我国电价改革四十年评述

来源:新能源李歌 作者:张粒子 发布时间:2019-05-29 01:07 阅读数:2878

        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,

为了鼓励集资办电、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公司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。

3、上网电价市场化与标杆化探索

我国从1998年开始,在上海、浙江、山东、辽宁、吉林和黑龙江6省(市)进行“厂网分开、竞价上网”的市场化改革试点工作,探索打破垂直一体化垄断的可能途径。但由于国家电力公司仍然拥有和控制大量的国有电厂和输配电网,发、输、配一体的格局没有打破。一部分发电企业虽然成立了独立法人实体,但电厂的运行管理和经营管理仍由电力公司代管,名义上是“两家”而实际上仍然是“一家",市场化交易电量和电价实行内部结算,并没有实现真正意义上的上网电价市场化。

2002年开始,电力体制改革步入实质性操作阶段。2002年3月,国务院正式批准了以“厂网分开、竞价上网,打破垄断,引入竞争”为宗旨的《电力体制改革方案》(国发[2002]5号)。当时方案提出的改革目标包括实施厂网分开,重组发电和电网企业;实行竞价上网,建立电力市场运行规则和政府监管体系,初步建立竞争、开放的区域电力市场,实行新的电价机制;制定发电排放的环保折价标准,形成激励清洁电源发展的新机制;开展发电企业向大用户直接供电的试点工作,改变电网企业独家购买电力的格局;继续推进农村电力管理体制的改革。

厂网分开后,建设竞争性电力市场的改革正式展开。为适应厂网分离后的价格管理,国家有关部门发布了临时上网电价办法。这个办法的内容包括:从原国家电力公司系统分离、没有上网电价的发电企业,执行政府价格主管部门按补偿成本原则核定的临时上网电价;电网公司保留的电厂中,己核定上网电价的,继续执行政府价格主管部门制定的上网电价,未核定上网电价的电厂,电网企业独资建设的,按补偿成本原则核定临时上网电价;独立发电企业的上网电价,由政府价格主管部门根据发电项目经营寿命周期,按照合理成本、合理收益的原则核定;同时期建设的同类型发电机组上网电价应实行同一价格水平;超发电量上网电价、自备电厂上网电价由政府价格主管部门按兼顾供需双方利益的原则核定;在保持总水平基本稳定的前提下,上网电价实行峰谷分时制度,在水电丰富的地区,具备条件的,可实行丰枯季节电价;燃料、运输价格涨落幅度较大时,上网电价应与燃运价格联动。

2003年7月9日, 国务院办公厅下发《关于印发电价改革方案的通知》(国办发[2003]62号),提出在全面引入竞争机制前的过渡时期,上网电价主要实行两部制电价,其中容量电价由政府制定,电量电价由市场竞争形成;各地也可以根据实际采取部分电量竞价等其他过渡方式.

2004年5月24日,原电监会印发《东北区域电力市场实施方案》(电监供电[2004]18号),决定在东北区域电力市场实施两部制上网电价改革试点,其中容量电价由政府价格主管部门制定和调整,电量电价由市场竞争形成。非竞价机组仍实行政府定价,上网电价由政府价格主管部门按全国统一政策制定和调整。但东北区域电力市场由于种种原因,在试运行一年后停摆。

在向由市场决定上网电价的过渡阶段,我国对仍处于政府管制下的发电上网电价开始实施标杆化管理。2004年6月8日,发改委公布了《关于疏导华北、南方、华中、华东、东北、西北电价矛盾有关问题的通知》(发改价格[2004]1036、1037、1038、1039、1124、1125 号),对由政府定价的火电机组开始实施标杆上网电价。

2005年4月5号,国家发展改革委出台的《上网电价管理暂行办法》正式明确了标杆上网电价机制。指出,对于发电企业的上网电价,在竞价上网前,将由政府价格主管部门按照合理补偿成本、合理确定收益和依法计入税金的原则核定,或通过政府招标确定。政府价格主管部门制定的上网电价,同一地区新建设的同类型发电机组将实行同一价格,并事先向社会公布;原来已经定价的发电企业上网电价也将逐步统一。同时,上网电价将与燃料价格实行联动。同时,针对电价市场化改革,《上网电价管理暂行办法》指出:竞价上网后,上网电价将实行两部制电价,其中,容量电价由政府制定,电量电价由市场竞争形成。各区域电力市场可以实行全部电量集中竞价上网,也可以同时允许大用户和独立核算的配电公司与发电公司进行双边交易。

