電價。二是還本付息,指利用貸款建設的集資電廠或機組在還本付息期間,按照成本、稅金、具有還本付息能力和合理利潤的原則核定上網電價和銷售電價(具體參見國務院國發[1985]72號和原水電部等部門聯合頒發的(87)水電財總字第101號文)。1988年,國家為緩解嚴重缺電和電力建設資金不足的問題,又出臺了一項基本電價政策,決定從1988年1月l日起對全國所有企業用電征收每千瓦時2分錢電力建設資金,作為地方電力基本建設的專項資金,有償使用,其利率還貸期限按國家撥改貸辦法執行。

在1985年出臺的兩項基本電價政策后,又衍生出一些子電價政策,如小水電和小火電代售電價、帶料加工及議價燃料發電電價、超計劃發電自銷電價、超計劃用電加價、三峽建設基金、各種地方附加電價等。具體來講,1985年之前主要利用政府撥款建設的所有電廠,以及1985-1992年期間利用補貼的政府貸款建設的電廠或電廠的一部分,其上網電價按定額發電單位成本、發電單位利潤加發電單位稅金的方法核定,一廠一價,一次核定多年有效;1986-1992年期間建設的非中央政府投資電廠和1992年之后建設的所有電廠,上網電價執行“新電新價”政策,按還本付息電價原則核定(《關于多種電價實施辦法的通知》(<1996>水電計字第73號));獨立地方小火電、小水電及自備電廠的上網電價,一般按平均成本、平均利潤加稅金的方法核定;各電網企業對所屬非獨立核算電廠制定的各種內部核算電價等。

多種電價制度激發了各方集資辦電的熱情,在較短時期內解決了中國嚴重缺電的局面,支持了國民經濟的持續快速增長。然而,由于還本付息電價在很大程度上受個別投資成本的影響,結果上網電價表現為“一廠一價”,甚至“一機一價”。發電投資成本缺乏有效的約束機制,導致上網電價持續上漲。

發電領域投資主體的多元化和相應的多種電價制度,雖然在一定程度上緩解了電力供應持續緊張的矛盾,但同時也暴露出原有電力市場運作機制上的諸多弊端。如壟斷經營的市場模式沒有根本性改變;廠網不分、發電環節難以形成公平競爭;省間市場壁壘阻礙電力資源優化配置等。

2、經營期上網電價

為改變成本無約束、價格無控制的狀況,1998年,國家適時調整電價政策,以“經營期電價”政策取代“還本付息電價”政策(具體參見國家計委計辦價格[2001]701號文),制定了新的火電和水電上網電價核定方法。其思路是在綜合考慮電力項目經濟壽命周期內各年度的成本和還貸需要的基礎上,通過計算電力項目每年的現金流量,按照使項目在經濟壽命周期內各年度的凈現金流量能夠滿足資本金財務內部收益率為條件測算電價。這一政策主要是將按電力項目還貸期還本付息需要定價,改為按社會平均先進成本定價,加強了成本控制意識,同時統一規范了電力企業的資本金收益率水平。

還本付息電價、燃運加價、經營期電價等多項電價政策的實行,對扭轉我國長期缺電局面,支持經濟持續增長,促進電力企業加強管理、提高效率,起到了積極作用。但是,隨著電力供求關系、市場結構的變化,上述定價方法及高度集中的電價管理體制己難以適應電力工業健康發展的要求。

3、上網電價市場化與標桿化探索

我國從1998年開始,在上海、浙江、山東、遼寧、吉林和黑龍江6省(市)進行“廠網分開、競價上網”的市場化改革試點工作,探索打破垂直一體化壟斷的可能途徑。但由于國家電力公司仍然擁有和控制大量的國有電廠和輸配電網,發、輸、配一體的格局沒有打破。一部分發電企業雖然成立了獨立法人實體,但電廠的運行管理和經營管理仍由電力公司代管,名義上是“兩家”而實際上仍然是“一家",市場化交易電量和電價實行內部結算,并沒有實現真正意義上的上網電價市場化。

2002年開始,電力體制改革步入實質性操作階段。2002年3月,國務院正式批準了以“廠網分開、競價上網,打破壟斷,引入競爭”為宗旨的《電力體制改革方案》(國發[2002]5號)。當時方案提出的改革目標包括實施廠網分開,重組發電和電網企業;實行競價上網,建立電力市場運行規則和政府監管體系,初步建立競爭、開放的區域電力市場,實行新的電價機制;制定發電排放的環保折價標準,形成激勵清潔電源發展的新機制;開展發電企業向大用戶直接供電的試點工作,改變電網企業獨家購買電力的格局;繼續推進農村電力管理體制的改革。

