從榮剛

摘要:電力行業(yè)的改革,尤其是電力價格的改革,對經(jīng)濟(jì)、社會和人民生活具有廣泛而深遠(yuǎn)的影響。在對我國電價的組成結(jié)構(gòu)和價格水平進(jìn)行分析的基礎(chǔ)上,回顧了改革開放30余年來電力價格改革的思路及其對經(jīng)濟(jì)社會發(fā)展和人民生活帶來的影響,總結(jié)了電力價格改革中的經(jīng)驗和教訓(xùn),旨在對我國未來電力價格及相關(guān)行業(yè)的改革提供參考。

關(guān)鍵詞:電力價格;上網(wǎng)電價;輸配電價;銷售電價;電價政策

中圖分類號:F407.1 [文獻(xiàn)標(biāo)識碼] A 文章編號: 1673-0461(2012)09-0082-04

一、引 言

作為關(guān)系到國計民生的重要基礎(chǔ)性行業(yè)和公用事業(yè),電力行業(yè)對于中國經(jīng)濟(jì)社會的發(fā)展和人民群眾生活的改善,起到了越來越重要的支撐性作用[1]。據(jù)《中國電力報》公布的數(shù)據(jù),2010年中國全社會用電量為4.2萬億千瓦時。國家電監(jiān)會初步統(tǒng)計顯示,2011年中國電力消費達(dá)到4.7萬億千瓦時,與 2010年同比增長將近12%,約為美國2010年電力消費量(4.4萬億千瓦時)的107%。

在中國電力消費快速增長的同時,電力體制的改革也在穩(wěn)步推進(jìn),經(jīng)歷了從投資體制改革到管理體制改革的發(fā)展過程,而電力價格一直就是其中一個不能繞過的關(guān)鍵點[2]。因此,回顧改革開放30多年以來電價改革的歷史進(jìn)程,總結(jié)其中的經(jīng)驗和教訓(xùn),對于建設(shè)資源節(jié)約型和環(huán)境友好型的和諧社會,具有重要的現(xiàn)實意義。

二、電力價格的組成結(jié)構(gòu)及水平現(xiàn)狀

根據(jù)國家發(fā)展改革委員會2005年頒布的《電價改革實施辦法》,我國電價主要分為上網(wǎng)電價、輸配電價和銷售電價,即常說的“三段式電價”[3]。

上網(wǎng)電價是指電網(wǎng)購買發(fā)電企業(yè)的電力和電量,在發(fā)電企業(yè)接入主網(wǎng)架那一點的計量價格。上網(wǎng)電價當(dāng)前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。容量電價主要是保證設(shè)備折舊等“固定成本”的回收;電量電價主要是電廠發(fā)電所需煤等“變量成本”的回收和所需要賺取的“利潤”。

輸配電價是電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)提供接入系統(tǒng)、聯(lián)網(wǎng)電能輸送和銷售服務(wù)的價格總稱。輸配電價由政府監(jiān)管,統(tǒng)一定價。

銷售電價是電網(wǎng)企業(yè)向電力用戶或者獨立核算的下級電網(wǎng)企業(yè)銷售電能的價格。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(gòu)成。

根據(jù)國家電監(jiān)會2011年9月的報告,2010年發(fā)電企業(yè)(與省級及以上電網(wǎng)企業(yè)結(jié)算)平均上網(wǎng)電價為384.56元/千千瓦時,比2009年增長0.67%。從區(qū)域看,華東區(qū)域平均上網(wǎng)電價最高,為442.53元/ 千千瓦時, 以下依次為南方、華北、東北、華中, 西北最低, 為275.07元/千千瓦時(見表1)。

從機組類型看,燃機平均上網(wǎng)電價較高,為610.82元/千千瓦時,其余機組依次為,核電432.20元/千千瓦時、火電394.77元/千千瓦時,水電機組平均上網(wǎng)電價較低,為291.20元/千千瓦時。

由于輸配環(huán)節(jié)尚未獨立定價,省級電網(wǎng)輸配電價按照平均銷售電價扣除平均購電價計算,即購銷差價。2010年,電網(wǎng)企業(yè)平均輸配電價(含線損,下同)為187.33元/千千瓦時,比2009年

