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张粒子:我国电价改革四十年评述

  改革开放40年来,与电力体制和电力市场化改革相适应,电价体系从单一的销售电价,经历了构建独立的上网电价、输配电价和完善销售电价等改革,基本形成了目前较为完善的电价体系。

  1985年之前,我国电力行业实行的是高度集中的管理模式,政府严格统一管理电价,电价制度以满足社会公益事业的需要为原则。我国电力工业由政府统一管理,从发电、输电到配电,电力生产的各个环节,均由政府自上而下垂直垄断经营,实行计划建设,计划发电,计划供电的体制。电力的买卖关系虽然也存在,但卖方和买方都没有选择权,没有发电价格,只有政府制定的销售电价。这期间我国的电力市场属于比较典型的计划经济体制下的政府垄断经营模式。改革开放以后,尤其是进入20世纪80年代中期,电力在计划经济下的垂直垄断经营已经越来越不适应经济社会发展的要求,缺电局面日益严重,全国各地出现拉闸限电,电力工业成为制约我国经济社会发展和正常运行的瓶颈产业。1985年后国务院分别批准了集资办电、卖用电权、发行电力债券以及征收电力建设资金等项政策和措施,自此也开启了我国电价改革的篇章。

  到目前为止,我国的电价改革可以分为三个阶段。第一阶段是1985-2002年间,未来鼓励集资办电、吸引电力投资,我国实行了还本付息电价政策,之后改进为经营期电价,初步形成了独立的上网电价,并相应地形成了多种销售电价,有效地加快了我国电力建设。第二阶段是2002-2015年实施第一轮电力体制改革期间,电价体系在单纯的销售电价结构基础上增加了发电上网电价、部分跨省区输电价格、部分省份大用户直购电交易的输电价格及辅助服务补偿标准。电价形成机制的改革进一步改变了电价体系:一是上网电价标杆化和外部性成本内部化改革,实施了煤电标杆电价及其脱硫脱硝除尘环保及超低排放加价、风电和光伏分区域标杆电价、核电标杆电价,以及水电上网电价标杆制的探索。二是上网电价市场化探索,2004年在东北区域市场试行了两部制上网电价且电量电价市场化,但由于2005年市场价格上涨致使东北区域电力市场试点停运;部分试点省份开展了大用户与发电企业直接交易,直接交易价格由双方协商确定或由电力交易中心组织集中竞价。三是销售电价改革,简化了销售电价分类,大部分省份实行了大工业用户峰谷分时电价,上海和浙江等省市试行了居民电价峰谷分时制,全国普遍实施居民阶梯电价和可再生能源电价附加等。第三阶段是2015年新一轮电力体制改革开启以来,电价改革重点在两方面:实施独立输配电价监管,完成了第一个监管周期省级电网、区域电网和专项输电工程独立输配电价监管的全覆盖;各省、直辖市和自治区(以下简称各省)通过开展了多种形式的电力交易,实现了部分发电量价格的市场化和大工业用电价格的市场化。

  本文将对我国现行电价体系的结构和各种电价形成机制进行系统的梳理,并进行简要评述。

  一、上网电价

  为了吸引电源投资、促进投资主体多元化,1985年开始对原国家电力兴发娱乐 之外的独立发电厂建立了还本付息电价机制;2001年,为解决还本付息电价政策所带来的新建发电项目投产初期上网电价过高,推动销售电价水平上涨幅度过大问题,将独立发电厂的上网电价改进为经营期电价。2004年,电力市场化改革初期,标杆上网电价作为向市场化过渡的电价机制,在全国范围实施,同时还开展了竞价上网和大用户直购电的市场化探索;2015年后,根据电改九号文要求,全国各地先后开展有序放开发用电计划的电力市场化改革,推行大用户与发电企业直接交易。今后,还将逐步全面建立发用电价格的市场形成机制。