廠網分開后,建設競爭性電力市場的改革正式展開。為適應廠網分離后的價格管理,國家有關部門發布了臨時上網電價辦法。這個辦法的內容包括:從原國家電力公司系統分離、沒有上網電價的發電企業,執行政府價格主管部門按補償成本原則核定的臨時上網電價;電網公司保留的電廠中,己核定上網電價的,繼續執行政府價格主管部門制定的上網電價,未核定上網電價的電廠,電網企業獨資建設的,按補償成本原則核定臨時上網電價;獨立發電企業的上網電價,由政府價格主管部門根據發電項目經營壽命周期,按照合理成本、合理收益的原則核定;同時期建設的同類型發電機組上網電價應實行同一價格水平;超發電量上網電價、自備電廠上網電價由政府價格主管部門按兼顧供需雙方利益的原則核定;在保持總水平基本穩定的前提下,上網電價實行峰谷分時制度,在水電豐富的地區,具備條件的,可實行豐枯季節電價;燃料、運輸價格漲落幅度較大時,上網電價應與燃運價格聯動。

2003年7月9日, 國務院辦公廳下發《關于印發電價改革方案的通知》(國辦發[2003]62號),提出在全面引入競爭機制前的過渡時期,上網電價主要實行兩部制電價,其中容量電價由政府制定,電量電價由市場競爭形成;各地也可以根據實際采取部分電量競價等其他過渡方式.

2004年5月24日,原電監會印發《東北區域電力市場實施方案》(電監供電[2004]18號),決定在東北區域電力市場實施兩部制上網電價改革試點,其中容量電價由政府價格主管部門制定和調整,電量電價由市場競爭形成。非競價機組仍實行政府定價,上網電價由政府價格主管部門按全國統一政策制定和調整。但東北區域電力市場由于種種原因,在試運行一年后停擺。

在向由市場決定上網電價的過渡階段,我國對仍處于政府管制下的發電上網電價開始實施標桿化管理。2004年6月8日,發改委公布了《關于疏導華北、南方、華中、華東、東北、西北電價矛盾有關問題的通知》(發改價格[2004]1036、1037、1038、1039、1124、1125 號),對由政府定價的火電機組開始實施標桿上網電價。

2005年4月5號,國家發展改革委出臺的《上網電價管理暫行辦法》正式明確了標桿上網電價機制。指出,對于發電企業的上網電價,在競價上網前,將由政府價格主管部門按照合理補償成本、合理確定收益和依法計入稅金的原則核定,或通過政府招標確定。政府價格主管部門制定的上網電價,同一地區新建設的同類型發電機組將實行同一價格,并事先向社會公布;原來已經定價的發電企業上網電價也將逐步統一。同時,上網電價將與燃料價格實行聯動。同時,針對電價市場化改革,《上網電價管理暫行辦法》指出:競價上網后,上網電價將實行兩部制電價,其中,容量電價由政府制定,電量電價由市場競爭形成。各區域電力市場可以實行全部電量集中競價上網,也可以同時允許大用戶和獨立核算的配電公司與發電公司進行雙邊交易。

為建立上網電價與燃料價格聯動機制,2004年12月25日,發改委發布了《關于建立煤電價格聯動機制的意見》(發改價格[2004]2909號),提出了加強電煤價格監測工作、穩妥實施煤電價格聯動、適當調控電煤價格和加強對電煤價格的監督檢查的工作目標。文件要求建立煤炭價格與電力價格的傳導機制,并提出了煤電價格聯動計算方法。以電煤綜合出礦價格(車板價)為基礎,實行煤電價格聯動。為促進電力企業降低成本、提高效率,電力企業要消化30%的煤價上漲因素。燃煤電廠上網電價調整時,水電企業上網電價適當調整,其他發電企業上網電價不隨煤價變化調整。2012年12月25日國務院發布國辦發〔2012〕57號文件《國務院辦公廳關于深化電煤市場化改革的指導意見》開啟了電煤市場化改革,意見規定自2013年起,取消重點合同,取消電煤價格雙軌制,發展改革委不再下達年度跨省區煤炭鐵路運力配置意向框架。煤炭企業和電力企業自主銜接簽訂合同,自主協商確定價格。同時繼續實施并不斷完善煤電價格聯動機制,當電煤價格波動幅度超過5%時,以年度為周期,相應調整上網電價,同時將電力企業消納煤價波動的比例由30%調整為10%。

隨著新能源發電產業的興起與不斷發展,與新能源發電有關的上網電價及相關分攤補償政策開始逐步出臺。2006年1月13日,發改委發布了《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》,明確了2006年及以后建設的可再生能源發電項目上網電價及費用分攤管理辦法,同時也標志著我國上網標桿電價進入發展和逐步完善化階段,即按電源類別分別定價階段。

從總體來看,我國現階段政府管制下的上網電價體系是以分電源類別的標桿電價為主導,具體而言:燃煤發電上網電價采用“分省標桿制+脫硫、脫銷、除塵及超低排放環保加價”的機制;陸上風電和集中式光伏發電采用分資源區核定標桿電價并建立起隨著技術進步上網電價逐步退坡的機制;分布式光伏采用當地燃煤發電標桿上網電價加全國統一的全電量度電補貼;海上風電分潮間帶風電和近海風電兩種類型分別核定標桿上網電價;可再生能源發電上網電價高出當地燃煤發電上網電價的部分在全國統一分攤;核電上網電價采用全國統一標桿機制;省內水電上網電價實行標桿電價制度,水電比重較大的省(如四川和云南),實行豐枯分時電價或者分類標桿電價,跨省跨區域送電的水電上網電價由受電省(市)上網電價倒推機制改進為供需雙方協商確定。天然氣發電根據其在電力系統中的作用及投產時間,實行差別化的上網電價機制;抽水蓄能電站也由租賃制租賃制、兩部制和單一制等多種電價形式并存,規范為以政府制定兩部制上網電價及抽水電價為基礎的新機制。標桿電價機制的建立較好的解決了過往政府管制上網電價采用的“個別成本定價”無法有效約束成本的弊端,在建立競爭性批發市場的過渡階段,對于引導發電企業節約成本,提高效率,優化發電資源配置,促進發電節能技術進步均起到了積極的作用。