增長24.42%。從區(qū)域上看,東北區(qū)域平均輸配電價最高,為204.24元/千千瓦時,以下依次為南方、華北、華中、華東,西北最低,為154.61元/千千瓦時(見表2)。

2010年,電網(wǎng)企業(yè)平均銷售電價為571.22元/千千瓦時(未含政府性基金及附加,下同),比2009年增長7.62%。從區(qū)域上看,南方的平均銷售電價最高,為614.20元/千千瓦時,以下依次為華東、東北、華中、華北,西北最低,為429.35元/千千瓦時(見表3)。

從分類銷售電價看,商業(yè)電價最高,為812.24元/千千瓦時,以下依次為非工業(yè)、普通工業(yè)用電771.14元/千千瓦時、非居民照明用電743.25元/千千瓦時、大工業(yè)用電617.72元/千千瓦時、居民生活用電475.04元/千千瓦時、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電436.39元/千千瓦時、躉售用電436.13元/千千瓦時,貧困縣農(nóng)村用電電價最低,為194.40元/千千瓦時。

三、電價改革歷程回顧

2012年是改革開放第34個年頭,伴隨著國家34年波瀾壯闊的發(fā)展與改革,電價改革也走過了34年不平凡的進(jìn)程。按我國電力市場改革的階段性特點[4],結(jié)合電力投資體制和管理體制改革的具體情況,我們可以將電價改革劃分為四個階段,并逐一分析各階段的特點及對人民生活的影響。

1. 1979年~1984年局部調(diào)整,整體價格偏低

改革開放前,我國的電力價格體系采用了高度集中的管理體制[5],其基本特點為:定價權(quán)限高度集中,電價體系長期統(tǒng)一,電價水平相對穩(wěn)定。主要政策為目錄電價政策,其明確了基本的電價水平和電價分類。1975年12月水利電力部頒發(fā)《電熱價格》,統(tǒng)一規(guī)定全部用戶電價分為照明電價、非工業(yè)和普通工業(yè)電價、大工業(yè)電價、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)電價、躉售電價和互供電價,其中大工業(yè)電價實行兩部制電價和功率因素調(diào)整電費,其他用電實行單一制電價。

然而,自1979年對生產(chǎn)資料價格實行雙軌制以后,這種目錄電價政策已經(jīng)不能適應(yīng)當(dāng)時經(jīng)濟(jì)發(fā)展的需要。于是,國家開始對原來電價體系中存在的問題進(jìn)行局部調(diào)整。但是這一階段的電價調(diào)整并沒有“大動干戈”,主要是通過結(jié)構(gòu)性電價調(diào)整,緩解電價中存在的突出矛盾。

主要舉措為:到1985年以前,國家取消了改革開放前工業(yè)用電的一些電價優(yōu)惠,扭轉(zhuǎn)了新中國成立以來關(guān)內(nèi)地區(qū)電價只降不升的局面;調(diào)整了東北地區(qū)的用電價格,使其與華北地區(qū)電價水平拉齊;對1976年制定的《力率調(diào)整電費方法》進(jìn)行了修改,頒布了《功率因數(shù)調(diào)整電費方法》,明確了功率因素的考核標(biāo)準(zhǔn),改變了獎懲幅度,擴大了實行范圍。

1979年~1984年中國平均銷售電價上漲幅度較小,在同期煤炭價格平均上升52%的情況下,銷售電價僅平均上漲4.8%。這一階段電價水平對民生的主要影響體現(xiàn)在相對較低的電價水平,使電力投資水平無法適應(yīng)經(jīng)濟(jì)社會發(fā)展的要求。1978年,全國發(fā)電裝機容量僅為5,712萬千瓦,而全國電力缺口達(dá)到1,000萬千瓦。居民生活和企業(yè)生產(chǎn)在一定程度上受到了拉閘限電的影響。

2. 1985年~1995年集資辦電,價格起步

1985年,山東龍口電廠項目開工,標(biāo)志著我國電力投資體制改革的開端。從此,集資辦電成為我國電力投資的重要形式之一,有力地緩解了當(dāng)時電力短缺狀況。為了調(diào)動社會各方面投資辦電的積極性,1985年國務(wù)院批轉(zhuǎn)了國家經(jīng)委、國家計委、水利電力部、國家物價局等部門《關(guān)于鼓勵集資辦電和實行多種電價的暫行規(guī)定》,允許和鼓勵多家辦電和多渠道集資辦電。