  1、还本付息电价

  为了缓解电力工业发展滞后、电力供应持续紧张的局面,1985年5月,国务院批转国家经委等部门《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》,允许除国家以外的其它投资者投资发电项目。包括外资、地方政府和社会资本在内的多元投资者的进入,打破了中国电力市场独家办电的格局,在发电领域形成了多元化的投资主体。多家办电政策的实施,鼓励了大量投资流向发电领域。

  由于外资、地方政府以及各种社会资本的进入,客观上要求对此类发电项目实行独立核算。为与此相适应,国家开始实行多种电价制度。当年出台两项基本电价政策:一是燃运加价,指电价随燃料、运输价格的变化而相应浮动,该政策执行到1993年后并入目录电价。二是还本付息,指利用贷款建设的集资电厂或机组在还本付息期间,按照成本、税金、具有还本付息能力和合理利润的原则核定上网电价和销售电价(具体参见国务院国发[1985]72号和原水电部等部门联合颁发的(87)水电财总字第101号文)。1988年,国家为缓解严重缺电和电力建设资金不足的问题,又出台了一项基本电价政策,决定从1988年1月l日起对全国所有企业用电征收每千瓦时2分钱电力建设资金,作为地方电力基本建设的专项资金,有偿使用,其利率还贷期限按国家拨改贷办法执行。

  在1985年出台的两项基本电价政策后,又衍生出一些子电价政策,如小水电和小火电代售电价、带料加工及议价燃料发电电价、超计划发电自销电价、超计划用电加价、三峡建设基金、各种地方附加电价等。具体来讲,1985年之前主要利用政府拨款建设的所有电厂,以及1985-1992年期间利用补贴的政府贷款建设的电厂或电厂的一部分,其上网电价按定额发电单位成本、发电单位利润加发电单位税金的方法核定,一厂一价,一次核定多年有效;1986-1992年期间建设的非中央政府投资电厂和1992年之后建设的所有电厂,上网电价执行“新电新价”政策,按还本付息电价原则核定(《关于多种电价实施办法的通知》(<1996>水电计字第73号));独立地方小火电、小水电及自备电厂的上网电价,一般按平均成本、平均利润加税金的方法核定;各电网企业对所属非独立核算电厂制定的各种内部核算电价等。

  多种电价制度激发了各方集资办电的热情,在较短时期内解决了中国严重缺电的局面,支持了国民经济的持续快速增长。然而,由于还本付息电价在很大程度上受个别投资成本的影响,结果上网电价表现为“一厂一价”,甚至“一机一价”。发电投资成本缺乏有效的约束机制,导致上网电价持续上涨。

  发电领域投资主体的多元化和相应的多种电价制度,虽然在一定程度上缓解了电力供应持续紧张的矛盾,但同时也暴露出原有电力市场运作机制上的诸多弊端。如垄断经营的市场模式没有根本性改变;厂网不分、发电环节难以形成公平竞争;省间市场壁垒阻碍电力资源优化配置等。

  2、经营期上网电价

  为改变成本无约束、价格无控制的状况,1998年,国家适时调整电价政策,以“经营期电价”政策取代“还本付息电价”政策(具体参见国家计委计办价格[2001]701号文),制定了新的火电和水电上网电价核定方法。其思路是在综合考虑电力项目经济寿命周期内各年度的成本和还贷需要的基础上,通过计算电力项目每年的现金流量,按照使项目在经济寿命周期内各年度的净现金流量能够满足资本金财务内部收益率为条件测算电价。这一政策主要是将按电力项目还贷期还本付息需要定价,改为按社会平均先进成本定价,加强了成本控制意识,同时统一规范了电力企业的资本金收益率水平。

  还本付息电价、燃运加价、经营期电价等多项电价政策的实行,对扭转我国长期缺电局面,支持经济持续增长,促进电力企业加强管理、提高效率,起到了积极作用。但是,随着电力供求关系、市场结构的变化,上述定价方法及高度集中的电价管理体制己难以适应电力工业健康发展的要求。