为建立上网电价与燃料价格联动机制,2004年12月25日,发改委发布了《关于建立煤电价格联动机制的意见》(发改价格[2004]2909号),提出了加强电煤价格监测工作、稳妥实施煤电价格联动、适当调控电煤价格和加强对电煤价格的监督检查的工作目标。文件要求建立煤炭价格与电力价格的传导机制,并提出了煤电价格联动计算方法。以电煤综合出矿价格(车板价)为基础,实行煤电价格联动。为促进电力企业降低成本、提高效率,电力企业要消化30%的煤价上涨因素。燃煤电厂上网电价调整时,水电企业上网电价适当调整,其他发电企业上网电价不随煤价变化调整。2012年12月25日国务院发布国办发〔2012〕57号文件《国务院办公厅关于深化电煤市场化改革的指导意见》开启了电煤市场化改革,意见规定自2013年起,取消重点合同,取消电煤价格双轨制,发展改革委不再下达年度跨省区煤炭铁路运力配置意向框架。煤炭企业和电力企业自主衔接签订合同,自主协商确定价格。同时继续实施并不断完善煤电价格联动机制,当电煤价格波动幅度超过5%时,以年度为周期,相应调整上网电价,同时将电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%。

随着新能源发电产业的兴起与不断发展,与新能源发电有关的上网电价及相关分摊补偿政策开始逐步出台。2006年1月13日,发改委发布了《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》,明确了2006年及以后建设的可再生能源发电项目上网电价及费用分摊管理办法,同时也标志着我国上网标杆电价进入发展和逐步完善化阶段,即按电源类别分别定价阶段。

从总体来看,我国现阶段政府管制下的上网电价体系是以分电源类别的标杆电价为主导,具体而言:燃煤发电上网电价采用“分省标杆制+脱硫、脱销、除尘及超低排放环保加价”的机制;陆上风电和集中式光伏发电采用分资源区核定标杆电价并建立起随着技术进步上网电价逐步退坡的机制;分布式光伏采用当地燃煤发电标杆上网电价加全国统一的全电量度电补贴;海上风电分潮间带风电和近海风电两种类型分别核定标杆上网电价;可再生能源发电上网电价高出当地燃煤发电上网电价的部分在全国统一分摊;核电上网电价采用全国统一标杆机制;省内水电上网电价实行标杆电价制度,水电比重较大的省(如四川和云南),实行丰枯分时电价或者分类标杆电价,跨省跨区域送电的水电上网电价由受电省(市)上网电价倒推机制改进为供需双方协商确定。天然气发电根据其在电力系统中的作用及投产时间,实行差别化的上网电价机制;抽水蓄能电站也由租赁制租赁制、两部制和单一制等多种电价形式并存,规范为以政府制定两部制上网电价及抽水电价为基础的新机制。标杆电价机制的建立较好的解决了过往政府管制上网电价采用的“个别成本定价”无法有效约束成本的弊端,在建立竞争性批发市场的过渡阶段,对于引导发电企业节约成本,提高效率,优化发电资源配置,促进发电节能技术进步均起到了积极的作用。

区域电力市场建设停滞后,我国开始探索通过大用户与发电企业直接交易实现电力市场化。2009年,国家发展改革委、原国家电监会和国家能源局联合下发《关于辽宁抚顺铝厂与发电企业开展电力直接交易试点有关事项的批复》(发改价格[2009]2550号),批复辽宁抚顺铝厂与华能伊敏电厂开展直接交易试行方案,标志着电力用户与发电企业直接交易试点正式启动,直接交易电量对应的发电厂上网电价和用户用电价格不执行当地标杆上网电价和目录电价。同年,原国家电监会颁布《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》(电监市场〔2009〕20号),进一步规范和推进电力用户与发电企业直接交易试点工作,指出“建立规范透明的市场交易机制,自主协商交易电量、确定交易价格,签订1年及以上的直接交易合同”。随后,我国多省(市、区)陆续探索建立由发用双方自主协商交易电量和电价的新机制。