這一階段的主要電價政策為還本付息電價政策[6],指利用貸款建設(shè)的集資電廠或機組在還本付息期間,按照成本、稅金和合理利潤的原則核定上網(wǎng)電價和銷售電價,還貸期后隨著成本減低相應(yīng)降低電價。 還本付息電價是這一階段多種電價政策的最主要表現(xiàn)形式,與此同時,國家還出臺了《燃運加價政策》、《電力建設(shè)基金政策》等電價相關(guān)政策。 這一階段的電價政策調(diào)整主要目的是為了緩和電力供需矛盾。然而由于缺乏統(tǒng)一的電價管理方法,造成了各電網(wǎng)內(nèi)高低不平的各種電價,為下一階段的電價改革埋下了伏筆[7]。

1985年~1995年電價水平增長較快,到1995年全國平均銷售電價為0.262元/千瓦時,電力支

付在人均收入中所占比重有所提高。根據(jù)國家統(tǒng)計年鑒,1995年全國電力消費量達(dá)到10,023.4億千瓦時,人均年電力消費量為827.55千瓦時,而人均國民收入為4,938元,電力消費占國民收入的比重約為4%。

3. 1996年~2001年《電力法》推動市場化

1996年《電力法》的實施,標(biāo)志著電價管理進(jìn)入法制化軌道,第一次為電價管理提供了法律依據(jù)。在這一階段,還本付息電價被改為了經(jīng)營期電價。經(jīng)營期電價政策主要是將按電力項目還貸期還本付息需要的定價,改為按項目經(jīng)營期定價,將按項目個別成本定價改為按社會平均現(xiàn)金成本定價,同時明確了投資收益率水平。實行經(jīng)營期電價政策后,新建項目的上網(wǎng)電價平均每千瓦時降低了5分錢左右,使我國在電力項目還貸高峰時期保持了電價水平的基本穩(wěn)定,為保持我國經(jīng)濟(jì)的競爭力提供了保障。同時國家加強了對電價的規(guī)范管理,實行了以省級電網(wǎng)為單位的統(tǒng)一銷售電價,建立了較為規(guī)范的電價管理體系。采取的主要措施:一是清理整頓了各級政府在電價外加收的基金和收費;二是推行了統(tǒng)一銷售電價,規(guī)范了電價管理體系;三是推進(jìn)城鄉(xiāng)用電同價切實減輕了農(nóng)民負(fù)擔(dān);四是運用價格杠桿調(diào)節(jié)電力供求。

1999年,為加快電力市場化改革的步伐,根據(jù)電力工業(yè)的實際情況,國家先后在浙江、山東、上?！皟墒∫皇小焙蜄|北三省進(jìn)行“廠網(wǎng)分開,競價上網(wǎng)”的競價上網(wǎng)政策試點。基本的做法是:將上網(wǎng)電量分為兩部分,一部分(約占總上網(wǎng)電量的10%~15%)實行競價上網(wǎng);另一部分仍執(zhí)行政府定價。競價上網(wǎng)試點工作為下一階段的電力價格市場化改革打下伏筆。

1996年~2001年,銷售電價平均增長了21%,2001年電力體制改革開始前,全國平均銷售電價達(dá)到0.403元/千瓦時,電力支出占國民收入的比重上升到5.5%左右。從1996年起,我國發(fā)電裝機容量和發(fā)電量均躍居世界第二位。1996年~1998年,由于用電基本還是按計劃分配,電力供應(yīng)整體仍偏緊張。從1998年開始,國內(nèi)社會資金出現(xiàn)較大緩和,基本能夠滿足電力投資需求,當(dāng)年我國首次實現(xiàn)電力供需平衡。但是,受亞洲金融危機影響,1998年后電力需求相對不足,電力供應(yīng)相對過剩。1999年~2001年年裝機增長率明顯下降,分別為7.7%、6.9%和6%。

4. 2002年至今多種政策完善行業(yè)建設(shè)

