中國電力價格改革的回顧與反思

從榮剛

摘要:電力行業的改革,尤其是電力價格的改革,對經濟、社會和人民生活具有廣泛而深遠的影響。在對我國電價的組成結構和價格水平進行分析的基礎上,回顧了改革開放30余年來電力價格改革的思路及其對經濟社會發展和人民生活帶來的影響,總結了電力價格改革中的經驗和教訓,旨在對我國未來電力價格及相關行業的改革提供參考。

關鍵詞:電力價格;上網電價;輸配電價;銷售電價;電價政策

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

一、引 言

作為關系到國計民生的重要基礎性行業和公用事業,電力行業對于中國經濟社會的發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《中國電力報》公布的數據,2010年中國全社會用電量為4.2萬億千瓦時。國家電監會初步統計顯示,2011年中國電力消費達到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步推進,經歷了從投資體制改革到管理體制改革的發展過程,而電力價格一直就是其中一個不能繞過的關鍵點[2]。因此,回顧改革開放30多年以來電價改革的歷史進程,總結其中的經驗和教訓,對于建設資源節約型和環境友好型的和諧社會,具有重要的現實意義。

二、電力價格的組成結構及水平現狀

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

上網電價是指電網購買發電企業的電力和電量,在發電企業接入主網架那一點的計量價格。上網電價當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備折舊等“固定成本”的回收;電量電價主要是電廠發電所需煤等“變量成本”的回收和所需要賺取的“利潤”。

輸配電價是電網經營企業提供接入系統、聯網電能輸送和銷售服務的價格總稱。輸配電價由政府監管,統一定價。

銷售電價是電網企業向電力用戶或者獨立核算的下級電網企業銷售電能的價格。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成。

根據國家電監會2011年9月的報告,2010年發電企業(與省級及以上電網企業結算)平均上網電價為384.56元/千千瓦時,比2009年增長0.67%。從區域看,華東區域平均上網電價最高,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,水電機組平均上網電價較低,為291.20元/千千瓦時。

由于輸配環節尚未獨立定價,省級電網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,電網企業平均輸配電價(含線損,下同)為187.33元/千千瓦時,比2009年

增長24.42%。從區域上看,東北區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,電網企業平均銷售電價為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,商業電價最高,為812.24元/千千瓦時,以下依次為非工業、普通工業用電771.14元/千千瓦時、非居民照明用電743.25元/千千瓦時、大工業用電617.72元/千千瓦時、居民生活用電475.04元/千千瓦時、農業生產用電436.39元/千千瓦時、躉售用電436.13元/千千瓦時,貧困縣農村用電電價最低,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年波瀾壯闊的發展與改革,電價改革也走過了34年不平凡的進程。按我國電力市場改革的階段性特點[4],結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:定價權限高度集中,電價體系長期統一,電價水平相對穩定。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《電熱價格》,統一規定全部用戶電價分為照明電價、非工業和普通工業電價、大工業電價、農業生產電價、躉售電價和互供電價,其中大工業電價實行兩部制電價和功率因素調整電費,其他用電實行單一制電價。

然而,自1979年對生產資料價格實行雙軌制以后,這種目錄電價政策已經不能適應當時經濟發展的需要。于是,國家開始對原來電價體系中存在的問題進行局部調整。但是這一階段的電價調整并沒有“大動干戈”,主要是通過結構性電價調整,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用電的一些電價優惠,扭轉了新中國成立以來關內地區電價只降不升的局面;調整了東北地區的用電價格,使其與華北地區電價水平拉齊;對1976年制定的《力率調整電費方法》進行了修改,頒布了《功率因數調整電費方法》,明確了功率因素的考核標準,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在相對較低的電價水平,使電力投資水平無法適應經濟社會發展的要求。1978年,全國發電裝機容量僅為5,712萬千瓦,而全國電力缺口達到1,000萬千瓦。居民生活和企業生產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,有力地緩解了當時電力短缺狀況。為了調動社會各方面投資辦電的積極性,1985年國務院批轉了國家經委、國家計委、水利電力部、國家物價局等部門《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電價和銷售電價,還貸期后隨著成本減低相應降低電價。 還本付息電價是這一階段多種電價政策的最主要表現形式,與此同時,國家還出臺了《燃運加價政策》、《電力建設基金政策》等電價相關政策。 這一階段的電價政策調整主要目的是為了緩和電力供需矛盾。然而由于缺乏統一的電價管理方法,造成了各電網內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。根據國家統計年鑒,1995年全國電力消費量達到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,標志著電價管理進入法制化軌道,第一次為電價管理提供了法律依據。在這一階段,還本付息電價被改為了經營期電價。經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,改為按項目經營期定價,將按項目個別成本定價改為按社會平均現金成本定價,同時明確了投資收益率水平。實行經營期電價政策后,新建項目的上網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定,為保持我國經濟的競爭力提供了保障。同時國家加強了對電價的規范管理,實行了以省級電網為單位的統一銷售電價,建立了較為規范的電價管理體系。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;二是推行了統一銷售電價,規范了電價管理體系;三是推進城鄉用電同價切實減輕了農民負擔;四是運用價格杠桿調節電力供求。