2012年,原国家电监会印发《跨省跨区电能交易基本规则(试行)》(国家电力监管委员会 [2012]151号),指出“跨省跨区电能交易坚持以市场为导向”,“除国家明确的年度跨省跨区电量交易以外,跨省跨区电能交易原则上均应采取市场化的交易方式”,交易方式包括集中撮合和双边协商,“逐步探索形成市场化的价费形成机制”。

4、深化上网电价市场化改革

2015年,中共中央国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号),提出“分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成”,“参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定”,拉开了新一轮竞争性批发市场的建设。

同年,国家发展改革委下发《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》(发改价格[2015]962号),强调“跨省跨区送电由送电、受电市场主体双方在自愿平等基础上,在贯彻落实国家能源战略的前提下,按照“风险共担、利益共享”原则协商或通过市场化交易方式确定送受电量、价格,并建立相应的价格调整机制”,“国家鼓励通过招标等竞争方式确定新建跨省跨区送电项目业主和电价;鼓励送受电双方建立长期、稳定的电量交易和价格调整机制,并以中长期合同形式予以明确”,我国跨省跨区电能交易价格逐步向市场化过渡。

2016年,国家发展改革委、国家能源局印发《电力中长期交易基本规则(暂行)》指出,电力中长期交易的成交价格由市场主体通过自主协商等市场化方式形成,第三方不得干预;计划电量应随着政府定价的放开采取市场化定价方式。同时明确,双边交易价格按照双方合同约定执行;集中竞价交易按照统一出清价格或根据双方申报价格确定;挂牌交易价格以挂牌价格结算。我国的上网电价形成机制向着市场化的方式又迈进坚实的一步。

 

二、输配电价

1、我国输配电价改革历程概述

我国的输配电价改革始于2002年。国务院发布的《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》(国发〔2002〕5号)提出在厂网分开后,建立合理的电价形成机制,将电价划分为上网电价、输电电价、配电电价和终端销售电价。随后,为落实《通知》的要求,2003年国务院办公厅发布《国务院办公厅关于印发电价改革方案的通知》(国办发〔2003〕62号),对输配电价改革的原则、管理方式、价格结构进行了初步明确。为进一步明确细化电价的形成机制和管理方式,2005年国家发展改革委发布《关于印发电价改革实施办法的通知》(发改价格[2005]514号),出台了3个配套文件,其中在《输配电价管理暂行办法》中,对输配电价体系、定价方法以及管理方式进行了规定。从结构上看,输配电价改革最初是按照我国输电网在投资运营管理体制和调度运行体制上分为的三级——国家、区域和省级,将输配电价结构也相应地分为三级:跨区输电价、(各区域内)跨省输电价和省级电网输配电价;其中,省级电网输配电价又分为外送电过网费、省内输配电价以及大用户直购电输配电价格三种形式。在此基础上,我国核定了跨省跨区专项输电工程的输电价格以及部分省份大用户直接交易的输电价格,但尚未形成规范的区域电网输电价格和独立的省级电网输配电价。

2014年末国家发展改革委印发《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知》(发改价格[2014]2379号)标志着我国新一轮输配电价改革启动。2015年《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)以及相关配套文件的正式发布,加速了我国的输配电价改革。同年,国家发展改革委开始省级电网输配电价改革, 2017年开始区域电网和跨省跨区专项工程输电价格改革,逐步建立了独立的省级电网和区域电网输配电价体系,规范了输配电价结构与定价方法,在引入增量配电网改革后,我国的输配电价结构也将逐步从原有的三级逐步过渡为跨区跨省专项工程输电价、区域电网输电价、省级电网输配电价和增量配电网及地方电网配电价格等四级。

新一轮电力体制改革推行的独立输配电价监管彻底颠覆了我国电网企业传统的经营方式和盈利模式,具有革命性的影响。电网企业开始从资产、投资、生产运行等诸多方面改进和优化内部管理,积极降本增效。