2002年國家計委組成電價改革研究小組,在對國內(nèi)競價上網(wǎng)試點地區(qū)進(jìn)行調(diào)研和對英國、北歐電力市場進(jìn)行考察的基礎(chǔ)上,形成了新一輪的電價改革方案。2002年12月提交國務(wù)院電力體制改革工作小組討論并獲通過。2003年7月,國務(wù)院辦公廳發(fā)布了《關(guān)于印發(fā)電價改革方案的通知》。電價改革方案提出了電價改革的目標(biāo)、原則和主要改革措施。據(jù)此,2004年國家發(fā)改委會同有關(guān)部門制定并頒發(fā)了《上網(wǎng)電價管理暫行辦法》、《輸配電價管理暫行辦法》和《銷售電價管理暫行辦法》三個電價改革配套實施辦法,對推進(jìn)電力價格改革、規(guī)劃電價管理產(chǎn)生了積極作用和深遠(yuǎn)影響。

為推進(jìn)電價按平均成本定價,事先給投資者以明確的價格信號。2004年國家在經(jīng)營期電價的基礎(chǔ)上,實行“標(biāo)桿電價政策”,即按價區(qū)分別確定了各地的水火電統(tǒng)一的上網(wǎng)電價水平,并事先向社會公布,新建發(fā)電項目實行按區(qū)域或省平均成本統(tǒng)一定價。“標(biāo)桿電價政策”的出臺,摒棄了2004年以前按照補償個別成本的原則定價的模式,開始按照區(qū)域社會平均成本實行統(tǒng)一定價,不再實行一機一價。

2004年5月,國家在東北地區(qū)實行區(qū)域電力市場化改革并模擬運行,上網(wǎng)電價實行兩部制電價改革,其中容量電價由國家制定,電量電價由市場競爭形成。2006年開始正式實行競價上網(wǎng)改革試點。華東四省一市(包括江蘇、浙江、福建、安徽及上海)也于2006年4月1日開始,就電力競價上網(wǎng)進(jìn)行試運行。

“競價上網(wǎng)政策”的出臺,是電力價格市場化改革的有益嘗試,改變了以往傳統(tǒng)的計劃電價和電量的銷售模式,電廠可以跨省直接向電網(wǎng)公司報出每臺機組的發(fā)電量和發(fā)電價格,但也面臨不中標(biāo)的可能性。為理順煤電價格關(guān)系,促進(jìn)煤炭、電力行業(yè)全面、協(xié)調(diào)和可持續(xù)發(fā)展,2004年12月,經(jīng)國務(wù)院批準(zhǔn),國家發(fā)改委會同國家電監(jiān)會

印發(fā)了《關(guān)于建立煤電價格聯(lián)動機制的意見》,提出以電煤綜合出礦價格為基礎(chǔ),實行“煤電價格聯(lián)動政策”。原則上以不少于6個月為一個煤電價格聯(lián)動周期,若周期內(nèi)平均煤價比前一周期變化幅度達(dá)到或超過5%,在電力企業(yè)消化30%的煤價上漲因素的基礎(chǔ)上,相應(yīng)調(diào)整電價。上網(wǎng)電價調(diào)整后,按照電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)輸配電價保持相對穩(wěn)定的原則,相應(yīng)調(diào)整電網(wǎng)企業(yè)對用戶的銷售電價。

此外,近年來,隨著節(jié)能減排壓力的加大,國家相繼出臺了“脫硫電價政策”、“差別電價政策”、“可再生能源電價政策”、降“低小火電機組上網(wǎng)電價政策”、“峰谷電價政策”、“遞進(jìn)式電價政策”等一系列有利于節(jié)能環(huán)保的電價政策,在實現(xiàn)SO2減排目標(biāo),遏制高耗能行業(yè)盲目發(fā)展,促進(jìn)結(jié)構(gòu)調(diào)整和產(chǎn)業(yè)升級,促進(jìn)可再生能源的發(fā)展,鼓勵和引導(dǎo)居民合理節(jié)約用電等方面,取得了積極和明顯的效果。