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张粒子:我国电价改革四十年评述

作者:张粒子 陶文斌 丛野  发布时间:2018-11-09   来源:中国电力网

  改革开放40年来,与电力体制和电力市场化改革相适应,电价体系从单一的销售电价,经历了构建独立的上网电价、输配电价和完善销售电价等改革,基本形成了目前较为完善的电价体系。

  1985年之前,我国电力行业实行的是高度集中的管理模式,政府严格统一管理电价,电价制度以满足社会公益事业的需要为原则。我国电力工业由政府统一管理,从发电、输电到配电,电力生产的各个环节,均由政府自上而下垂直垄断经营,实行计划建设,计划发电,计划供电的体制。电力的买卖关系虽然也存在,但卖方和买方都没有选择权,没有发电价格,只有政府制定的销售电价。这期间我国的电力市场属于比较典型的计划经济体制下的政府垄断经营模式。改革开放以后,尤其是进入20世纪80年代中期,电力在计划经济下的垂直垄断经营已经越来越不适应经济社会发展的要求,缺电局面日益严重,全国各地出现拉闸限电,电力工业成为制约我国经济社会发展和正常运行的瓶颈产业。1985年后国务院分别批准了集资办电、卖用电权、发行电力债券以及征收电力建设资金等项政策和措施,自此也开启了我国电价改革的篇章。

  到目前为止,我国的电价改革可以分为三个阶段。第一阶段是1985-2002年间,未来鼓励集资办电、吸引电力投资,我国实行了还本付息电价政策,之后改进为经营期电价,初步形成了独立的上网电价,并相应地形成了多种销售电价,有效地加快了我国电力建设。第二阶段是2002-2015年实施第一轮电力体制改革期间,电价体系在单纯的销售电价结构基础上增加了发电上网电价、部分跨省区输电价格、部分省份大用户直购电交易的输电价格及辅助服务补偿标准。电价形成机制的改革进一步改变了电价体系:一是上网电价标杆化和外部性成本内部化改革,实施了煤电标杆电价及其脱硫脱硝除尘环保及超低排放加价、风电和光伏分区域标杆电价、核电标杆电价,以及水电上网电价标杆制的探索。二是上网电价市场化探索,2004年在东北区域市场试行了两部制上网电价且电量电价市场化,但由于2005年市场价格上涨致使东北区域电力市场试点停运;部分试点省份开展了大用户与发电企业直接交易,直接交易价格由双方协商确定或由电力交易中心组织集中竞价。三是销售电价改革,简化了销售电价分类,大部分省份实行了大工业用户峰谷分时电价,上海和浙江等省市试行了居民电价峰谷分时制,全国普遍实施居民阶梯电价和可再生能源电价附加等。第三阶段是2015年新一轮电力体制改革开启以来,电价改革重点在两方面:实施独立输配电价监管,完成了第一个监管周期省级电网、区域电网和专项输电工程独立输配电价监管的全覆盖;各省、直辖市和自治区(以下简称各省)通过开展了多种形式的电力交易,实现了部分发电量价格的市场化和大工业用电价格的市场化。

  本文将对我国现行电价体系的结构和各种电价形成机制进行系统的梳理,并进行简要评述。

  一、上网电价

  为了吸引电源投资、促进投资主体多元化,1985年开始对原国家电力兴发娱乐 之外的独立发电厂建立了还本付息电价机制;2001年,为解决还本付息电价政策所带来的新建发电项目投产初期上网电价过高,推动销售电价水平上涨幅度过大问题,将独立发电厂的上网电价改进为经营期电价。2004年,电力市场化改革初期,标杆上网电价作为向市场化过渡的电价机制,在全国范围实施,同时还开展了竞价上网和大用户直购电的市场化探索;2015年后,根据电改九号文要求,全国各地先后开展有序放开发用电计划的电力市场化改革,推行大用户与发电企业直接交易。今后,还将逐步全面建立发用电价格的市场形成机制。