2、跨区跨省专项工程输电价格

《输配电价管理暂行办法》(发改价格[2005]514号)中规定,输电专项服务价格分为接入价、专用工程输电价和联网价三类。其中,专用工程输电价主要适用于电网经营企业利用专用工程以“点对网”、“网对网”形式提供电能输送服务时价格的核定。如锦界、府谷送出工程属于“点对网”专项输电工程,高肇、兴安直流和贵广一、二回输电工程则属于“网对网”专项输电工程。联网价适用于电网经营企业利用专用联网工程为电网之间提供联网服务时价格的核定。如实现华中-华北两大区域电网网间互联的辛洹线则属于联网工程。而接入价指电网经营企业为发电厂提供接入系统服务的价格,在我国尚未真正实施。

《输配电价管理暂行办法》规定,专用工程输电价实行两部制输电价,联网价依据联网工程运行情况选择实行单一制容量电价或两部制电价。实践中,除高岭、德宝直流和辛洹线等专项工程核定两部制输电价格外,我国跨省跨区专项输电工程多以经营期方法核定的单一制电量电价为主。其中电量输电价在电力交易时采用顺加的方法包含在落地电价中,由受电地区电力用户承担;容量电价则根据联网工程的受益情况由受益地区电力用户承担。

2017年12月29日,国家发展改革委印发《跨省跨区专项工程输电价格定价办法(试行)》(发改价格规[2017]2269号,以下简称为《办法》),对我国跨省跨区专项工程输电价格的计算方法、价格形式和调整机制等进一步进行了明确和规范。《办法》在输电价格的计算方法中提出,新投产跨省跨区专项工程输电价格按经营期电价法核定,建立定期评估调整机制等;在价格形式方面提出跨省跨区专项工程输电价格形式按功能确定,执行单一制电价。其中,以联网功能为主的专项工程按单一容量电价核定,由联网双方共同承担;以输电功能为主的专项工程按单一电量电价核定。

此后,国家发展改革委分别于2018年2月2日和8月25日分别发布了《关于调整宁东直流等专项工程2018—2019年输电价格的通知》(发改价格〔2018〕225号)和《关于核定部分跨省跨区专项工程输电价格有关问题的通知》(发改价格〔2018〕1227号),对西电东送输电价格及20余项跨省跨区专项工程输电价格进行了调整。

3、区域电网输电价格

从整体来看,我国目前已形成东北、西北、华北、华东、华中和南方电网等6大区域电网。在第一轮电改后,除南方电网“西电东送”专项输电工程采取“网对网”专项工程输电价格外,国家电网公司经营范围内的其他区域电网均不存在统一、规范的区域电网输电价格体系和定价机制,而是多以内部结算价格作为区域共用输电网络的输电价格,各区域电网的输电价格体系和定价机制存在着较大差异。

以华东和华中区域电网为例,在新一轮输配电价改革前,华东区域电网实行的输变电收费方法主要依据2011年国家发展改革委批复的《华东电网有限公司输变电费收取办法》,由固定输电费和电度输电费组成。其中,电度输变电费的收取项目、标准及方式执行《关于调整华东电网有限公司输变电度电价有关问题的批复》(发改办价格[2010]3199号)的规定,固定输变电费用的标准及收取方式由《华东电网有限公司输变电费收取办法》确定。固定输变电费又分为华东分部管理输变电资产的输变电费和代收代付输变电费两部分,对于华东分部管理输变电资产的输变电费,还根据输变电资产的服务对象,分为全网共享输变电资产、定向服务输变电资产和特别服务输变电资产三类,采取不同的定价方式进行定价。

2017年12月29日,国家发展改革委发布《区域电网输电价格定价办法(试行)》(发改价格规[2017]2269号),对区域共用输电网络的价格体系和定价方法进行了进一步完善,实现了区域电网输电定价体系与方法的科学化和规范化。明确了区域电网输电定价应遵循区分功能、尊重历史以及促进交易的原则。在价格形式方面,明确了区域电网输电价格原则上采用两部制电价。其中,电量电费反映区域电网提供输电服务的成本,容量电费反映区域电网为省级电网提供可靠供电、事故备用等安全服务的成本。电量电费随区域电网实际交易结算电量收取,由购电方承担。分摊给各省级电网的容量电费作为上级电网分摊费用通过省级电网输配电价回收,随各省级电网终端售电量(含市场化电量)收取。之后,2018年2月2日国家发展改革委正式发布《关于核定区域电网2018—2019年输电价格的通知》(发改价格[2018]224号),公布了新定价办法下的区域电网两部制电价。