1999年,為加快電力市場化改革的步伐,根據電力工業的實際情況,國家先后在浙江、山東、上海“兩省一市”和東北三省進行“廠網分開,競價上網”的競價上網政策試點。基本的做法是:將上網電量分為兩部分,一部分(約占總上網電量的10%~15%)實行競價上網;另一部分仍執行政府定價。競價上網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,我國發電裝機容量和發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,電力供應整體仍偏緊張。從1998年開始,國內社會資金出現較大緩和,基本能夠滿足電力投資需求,當年我國首次實現電力供需平衡。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建設

2002年國家計委組成電價改革研究小組,在對國內競價上網試點地區進行調研和對英國、北歐電力市場進行考察的基礎上,形成了新一輪的電價改革方案。2002年12月提交國務院電力體制改革工作小組討論并獲通過。2003年7月,國務院辦公廳發布了《關于印發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、原則和主要改革措施。據此,2004年國家發改委會同有關部門制定并頒發了《上網電價管理暫行辦法》、《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,對推進電力價格改革、規劃電價管理產生了積極作用和深遠影響。

為推進電價按平均成本定價,事先給投資者以明確的價格信號。2004年國家在經營期電價的基礎上,實行“標桿電價政策”,即按價區分別確定了各地的水火電統一的上網電價水平,并事先向社會公布,新建發電項目實行按區域或省平均成本統一定價。“標桿電價政策”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,開始按照區域社會平均成本實行統一定價,不再實行一機一價。

2004年5月,國家在東北地區實行區域電力市場化改革并模擬運行,上網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,就電力競價上網進行試運行。

“競價上網政策”的出臺,是電力價格市場化改革的有益嘗試,改變了以往傳統的計劃電價和電量的銷售模式,電廠可以跨省直接向電網公司報出每臺機組的發電量和發電價格,但也面臨不中標的可能性。為理順煤電價格關系,促進煤炭、電力行業全面、協調和可持續發展,2004年12月,經國務院批準,國家發改委會同國家電監會

印發了《關于建立煤電價格聯動機制的意見》,提出以電煤綜合出礦價格為基礎,實行“煤電價格聯動政策”。原則上以不少于6個月為一個煤電價格聯動周期,若周期內平均煤價比前一周期變化幅度達到或超過5%,在電力企業消化30%的煤價上漲因素的基礎上,相應調整電價。上網電價調整后,按照電網經營企業輸配電價保持相對穩定的原則,相應調整電網企業對用戶的銷售電價。

此外,近年來,隨著節能減排壓力的加大,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“低小火電機組上網電價政策”、“峰谷電價政策”、“遞進式電價政策”等一系列有利于節能環保的電價政策,在實現SO2減排目標,遏制高耗能行業盲目發展,促進結構調整和產業升級,促進可再生能源的發展,鼓勵和引導居民合理節約用電等方面,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,我國經濟又快速復蘇,電力消費增長速度大幅度提高,全國當年再次出現缺電局面,有12個省市出現拉閘限電。然而2003年以來,由于電價的市場化進程逐漸加快,電力建設的步伐也進一步加快,供應能力大大提高。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、地區性缺電局面,如每到冬季,煤炭和電力供應就出現緊張狀況。

四、電價改革的反思

電價改革30多年來,在優化能源資源配置,調節市場供求關系,促進電力工業可持續發展等方面取得了顯著的成績,已經初步建立起市場競爭和政府監管相結合的電力價格體系[8]。但是也存在一些問題,例如在上網環節政府定價仍然占據主導地位,市場配置資源的基礎性作用未能得到充分發揮;煤電價格聯動尚未得到有效實施,不利于保障電力安全供應;電網主輔分離、輸配分開改革進展遲緩,有效的電網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,未能體現公平負擔的原則。

電力價格改革的未來方向應該是對電力產業中的非自然壟斷環節(發電和售電環節)充分引入競爭機制,而對電力產業中的自然壟斷環節(輸配電環節)加強政府監管,以充分挖掘市場調節和政府監督的雙重調控能力。

第一,在非自然壟斷環節強化競爭機制,打破國有企業對電力市場的壟斷,鼓勵國內私人資本和外資進入發電和售電環節,并對國有企業進行進一步的優化組合,充分實現“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”的改革任務,對銷售電價逐步實行與上網電價聯動的機制,加強需求側管理,推廣分時電價,以價格為工具限制高耗能產業用電,促進電力的合理使用與分配。

第二,在自然壟斷環節強化政府監管,建立職能完備的電力價格監管機構,健全輸配電環節的價格監控體系。在充分發揮輸配電環節規模經濟的前提下,一方面充分體現電網企業的價值,保持電網企業合理的利潤空間,減少電力供給端和需求端的波動對電網企業的影響;另一方面,減少電力價格的波動。政府價格主管部門每年應對輸配電價進行定期監測,如果年度間成本水平變化不大,應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。對于風能、太陽能等可再生能源的發電,可以采用定額補貼與超額拍賣的方式,按照有利于促進可再生能源開發利用和經濟合理的原則確定價格,由政府對可再生能源發電與常規能源發電的價格差額進行定額補貼,而對于超額部分可采用市場競爭的方式進行消化。

電力是重要的基礎性民生資源,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,不僅是建立資源節約型、環境友好型社會的必然要求[9],也是一項重要的民生和發展工程。

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