  1、还本付息电价

  为了缓解电力工业发展滞后、电力供应持续紧张的局面,1985年5月,国务院批转国家经委等部门《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》,允许除国家以外的其它投资者投资发电项目。包括外资、地方政府和社会资本在内的多元投资者的进入,打破了中国电力市场独家办电的格局,在发电领域形成了多元化的投资主体。多家办电政策的实施,鼓励了大量投资流向发电领域。

  由于外资、地方政府以及各种社会资本的进入,客观上要求对此类发电项目实行独立核算。为与此相适应,国家开始实行多种电价制度。当年出台两项基本电价政策:一是燃运加价,指电价随燃料、运输价格的变化而相应浮动,该政策执行到1993年后并入目录电价。二是还本付息,指利用贷款建设的集资电厂或机组在还本付息期间,按照成本、税金、具有还本付息能力和合理利润的原则核定上网电价和销售电价(具体参见国务院国发[1985]72号和原水电部等部门联合颁发的(87)水电财总字第101号文)。1988年,国家为缓解严重缺电和电力建设资金不足的问题,又出台了一项基本电价政策,决定从1988年1月l日起对全国所有企业用电征收每千瓦时2分钱电力建设资金,作为地方电力基本建设的专项资金,有偿使用,其利率还贷期限按国家拨改贷办法执行。

  在1985年出台的两项基本电价政策后,又衍生出一些子电价政策,如小水电和小火电代售电价、带料加工及议价燃料发电电价、超计划发电自销电价、超计划用电加价、三峡建设基金、各种地方附加电价等。具体来讲,1985年之前主要利用政府拨款建设的所有电厂,以及1985-1992年期间利用补贴的政府贷款建设的电厂或电厂的一部分,其上网电价按定额发电单位成本、发电单位利润加发电单位税金的方法核定,一厂一价,一次核定多年有效;1986-1992年期间建设的非中央政府投资电厂和1992年之后建设的所有电厂,上网电价执行“新电新价”政策,按还本付息电价原则核定(《关于多种电价实施办法的通知》(<1996>水电计字第73号));独立地方小火电、小水电及自备电厂的上网电价,一般按平均成本、平均利润加税金的方法核定;各电网企业对所属非独立核算电厂制定的各种内部核算电价等。

  多种电价制度激发了各方集资办电的热情,在较短时期内解决了中国严重缺电的局面,支持了国民经济的持续快速增长。然而,由于还本付息电价在很大程度上受个别投资成本的影响,结果上网电价表现为“一厂一价”,甚至“一机一价”。发电投资成本缺乏有效的约束机制,导致上网电价持续上涨。

  发电领域投资主体的多元化和相应的多种电价制度,虽然在一定程度上缓解了电力供应持续紧张的矛盾,但同时也暴露出原有电力市场运作机制上的诸多弊端。如垄断经营的市场模式没有根本性改变;厂网不分、发电环节难以形成公平竞争;省间市场壁垒阻碍电力资源优化配置等。

  2、经营期上网电价

  为改变成本无约束、价格无控制的状况,1998年,国家适时调整电价政策,以“经营期电价”政策取代“还本付息电价”政策(具体参见国家计委计办价格[2001]701号文),制定了新的火电和水电上网电价核定方法。其思路是在综合考虑电力项目经济寿命周期内各年度的成本和还贷需要的基础上,通过计算电力项目每年的现金流量,按照使项目在经济寿命周期内各年度的净现金流量能够满足资本金财务内部收益率为条件测算电价。这一政策主要是将按电力项目还贷期还本付息需要定价,改为按社会平均先进成本定价,加强了成本控制意识,同时统一规范了电力企业的资本金收益率水平。

  还本付息电价、燃运加价、经营期电价等多项电价政策的实行,对扭转我国长期缺电局面,支持经济持续增长,促进电力企业加强管理、提高效率,起到了积极作用。但是,随着电力供求关系、市场结构的变化,上述定价方法及高度集中的电价管理体制己难以适应电力工业健康发展的要求。



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