4、省级电网输配电价格

2005年印发的《输配电价管理暂行办法》指出,“电价改革初期,共用网络输配电价由电网平均销售电价(不含代收的政府性基金)扣除平均购电价和输配电损耗后确定,逐步向成本加收益管理方式过渡。”依据该办法,同时为推进电力市场建设和大用户直购电试点工作,国家发展改革委先后于2006,2007年和2008年按照平均销售电价扣除平均购电价,即购销差价计算暂行的输配电价标准并予以公布。2009年,原国家电监会颁布《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》(电监市场〔2009〕20号),明确了我国现阶段大用户直购电的输配电定价原则:“近期,在独立的输配电价体系尚未建立的情况下,原则上按电网企业平均输配电价(不含趸售县)扣减电压等级差价后的标准执行,其中110千伏(66千伏)输配电价按照10%的比例扣减,220千伏(330千伏)按照20%的比例扣减。输配电价实行两部制。输配电价标准与损耗率由省级价格主管部门提出意见报国家发展改革委审批。”

2009年11月,经商国家电监会、国家能源局,国家发展改革委就福建、甘肃两省电力用户与发电企业直接交易试点输配电价有关问题作出批复。该批复原则上同意福建、甘肃两省上报的电力用户与发电企业直接交易试点输配电价标准。之后,国家发展改革委又批复浙江、江苏和重庆等多个省份电力用户与发电企业直接交易试点电网的输配电价。

2013年7月,国家能源局颁布《关于当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》(国家能源局综合司[2013]258号),其中对大用户与发电企业直接交易的输配电价,做出了进一步规定:“加快推进输配电价(含损耗率)测算核准工作。国家已核批输配电价的省份,按照核批的标准执行。未核批的省份,按照国务院规定的职责分工,依据国家发展改革委相关输配电价计算公式,抓紧测算后提出意见,按程序报批。”

 

2005年之后的一系列输配电价改革举措在一定程度上推进了电网企业成本信息公开,利于接受社会监督;也在一定程度上适应和满足了电力用户与发电企业直接交易试点的开展。但是,《输配电价管理暂行办法》设定的“成本加收益”的独立输配电价管理方式却迟迟未能实现。

2014年10月23日,国家发展改革委下发《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知》(发改价格([2014]2379号),标志着新一轮输配电价改革工作正式开始。该文件在新一轮输配电价改革各试点中首次明确了“准许成本加合理收益”的独立输配电价监管模式,提出以3年为周期进行电价监管,建立输配电价激励约束机制,同时设立平衡账户平抑电量波动对电网企业准许收入回收的影响等。

随着2015年《关于推进输配电价改革的实施意见》、2016年《关于全面推进输配电价改革试点有关事项的通知》(发改价格[2016]2018号)的发布,2015年上半年,云南、贵州、安徽、宁夏和湖北等五省入选第二批输配电价改革扩大试点省份,输配电价改革由点及面,范围逐渐扩大;2016年3月,北京、天津、冀南、冀北、山西、陕西、江西、湖南、四川、重庆、广东、广西等12个省级电网列入输配电价改革试点范围,为全面推开输配电价改革打好基础;同年9月,国家又将输配电价改革扩大到蒙东、吉林、黑龙江、上海、江苏、浙江、福建、山东、河南、海南、甘肃、青海、新疆等14个省级电网,实现了省级电网输配电价改革试点全覆盖。

 

从各省级电网输配电价改革试点的方案来看,各试点均以3年作为输配电价监管周期,采用“准许成本加合理收益”的方式核定监管周期内各年的输配电年准许收入,采用分电压等级传导的方式核定省级电网各电压等级大工业用户和一般工商业用户的输配电价。从价格形式来看,为与改革前的电价政策相衔接,一般工商业用户采取单一制电量电价,大工业用户采取“电量电价+基本电费”的两部制电价。

从价格水平来看,各省的输配电价差异较大,华东、华北、华中地区高于西北、东北地区,尤其是北京、上海等地的输配电价位于全国较高水平,而贵州、云南等地则处于全国较低水平。