區域電力市場建設停滯后,我國開始探索通過大用戶與發電企業直接交易實現電力市場化。2009年,國家發展改革委、原國家電監會和國家能源局聯合下發《關于遼寧撫順鋁廠與發電企業開展電力直接交易試點有關事項的批復》(發改價格[2009]2550號),批復遼寧撫順鋁廠與華能伊敏電廠開展直接交易試行方案,標志著電力用戶與發電企業直接交易試點正式啟動,直接交易電量對應的發電廠上網電價和用戶用電價格不執行當地標桿上網電價和目錄電價。同年,原國家電監會頒布《關于完善電力用戶與發電企業直接交易試點工作有關問題的通知》(電監市場〔2009〕20號),進一步規范和推進電力用戶與發電企業直接交易試點工作,指出“建立規范透明的市場交易機制,自主協商交易電量、確定交易價格,簽訂1年及以上的直接交易合同”。隨后,我國多省(市、區)陸續探索建立由發用雙方自主協商交易電量和電價的新機制。

2012年,原國家電監會印發《跨省跨區電能交易基本規則(試行)》(國家電力監管委員會 [2012]151號),指出“跨省跨區電能交易堅持以市場為導向”,“除國家明確的年度跨省跨區電量交易以外,跨省跨區電能交易原則上均應采取市場化的交易方式”,交易方式包括集中撮合和雙邊協商,“逐步探索形成市場化的價費形成機制”。

4、深化上網電價市場化改革

2015年,中共中央國務院印發《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發[2015]9號),提出“分步實現公益性以外的發售電價格由市場形成”,“參與電力市場交易的發電企業上網電價由用戶或售電主體與發電企業通過協商、市場競價等方式自主確定”,拉開了新一輪競爭性批發市場的建設。

同年,國家發展改革委下發《關于完善跨省跨區電能交易價格形成機制有關問題的通知》(發改價格[2015]962號),強調“跨省跨區送電由送電、受電市場主體雙方在自愿平等基礎上,在貫徹落實國家能源戰略的前提下,按照“風險共擔、利益共享”原則協商或通過市場化交易方式確定送受電量、價格,并建立相應的價格調整機制”,“國家鼓勵通過招標等競爭方式確定新建跨省跨區送電項目業主和電價;鼓勵送受電雙方建立長期、穩定的電量交易和價格調整機制,并以中長期合同形式予以明確”,我國跨省跨區電能交易價格逐步向市場化過渡。

2016年,國家發展改革委、國家能源局印發《電力中長期交易基本規則(暫行)》指出,電力中長期交易的成交價格由市場主體通過自主協商等市場化方式形成,第三方不得干預;計劃電量應隨著政府定價的放開采取市場化定價方式。同時明確,雙邊交易價格按照雙方合同約定執行;集中競價交易按照統一出清價格或根據雙方申報價格確定;掛牌交易價格以掛牌價格結算。我國的上網電價形成機制向著市場化的方式又邁進堅實的一步。

二、輸配電價

1、我國輸配電價改革歷程概述

我國的輸配電價改革始于2002年。國務院發布的《國務院關于印發電力體制改革方案的通知》(國發〔2002〕5號)提出在廠網分開后,建立合理的電價形成機制,將電價劃分為上網電價、輸電電價、配電電價和終端銷售電價。隨后,為落實《通知》的要求,2003年國務院辦公廳發布《國務院辦公廳關于印發電價改革方案的通知》(國辦發〔2003〕62號),對輸配電價改革的原則、管理方式、價格結構進行了初步明確。為進一步明確細化電價的形成機制和管理方式,2005年國家發展改革委發布《關于印發電價改革實施辦法的通知》(發改價格[2005]514號),出臺了3個配套文件,其中在《輸配電價管理暫行辦法》中,對輸配電價體系、定價方法以及管理方式進行了規定。從結構上看,輸配電價改革最初是按照我國輸電網在投資運營管理體制和調度運行體制上分為的三級——國家、區域和省級,將輸配電價結構也相應地分為三級:跨區輸電價、(各區域內)跨省輸電價和省級電網輸配電價;其中,省級電網輸配電價又分為外送電過網費、省內輸配電價以及大用戶直購電輸配電價格三種形式。在此基礎上,我國核定了跨省跨區專項輸電工程的輸電價格以及部分省份大用戶直接交易的輸電價格,但尚未形成規范的區域電網輸電價格和獨立的省級電網輸配電價。