2010年全國平均銷售電價為0.57元/千瓦時,

電力支出占國民收入的比重上升到5.9%左右。這一階段的主要特點是2002年以來,我國經(jīng)濟(jì)又快速復(fù)蘇,電力消費增長速度大幅度提高,全國當(dāng)年再次出現(xiàn)缺電局面,有12個省市出現(xiàn)拉閘限電。然而2003年以來,由于電價的市場化進(jìn)程逐漸加快,電力建設(shè)的步伐也進(jìn)一步加快,供應(yīng)能力大大提高。這個階段的電力供需起伏變化較大。2004年以后,全國主要存在時段性、地區(qū)性缺電局面,如每到冬季,煤炭和電力供應(yīng)就出現(xiàn)緊張狀況。

四、電價改革的反思

電價改革30多年來,在優(yōu)化能源資源配置,調(diào)節(jié)市場供求關(guān)系,促進(jìn)電力工業(yè)可持續(xù)發(fā)展等方面取得了顯著的成績,已經(jīng)初步建立起市場競爭和政府監(jiān)管相結(jié)合的電力價格體系[8]。但是也存在一些問題,例如在上網(wǎng)環(huán)節(jié)政府定價仍然占據(jù)主導(dǎo)地位,市場配置資源的基礎(chǔ)性作用未能得到充分發(fā)揮;煤電價格聯(lián)動尚未得到有效實施,不利于保障電力安全供應(yīng);電網(wǎng)主輔分離、輸配分開改革進(jìn)展遲緩,有效的電網(wǎng)輸配電成本約束機制尚待建立;銷售電價偏于僵化,缺乏彈性,其分類不能充分反映用戶用電特性和供電成本,未能體現(xiàn)公平負(fù)擔(dān)的原則。

電力價格改革的未來方向應(yīng)該是對電力產(chǎn)業(yè)中的非自然壟斷環(huán)節(jié)(發(fā)電和售電環(huán)節(jié))充分引入競爭機制,而對電力產(chǎn)業(yè)中的自然壟斷環(huán)節(jié)(輸配電環(huán)節(jié))加強政府監(jiān)管,以充分挖掘市場調(diào)節(jié)和政府監(jiān)督的雙重調(diào)控能力。

第一,在非自然壟斷環(huán)節(jié)強化競爭機制,打破國有企業(yè)對電力市場的壟斷,鼓勵國內(nèi)私人資本和外資進(jìn)入發(fā)電和售電環(huán)節(jié),并對國有企業(yè)進(jìn)行進(jìn)一步的優(yōu)化組合,充分實現(xiàn)“廠網(wǎng)分開、主輔分離、輸配分開、競價上網(wǎng)”的改革任務(wù),對銷售電價逐步實行與上網(wǎng)電價聯(lián)動的機制,加強需求側(cè)管理,推廣分時電價,以價格為工具限制高耗能產(chǎn)業(yè)用電,促進(jìn)電力的合理使用與分配。

第二,在自然壟斷環(huán)節(jié)強化政府監(jiān)管,建立職能完備的電力價格監(jiān)管機構(gòu),健全輸配電環(huán)節(jié)的價格監(jiān)控體系。在充分發(fā)揮輸配電環(huán)節(jié)規(guī)模經(jīng)濟(jì)的前提下,一方面充分體現(xiàn)電網(wǎng)企業(yè)的價值,保持電網(wǎng)企業(yè)合理的利潤空間,減少電力供給端和需求端的波動對電網(wǎng)企業(yè)的影響;另一方面,減少電力價格的波動。政府價格主管部門每年應(yīng)對輸配電價進(jìn)行定期監(jiān)測,如果年度間成本水平變化不大,應(yīng)減少輸配電價波動的幅度和頻率。

第三,建立電力價格補償機制。對于風(fēng)能、太陽能等可再生能源的發(fā)電,可以采用定額補貼與超額拍賣的方式,按照有利于促進(jìn)可再生能源開發(fā)利用和經(jīng)濟(jì)合理的原則確定價格,由政府對可再生能源發(fā)電與常規(guī)能源發(fā)電的價格差額進(jìn)行定額補貼,而對于超額部分可采用市場競爭的方式進(jìn)行消化。

電力是重要的基礎(chǔ)性民生資源,人民群眾對電價改革也不斷提出新的要求和希望。深化電力價格體制改革,不僅是建立資源節(jié)約型、環(huán)境友好型社會的必然要求[9],也是一項重要的民生和發(fā)展工程。

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