5、现行增量配电网及地方电网输配电价格

在2015年发布的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)中,明确提出了“稳步推进售电侧改革,有序向社会资本放开售电业务”的改革重点任务。为此,国家发展改革委、国家能源局于2015年和2016年陆续发布《关于推进售电侧改革的实施意见》(发改经体[2015]2752号)与《有序放开配电网业务管理办法》(发改经体[2016]2120号),分别对售电侧改革的原则、工作目标、市场主体以及相关业务进行了明确,并对增量配电网的管理、运营主体的权利义务,以及在配电价格核定前的增量配网配电价格执行标准进行了明确,文件中明确规定:配电价格核定前,暂按售电公司或电力用户接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价扣减该配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价执行。

 

2017年11月30日,国家发展改革委正式发布《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》(发改价格规﹝2017﹞2269号),进一步明确了增量配电网的地位,电力用户用电价格的计算方法,以及灵活的配电价格定价机制和调整机制等。文件中明确了配电网区域内电力用户的用电价格,由上网电价或市场交易电价、上一级电网输配电价、配电网配电价格、政府性基金及附加组成。对于招标方式确定投资主体的配电网项目,采用招标定价法确定配电价格;对于非招标方式确定投资主体的配电网项目,可以选择准许收入法、最高限价法和标尺竞争法三种定价方法中的一种或几种方法确定配电价格等。

三、销售电价

2002年之前,我国各地销售电价主要是按照行业类别分电压等级定价,销售电价体系复杂、名目繁多、很不规范。2002年我国实施电价改革,国务院办公厅、国家发展改革委先后颁布了《关于印发电价改革方案的通知》(国办发[2003]62号)和《销售电价管理暂行办法》(发改价格[2005]514号),后者明确了我国销售电价的含义、总体实行方法和制定原则,对销售电价的构成及分类、计价方式、制定和调整以及销售电价管理分别进行了具体的说明。2002年之后,我国各省(市)结合当地的实际情况,按照《销售电价管理暂行办法》(发改价格[2005]514号)规定的原则和方法,分步骤地开展了销售电价改革。 

1、销售电价的构成

根据《销售电价管理暂行办法》(发改价格[2005]514号),销售电价是指电网经营企业对终端用户销售电能的价格。我国销售电价由购电成本、输配电损耗、输配电价及政府性基金四部分构成。购电成本指电网企业从发电企业(含电网企业所属电厂)或其他电网购入电能所支付的费用及依法缴纳的税金,包括所支付的容量电费、电度电费。输配电损耗指电网企业从发电企业(含电网企业所属电厂)或其他电网购入电能后,在输配电过程中发生的正常损耗。输配电价指按照《输配电价管理暂行办法》制定的输配电价。政府性基金指按照国家有关法律、行政法规规定或经国务院以及国务院授权部门批准,随售电量征收的基金及附加。

由于输配电价改革没有如期进行,在各省(市)尚未核定独立的输配电价前,实际核定销售电价的成本是由购电成本、输配电损耗、输配电网企业投资和运营成本及政府性基金四部分构成。

2、销售电价改革

2002年以前,我国销售电价分类包括居民生活电价、非居民照明电价、大工业电价、商业电价、非工业和普通工业电价、农业生产电价、贫困县农业排灌电价以及趸售电价及其它等八类,每类用户按电压等级定价。2005年发布的《销售电价管理暂行办法》(发改价格[2005]514号,以下简称《暂行办法》)中明确:销售电价分类改革的目标是分为居民生活用电、农业生产用电、工商业及其它用电价格三类,并指出“销售电价分类根据用户承受能力逐步调整”。十余年来,各省市在该暂行办法指导下,分步骤地将本地区的销售电价目录向居民生活用电、农业生产用电、工商业及其它用电价格等三类过渡,多数省份已经归并为四至五大类。

2013年,国家发展改革委下发《关于调整销售电价分类结构有关问题的通知》(发改价格[2013]973号),进一步强调要“将销售电价由现行主要依据行业、用途分类,逐步调整为以用电负荷特性为主分类,逐步建立结构清晰、比价合理、繁简适当的销售电价分类结构体系”,这将是我国未来销售电价改革的方向之一。