2014年末國家發展改革委印發《關于深圳市開展輸配電價改革試點的通知》(發改價格[2014]2379號)標志著我國新一輪輸配電價改革啟動。2015年《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)以及相關配套文件的正式發布,加速了我國的輸配電價改革。同年,國家發展改革委開始省級電網輸配電價改革, 2017年開始區域電網和跨省跨區專項工程輸電價格改革,逐步建立了獨立的省級電網和區域電網輸配電價體系,規范了輸配電價結構與定價方法,在引入增量配電網改革后,我國的輸配電價結構也將逐步從原有的三級逐步過渡為跨區跨省專項工程輸電價、區域電網輸電價、省級電網輸配電價和增量配電網及地方電網配電價格等四級。

新一輪電力體制改革推行的獨立輸配電價監管徹底顛覆了我國電網企業傳統的經營方式和盈利模式,具有革命性的影響。電網企業開始從資產、投資、生產運行等諸多方面改進和優化內部管理,積極降本增效。

2、跨區跨省專項工程輸電價格

《輸配電價管理暫行辦法》(發改價格[2005]514號)中規定,輸電專項服務價格分為接入價、專用工程輸電價和聯網價三類。其中,專用工程輸電價主要適用于電網經營企業利用專用工程以“點對網”、“網對網”形式提供電能輸送服務時價格的核定。如錦界、府谷送出工程屬于“點對網”專項輸電工程,高肇、興安直流和貴廣一、二回輸電工程則屬于“網對網”專項輸電工程。聯網價適用于電網經營企業利用專用聯網工程為電網之間提供聯網服務時價格的核定。如實現華中-華北兩大區域電網網間互聯的辛洹線則屬于聯網工程。而接入價指電網經營企業為發電廠提供接入系統服務的價格,在我國尚未真正實施。

《輸配電價管理暫行辦法》規定,專用工程輸電價實行兩部制輸電價,聯網價依據聯網工程運行情況選擇實行單一制容量電價或兩部制電價。實踐中,除高嶺、德寶直流和辛洹線等專項工程核定兩部制輸電價格外,我國跨省跨區專項輸電工程多以經營期方法核定的單一制電量電價為主。其中電量輸電價在電力交易時采用順加的方法包含在落地電價中,由受電地區電力用戶承擔;容量電價則根據聯網工程的受益情況由受益地區電力用戶承擔。

2017年12月29日,國家發展改革委印發《跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法(試行)》(發改價格規[2017]2269號,以下簡稱為《辦法》),對我國跨省跨區專項工程輸電價格的計算方法、價格形式和調整機制等進一步進行了明確和規范。《辦法》在輸電價格的計算方法中提出,新投產跨省跨區專項工程輸電價格按經營期電價法核定,建立定期評估調整機制等;在價格形式方面提出跨省跨區專項工程輸電價格形式按功能確定,執行單一制電價。其中,以聯網功能為主的專項工程按單一容量電價核定,由聯網雙方共同承擔;以輸電功能為主的專項工程按單一電量電價核定。

此后,國家發展改革委分別于2018年2月2日和8月25日分別發布了《關于調整寧東直流等專項工程2018—2019年輸電價格的通知》(發改價格〔2018〕225號)和《關于核定部分跨省跨區專項工程輸電價格有關問題的通知》(發改價格〔2018〕1227號),對西電東送輸電價格及20余項跨省跨區專項工程輸電價格進行了調整。

3、區域電網輸電價格

從整體來看,我國目前已形成東北、西北、華北、華東、華中和南方電網等6大區域電網。在第一輪電改后,除南方電網“西電東送”專項輸電工程采取“網對網”專項工程輸電價格外,國家電網公司經營范圍內的其他區域電網均不存在統一、規范的區域電網輸電價格體系和定價機制,而是多以內部結算價格作為區域共用輸電網絡的輸電價格,各區域電網的輸電價格體系和定價機制存在著較大差異。

以華東和華中區域電網為例,在新一輪輸配電價改革前,華東區域電網實行的輸變電收費方法主要依據2011年國家發展改革委批復的《華東電網有限公司輸變電費收取辦法》,由固定輸電費和電度輸電費組成。其中,電度輸變電費的收取項目、標準及方式執行《關于調整華東電網有限公司輸變電度電價有關問題的批復》(發改辦價格[2010]3199號)的規定,固定輸變電費用的標準及收取方式由《華東電網有限公司輸變電費收取辦法》確定。固定輸變電費又分為華東分部管理輸變電資產的輸變電費和代收代付輸變電費兩部分,對于華東分部管理輸變電資產的輸變電費,還根據輸變電資產的服務對象,分為全網共享輸變電資產、定向服務輸變電資產和特別服務輸變電資產三類,采取不同的定價方式進行定價。

2017年12月29日,國家發展改革委發布《區域電網輸電價格定價辦法(試行)》(發改價格規[2017]2269號),對區域共用輸電網絡的價格體系和定價方法進行了進一步完善,實現了區域電網輸電定價體系與方法的科學化和規范化。明確了區域電網輸電定價應遵循區分功能、尊重歷史以及促進交易的原則。在價格形式方面,明確了區域電網輸電價格原則上采用兩部制電價。其中,電量電費反映區域電網提供輸電服務的成本,容量電費反映區域電網為省級電網提供可靠供電、事故備用等安全服務的成本。電量電費隨區域電網實際交易結算電量收取,由購電方承擔。分攤給各省級電網的容量電費作為上級電網分攤費用通過省級電網輸配電價回收,隨各省級電網終端售電量(含市場化電量)收取。之后,2018年2月2日國家發展改革委正式發布《關于核定區域電網2018—2019年輸電價格的通知》(發改價格[2018]224號),公布了新定價辦法下的區域電網兩部制電價。