我国现行销售电价除按用户类别划分外,每一类用户销售电价又按电压等级不同分档定价,总体上可分为不满1 kV、1~10 kV、35 kV、110 kV和220 kV及以上5档。同一用户类别中电压等级越高,销售电价越低。

在电价制度上,《暂行办法》规定“居民生活、农业生产用电,实行单一制电度电价。工商业及其它用户中受电变压器容量在100千伏安或用电设备装接容量100千瓦及以上的用户,实行两部制电价。受电变压器容量或用电设备装接容量小于100千伏安的实行单一电度电价,条件具备的也可实行两部制电价”,“基本电价按变压器容量或按最大需量计费,由用户选择,但在一年之内保持不变”。由于各地实际情况差异较大,2013年《关于调整销售电价分类结构有关问题的通知》(发改价格[2013]973号)中,对两部制实施范围作出一定调整,指出“一般工商业及其它用电中,受电变压器容量(含不通过变压器接用的高压电动机容量)在315千伏安(千瓦)及以上的,可先行与大工业用电实行同价并执行两部制电价。具备条件的地区,可扩大到100千伏安(千瓦)以上用电。”2016年,为适应我国经济结构调整带来的企业结构调整,国家发展改革委下发《关于完善两部制电价用户基本电价执行方式的通知》(发改价格[2016]1583号),放宽基本电价计费方式变更周期限制,“基本电价计费方式变更周期从现行按年调整为按季变更”;放宽减容(暂停)期限限制,电力用户可根据用电需求变化情况,向电网企业申请减容、暂停、减容恢复、暂停恢复用电。我国电价政策主动适应社会经济改革,服务于实体经济发展。进一步优化两部制电价结构,合理设定基本电费和电度电费占比将是未来我国销售电价改革的主要内容之一。

《暂行办法》明确“销售电价实行峰谷、丰枯和季节电价,具体时段划分及差价依照所在电网的市场供需情况和负荷特性确定”。目前我国绝大部分省份均已对工商业大用户实行峰谷分时电价。2013年,国家发展改革委下发《关于完善居民阶梯电价制度的通知》(发改价格[2013]2523号),要求全面推行居民用电峰谷分时电价政策,我国各省(市区)开始陆续对居民用户实施峰谷分时销售电价政策。2018年,国家发展改革委印发《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》(发改价格规[2018]943号),再次强调“完善峰谷电价形成机制”,“推行居民峰谷电价”。峰谷分时电价政策运用价格信号鼓励电力用户参与削峰填谷,优化用能结构,对提高电力系统运行效率,降低用电成本起到了重要的作用。

 

2011年国家发展改革委印发《关于居民生活用电试行阶梯电价的指导意见的通知》(发改价格[2011]2617号),开始将城乡居民每月用电量按照满足基本用电需求、正常合理用电需求和较高生活质量用电需求划分为三档,电价实行分档递增的阶梯电价政策。《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》(发改价格规[2018]943号)中重申要“完善居民阶梯电价制度”。阶梯电价政策实施至今,对我国逐步减少电价交叉补贴,理顺电价关系,引导居民合理、节约用电,促进资源节约型和环境友好型社会建设起到了积极作用。

长久以来,我国销售电价均由中央政府定价。2015年,中共中央国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号),指出要:分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成。未来我国销售电价形成机制也将向着市场决定价格的方向发展。

3、销售电价附加的分析

我国销售电价附加名目繁多,主要包括:国家重大水利工程建设基金、农网还贷资金、城市公用事业附加费、大中型水库移民后期扶持资金、地方水库移民后期扶持资金以及可再生能源电价附加等六个项目。

国家重大水利工程建设基金

前身为三峡工程建设基金,1992年12月20日财政部、国家计委、能源部、国家物价局以〔1992〕财工字576号文下发《关于筹集三峡工程建设基金的紧急通知》。通知规定,全国用电加价0.3分钱/千瓦时,与葛洲坝电厂上交的利润一并作为三峡工程建设基金,专项用于三峡工程建设。从1996年2月1日起,在三峡工程直接受益地区和经济发达地区的十六个省、直辖市每千瓦时提高到0.7分钱。