4、省級電網輸配電價格

2005年印發的《輸配電價管理暫行辦法》指出,“電價改革初期,共用網絡輸配電價由電網平均銷售電價(不含代收的政府性基金)扣除平均購電價和輸配電損耗后確定,逐步向成本加收益管理方式過渡。”依據該辦法,同時為推進電力市場建設和大用戶直購電試點工作,國家發展改革委先后于2006,2007年和2008年按照平均銷售電價扣除平均購電價,即購銷差價計算暫行的輸配電價標準并予以公布。2009年,原國家電監會頒布《關于完善電力用戶與發電企業直接交易試點工作有關問題的通知》(電監市場〔2009〕20號),明確了我國現階段大用戶直購電的輸配電定價原則:“近期,在獨立的輸配電價體系尚未建立的情況下,原則上按電網企業平均輸配電價(不含躉售縣)扣減電壓等級差價后的標準執行,其中110千伏(66千伏)輸配電價按照10%的比例扣減,220千伏(330千伏)按照20%的比例扣減。輸配電價實行兩部制。輸配電價標準與損耗率由省級價格主管部門提出意見報國家發展改革委審批。”

2009年11月,經商國家電監會、國家能源局,國家發展改革委就福建、甘肅兩省電力用戶與發電企業直接交易試點輸配電價有關問題作出批復。該批復原則上同意福建、甘肅兩省上報的電力用戶與發電企業直接交易試點輸配電價標準。之后,國家發展改革委又批復浙江、江蘇和重慶等多個省份電力用戶與發電企業直接交易試點電網的輸配電價。

2013年7月,國家能源局頒布《關于當前開展電力用戶與發電企業直接交易有關事項的通知》(國家能源局綜合司[2013]258號),其中對大用戶與發電企業直接交易的輸配電價,做出了進一步規定:“加快推進輸配電價(含損耗率)測算核準工作。國家已核批輸配電價的省份,按照核批的標準執行。未核批的省份,按照國務院規定的職責分工,依據國家發展改革委相關輸配電價計算公式,抓緊測算后提出意見,按程序報批。”

2005年之后的一系列輸配電價改革舉措在一定程度上推進了電網企業成本信息公開,利于接受社會監督;也在一定程度上適應和滿足了電力用戶與發電企業直接交易試點的開展。但是,《輸配電價管理暫行辦法》設定的“成本加收益”的獨立輸配電價管理方式卻遲遲未能實現。

2014年10月23日,國家發展改革委下發《關于深圳市開展輸配電價改革試點的通知》(發改價格([2014]2379號),標志著新一輪輸配電價改革工作正式開始。該文件在新一輪輸配電價改革各試點中首次明確了“準許成本加合理收益”的獨立輸配電價監管模式,提出以3年為周期進行電價監管,建立輸配電價激勵約束機制,同時設立平衡賬戶平抑電量波動對電網企業準許收入回收的影響等。

隨著2015年《關于推進輸配電價改革的實施意見》、2016年《關于全面推進輸配電價改革試點有關事項的通知》(發改價格[2016]2018號)的發布,2015年上半年,云南、貴州、安徽、寧夏和湖北等五省入選第二批輸配電價改革擴大試點省份,輸配電價改革由點及面,范圍逐漸擴大;2016年3月,北京、天津、冀南、冀北、山西、陜西、江西、湖南、四川、重慶、廣東、廣西等12個省級電網列入輸配電價改革試點范圍,為全面推開輸配電價改革打好基礎;同年9月,國家又將輸配電價改革擴大到蒙東、吉林、黑龍江、上海、江蘇、浙江、福建、山東、河南、海南、甘肅、青海、新疆等14個省級電網,實現了省級電網輸配電價改革試點全覆蓋。

從各省級電網輸配電價改革試點的方案來看,各試點均以3年作為輸配電價監管周期,采用“準許成本加合理收益”的方式核定監管周期內各年的輸配電年準許收入,采用分電壓等級傳導的方式核定省級電網各電壓等級大工業用戶和一般工商業用戶的輸配電價。從價格形式來看,為與改革前的電價政策相銜接,一般工商業用戶采取單一制電量電價,大工業用戶采取“電量電價+基本電費”的兩部制電價。

從價格水平來看,各省的輸配電價差異較大,華東、華北、華中地區高于西北、東北地區,尤其是北京、上海等地的輸配電價位于全國較高水平,而貴州、云南等地則處于全國較低水平。

5、現行增量配電網及地方電網輸配電價格

在2015年發布的《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)中,明確提出了“穩步推進售電側改革,有序向社會資本放開售電業務”的改革重點任務。為此,國家發展改革委、國家能源局于2015年和2016年陸續發布《關于推進售電側改革的實施意見》(發改經體[2015]2752號)與《有序放開配電網業務管理辦法》(發改經體[2016]2120號),分別對售電側改革的原則、工作目標、市場主體以及相關業務進行了明確,并對增量配電網的管理、運營主體的權利義務,以及在配電價格核定前的增量配網配電價格執行標準進行了明確,文件中明確規定:配電價格核定前,暫按售電公司或電力用戶接入電壓等級對應的省級電網共用網絡輸配電價扣減該配電網接入電壓等級對應的省級電網共用網絡輸配電價執行。

2017年11月30日,國家發展改革委正式發布《關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》(發改價格規﹝2017﹞2269號),進一步明確了增量配電網的地位,電力用戶用電價格的計算方法,以及靈活的配電價格定價機制和調整機制等。文件中明確了配電網區域內電力用戶的用電價格,由上網電價或市場交易電價、上一級電網輸配電價、配電網配電價格、政府性基金及附加組成。對于招標方式確定投資主體的配電網項目,采用招標定價法確定配電價格;對于非招標方式確定投資主體的配電網項目,可以選擇準許收入法、最高限價法和標尺競爭法三種定價方法中的一種或幾種方法確定配電價格等。

三、銷售電價

2002年之前,我國各地銷售電價主要是按照行業類別分電壓等級定價,銷售電價體系復雜、名目繁多、很不規范。2002年我國實施電價改革,國務院辦公廳、國家發展改革委先后頒布了《關于印發電價改革方案的通知》(國辦發[2003]62號)和《銷售電價管理暫行辦法》(發改價格[2005]514號),后者明確了我國銷售電價的含義、總體實行方法和制定原則,對銷售電價的構成及分類、計價方式、制定和調整以及銷售電價管理分別進行了具體的說明。2002年之后,我國各省(市)結合當地的實際情況,按照《銷售電價管理暫行辦法》(發改價格[2005]514號)規定的原則和方法,分步驟地開展了銷售電價改革。

1、銷售電價的構成

根據《銷售電價管理暫行辦法》(發改價格[2005]514號),銷售電價是指電網經營企業對終端用戶銷售電能的價格。我國銷售電價由購電成本、輸配電損耗、輸配電價及政府性基金四部分構成。購電成本指電網企業從發電企業(含電網企業所屬電廠)或其他電網購入電能所支付的費用及依法繳納的稅金,包括所支付的容量電費、電度電費。輸配電損耗指電網企業從發電企業(含電網企業所屬電廠)或其他電網購入電能后,在輸配電過程中發生的正常損耗。輸配電價指按照《輸配電價管理暫行辦法》制定的輸配電價。政府性基金指按照國家有關法律、行政法規規定或經國務院以及國務院授權部門批準,隨售電量征收的基金及附加。

由于輸配電價改革沒有如期進行,在各省(市)尚未核定獨立的輸配電價前,實際核定銷售電價的成本是由購電成本、輸配電損耗、輸配電網企業投資和運營成本及政府性基金四部分構成。

2、銷售電價改革

2002年以前,我國銷售電價分類包括居民生活電價、非居民照明電價、大工業電價、商業電價、非工業和普通工業電價、農業生產電價、貧困縣農業排灌電價以及躉售電價及其它等八類,每類用戶按電壓等級定價。2005年發布的《銷售電價管理暫行辦法》(發改價格[2005]514號,以下簡稱《暫行辦法》)中明確:銷售電價分類改革的目標是分為居民生活用電、農業生產用電、工商業及其它用電價格三類,并指出“銷售電價分類根據用戶承受能力逐步調整”。十余年來,各省市在該暫行辦法指導下,分步驟地將本地區的銷售電價目錄向居民生活用電、農業生產用電、工商業及其它用電價格等三類過渡,多數省份已經歸并為四至五大類。

2013年,國家發展改革委下發《關于調整銷售電價分類結構有關問題的通知》(發改價格[2013]973號),進一步強調要“將銷售電價由現行主要依據行業、用途分類,逐步調整為以用電負荷特性為主分類,逐步建立結構清晰、比價合理、繁簡適當的銷售電價分類結構體系”,這將是我國未來銷售電價改革的方向之一。

我國現行銷售電價除按用戶類別劃分外,每一類用戶銷售電價又按電壓等級不同分檔定價,總體上可分為不滿1 kV、1~10 kV、35 kV、110 kV和220 kV及以上5檔。同一用戶類別中電壓等級越高,銷售電價越低。

在電價制度上,《暫行辦法》規定“居民生活、農業生產用電,實行單一制電度電價。工商業及其它用戶中受電變壓器容量在100千伏安或用電設備裝接容量100千瓦及以上的用戶,實行兩部制電價。受電變壓器容量或用電設備裝接容量小于100千伏安的實行單一電度電價,條件具備的也可實行兩部制電價”,“基本電價按變壓器容量或按最大需量計費,由用戶選擇,但在一年之內保持不變”。由于各地實際情況差異較大,2013年《關于調整銷售電價分類結構有關問題的通知》(發改價格[2013]973號)中,對兩部制實施范圍作出一定調整,指出“一般工商業及其它用電中,受電變壓器容量(含不通過變壓器接用的高壓電動機容量)在315千伏安(千瓦)及以上的,可先行與大工業用電實行同價并執行兩部制電價。具備條件的地區,可擴大到100千伏安(千瓦)以上用電。”2016年,為適應我國經濟結構調整帶來的企業結構調整,國家發展改革委下發《關于完善兩部制電價用戶基本電價執行方式的通知》(發改價格[2016]1583號),放寬基本電價計費方式變更周期限制,“基本電價計費方式變更周期從現行按年調整為按季變更”;放寬減容(暫停)期限限制,電力用戶可根據用電需求變化情況,向電網企業申請減容、暫停、減容恢復、暫停恢復用電。我國電價政策主動適應社會經濟改革,服務于實體經濟發展。進一步優化兩部制電價結構,合理設定基本電費和電度電費占比將是未來我國銷售電價改革的主要內容之一。

《暫行辦法》明確“銷售電價實行峰谷、豐枯和季節電價,具體時段劃分及差價依照所在電網的市場供需情況和負荷特性確定”。目前我國絕大部分省份均已對工商業大用戶實行峰谷分時電價。2013年,國家發展改革委下發《關于完善居民階梯電價制度的通知》(發改價格[2013]2523號),要求全面推行居民用電峰谷分時電價政策,我國各省(市區)開始陸續對居民用戶實施峰谷分時銷售電價政策。2018年,國家發展改革委印發《關于創新和完善促進綠色發展價格機制的意見》(發改價格規[2018]943號),再次強調“完善峰谷電價形成機制”,“推行居民峰谷電價”。峰谷分時電價政策運用價格信號鼓勵電力用戶參與削峰填谷,優化用能結構,對提高電力系統運行效率,降低用電成本起到了重要的作用。

2011年國家發展改革委印發《關于居民生活用電試行階梯電價的指導意見的通知》(發改價格[2011]2617號),開始將城鄉居民每月用電量按照滿足基本用電需求、正常合理用電需求和較高生活質量用電需求劃分為三檔,電價實行分檔遞增的階梯電價政策。《關于創新和完善促進綠色發展價格機制的意見》(發改價格規[2018]943號)中重申要“完善居民階梯電價制度”。階梯電價政策實施至今,對我國逐步減少電價交叉補貼,理順電價關系,引導居民合理、節約用電,促進資源節約型和環境友好型社會建設起到了積極作用。

長久以來,我國銷售電價均由中央政府定價。2015年,中共中央國務院印發《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發[2015]9號),指出要:分步實現公益性以外的發售電價格由市場形成。未來我國銷售電價形成機制也將向著市場決定價格的方向發展。

3、銷售電價附加的分析

我國銷售電價附加名目繁多,主要包括:國家重大水利工程建設基金、農網還貸資金、城市公用事業附加費、大中型水庫移民后期扶持資金、地方水庫移民后期扶持資金以及可再生能源電價附加等六個項目。

國家重大水利工程建設基金

前身為三峽工程建設基金,1992年12月20日財政部、國家計委、能源部、國家物價局以〔1992〕財工字576號文下發《關于籌集三峽工程建設基金的緊急通知》。通知規定,全國用電加價0.3分錢/千瓦時,與葛洲壩電廠上交的利潤一并作為三峽工程建設基金,專項用于三峽工程建設。從1996年2月1日起,在三峽工程直接受益地區和經濟發達地區的十六個省、直轄市每千瓦時提高到0.7分錢。

2009年財政部國家發展改革委水利部關于印發《國家重大水利工程建設基金征收使用管理暫行辦法》的通知中規定:重大水利基金利用三峽工程建設基金停征后的電價空間設立。從2010年1月1日起開始征收,至2019年12月31日止。主要用途:支持南水北調工程建設、解決三峽工程后續問題以及加強中西部地區重大水利工程建設。2017年,財政部下發《關于降低國家重大水利工程建設基金和大中型水庫移民后期扶持基金征收標準的通知》(財稅〔2017〕51號),將國家重大水利工程建設基金的征收標準統一降低25%;2018年,財政部下發《關于降低部分政府性基金征收標準的通知》(財稅〔2018〕39號),在2017年已經降低25%的基礎上,將國家重大水利工程建設基金征收標準再次降低25%。

農網還貸基金

農網還貸資金是對農網改造貸款“一省多貸”的省、自治區、直轄市(指該省市區的農網改造工程貸款由多個電力企業承貸)電力用戶征收的政府性基金,專項用于農村電網改造貸款還本付息。按照當時的規定,共有山西、吉林、湖南、湖北、廣東、廣西、四川、重慶、云南、陜西省10個“一省多貸”的省份征收農網還貸基金附加,征收標準為按社會用電量每度電2分錢。其余的“一省一貸”的情況,省電力公司為單一的貸款和投資主體,其投資費用直接從銷售電價中回收。

可再生能源電價附加

可再生能源電價附加是為扶持可再生能源發展而在全國銷售電量上均攤的加價,是可再生能源發展基金的一部分,可再生能源發展基金包括國家財政公共預算安排的專項資金和依法向電力用戶征收的可再生能源電價附加收入等。

可再生能源電價附加標準、收取范圍由國務院價格主管部門統一核定,并根據可再生能源發展的實際情況適時進行調整。省級電網企業將收取的可再生能源電價附加計入本企業收入,首先用于支付本省(區、市)可再生能源電價補貼,差額部分進行配額交易、全國平衡。

可再生能源電價附加在除西藏自治區以外的全國范圍內,對各省、自治區、直轄市扣除農業生產用電(含農業排灌用電)后的銷售電量征收。可再生能源電價附加征收標準在2007年開始征收時為0.8分/千瓦時,2013年9月25日將向除居民生活和農業生產以外的其他用電征收的可再生能源電價附加標準提高至1.5分/千瓦時。2015年,居民生活和農業生產以外其他用電征收的可再生能源電價附加征收標準再次提高,至每千瓦時1.9分錢

城市公用事業附加費

最早可以追溯到1964年的相關規定,其中工業用電、工業用水附加,原則上全國各城市都可以開征。城市公用事業電力附加費用以支持城市公共照明建設、維修和日常維護,具體包括:市政路燈電費,運行維護人員成本,路燈維修、更新、改造成本等。

城市公用事業電力附加費最初是在電價外進行征收,1998年國家發展改革委將各地在電價外征收的城市公用事業附加費并入了電價,并明確未開征的地區一律不得開征(甘肅(2003)、江西(2012)等地區向發改委提交的開征申請被駁回。)公用事業附加由各個地區的政府制定,執行水平和范圍也都不盡相同,附加費繳入省非稅收入匯繳結算戶。2017年財政部下發《關于取消、調整部分政府性基金有關政策的通知》(財稅[2017]18號),取消了城市公用事業附加費的征收。

大中型水利移民后期扶持資金

大中型水庫移民后期扶持基金,是國家為扶持大中型水庫農村移民解決生產生活問題而設立的政府性基金,對符合扶持范圍的移民每人每年補助600元,連續扶持二十年。除了財政預算安排的大中型水庫移民后期扶持專項資金,和經營性大中型水庫應承擔的移民后期扶持資金兩種籌措來源之外,征收大中型水利移民后期扶持資金電費附加,對省級電網企業在本省(區、市)區域內扣除農業生產用電后的全部銷售電量加價征收。按月上繳中央國庫。中央財政接電網企業代征額的2‰付給其代征手續費。代征手續費在該項基金的預算支出安排。2017年,財政部下發《關于降低國家重大水利工程建設基金和大中型水庫移民后期扶持基金征收標準的通知》(財稅〔2017〕51號),將大中型水庫移民后期扶持基金的征收標準統一降低25%。

地方水庫移民后期扶持資金

地方水庫移民后期扶持資金與大中型水庫移民后期扶持基金類似,只不過執行的水平和范圍由各個政府自己決定。

通過分析,可將我國銷售電價中的六項附加分為以下三類。第一類,包括農網還貸資金、可再生能源電價附加兩項,這類電價附加在目前條件下應該繼續征收,并適時根據我國電力市場建設逐步進行改革、直至取消的項目。第二類,包括城市公用事業附加費,這類電價附加顯得很有必要,同時也能夠解決現實問題,但是電價附加不應該是解決問題資金的籌措形式,需通過其他途徑。第三類,包括國家重大水利工程建設基金、大中型水庫移民后期扶持資金、地方水庫移民后期扶持資金,這類電價附加在一定程度上是我國國有企業政企分離不夠徹底的產物,應當取消這類電價附加的征收,結束相關企業將建設、經營成本通過所謂“基金”的形式向廣大電力消費者進行轉移。

四、結束語

電價體系改革目的主要在三方面,一是發電和售電價格向市場化過渡;二是提高自然壟斷環節生產效率,降低運行成本;三是市場化價格機制和價格政策協同促進電力工業清潔低碳、安全可靠、高效經濟發展。

我國輸配電價改革已經邁出了第一步,建立了獨立的輸配電價體系,下一步不僅要完善輸配電成本監審辦法以促進電網企業降本增效,而且還應該完善輸配電價結構以促進電力市場的公平競爭、提高市場效率。

目前雖然開展了多種電力交易,實現了部分電量的上網電價市場化,但由于電力交易沒有實現分時的市場化定價,尚不能有效地發揮促進電力工業清潔低碳、高效經濟發展的作用。因此,應加緊分時定價的市場機制建設,以借助市場機制促進清潔、低碳能源消納和發展,同時提高電力和能源行業的效率。

關鍵字:電改 電價

中國儲能網版權聲明:凡注明來源為“中國儲能網:xxx(署名)”,除與中國儲能網簽署內容授權協議的網站外,其他任何網站或者單位如需轉載需注明來源(中國儲能網)。凡本網注明“來源:xxx(非中國儲能網)”的作品,均轉載與其他媒體,目的在于傳播更多信息,但并不意味著中國儲能網贊同其觀點或證實其描述,文章以及引用的圖片(或配圖)內容僅供參考,如有涉及版權問題,可聯系我們直接刪除處理。其他媒體如需轉載,請與稿件來源方聯系,如產生任何版權問題與本網無關,想了解更多內容,請登錄網站:http://www.mqiwu.club

相關報道

深度觀察

百家乐平玩法