2009年财政部国家发展改革委水利部关于印发《国家重大水利工程建设基金征收使用管理暂行办法》的通知中规定:重大水利基金利用三峡工程建设基金停征后的电价空间设立。从2010年1月1日起开始征收,至2019年12月31日止。主要用途:支持南水北调工程建设、解决三峡工程后续问题以及加强中西部地区重大水利工程建设。2017年,财政部下发《关于降低国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准的通知》(财税〔2017〕51号),将国家重大水利工程建设基金的征收标准统一降低25%;2018年,财政部下发《关于降低部分政府性基金征收标准的通知》(财税〔2018〕39号),在2017年已经降低25%的基础上,将国家重大水利工程建设基金征收标准再次降低25%。

农网还贷基金

农网还贷资金是对农网改造贷款“一省多贷”的省、自治区、直辖市(指该省市区的农网改造工程贷款由多个电力企业承贷)电力用户征收的政府性基金,专项用于农村电网改造贷款还本付息。按照当时的规定,共有山西、吉林、湖南、湖北、广东、广西、四川、重庆、云南、陕西省10个“一省多贷”的省份征收农网还贷基金附加,征收标准为按社会用电量每度电2分钱。其余的“一省一贷”的情况,省电力公司为单一的贷款和投资主体,其投资费用直接从销售电价中回收。

 

可再生能源电价附加

可再生能源电价附加是为扶持可再生能源发展而在全国销售电量上均摊的加价,是可再生能源发展基金的一部分,可再生能源发展基金包括国家财政公共预算安排的专项资金和依法向电力用户征收的可再生能源电价附加收入等。

可再生能源电价附加标准、收取范围由国务院价格主管部门统一核定,并根据可再生能源发展的实际情况适时进行调整。省级电网企业将收取的可再生能源电价附加计入本企业收入,首先用于支付本省(区、市)可再生能源电价补贴,差额部分进行配额交易、全国平衡。

可再生能源电价附加在除西藏自治区以外的全国范围内,对各省、自治区、直辖市扣除农业生产用电(含农业排灌用电)后的销售电量征收。可再生能源电价附加征收标准在2007年开始征收时为0.8分/千瓦时,2013年9月25日将向除居民生活和农业生产以外的其他用电征收的可再生能源电价附加标准提高至1.5分/千瓦时。2015年,居民生活和农业生产以外其他用电征收的可再生能源电价附加征收标准再次提高,至每千瓦时1.9分钱

城市公用事业附加费

最早可以追溯到1964年的相关规定,其中工业用电、工业用水附加,原则上全国各城市都可以开征。城市公用事业电力附加费用以支持城市公共照明建设、维修和日常维护,具体包括:市政路灯电费,运行维护人员成本,路灯维修、更新、改造成本等。

 

城市公用事业电力附加费最初是在电价外进行征收,1998年国家发展改革委将各地在电价外征收的城市公用事业附加费并入了电价,并明确未开征的地区一律不得开征(甘肃(2003)、江西(2012)等地区向发改委提交的开征申请被驳回。)公用事业附加由各个地区的政府制定,执行水平和范围也都不尽相同,附加费缴入省非税收入汇缴结算户。2017年财政部下发《关于取消、调整部分政府性基金有关政策的通知》(财税[2017]18号),取消了城市公用事业附加费的征收。

大中型水利移民后期扶持资金

大中型水库移民后期扶持基金,是国家为扶持大中型水库农村移民解决生产生活问题而设立的政府性基金,对符合扶持范围的移民每人每年补助600元,连续扶持二十年。除了财政预算安排的大中型水库移民后期扶持专项资金,和经营性大中型水库应承担的移民后期扶持资金两种筹措来源之外,征收大中型水利移民后期扶持资金电费附加,对省级电网企业在本省(区、市)区域内扣除农业生产用电后的全部销售电量加价征收。按月上缴中央国库。中央财政接电网企业代征额的2‰付给其代征手续费。代征手续费在该项基金的预算支出安排。2017年,财政部下发《关于降低国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准的通知》(财税〔2017〕51号),将大中型水库移民后期扶持基金的征收标准统一降低25%。

地方水库移民后期扶持资金

地方水库移民后期扶持资金与大中型水库移民后期扶持基金类似,只不过执行的水平和范围由各个政府自己决定。

通过分析,可将我国销售电价中的六项附加分为以下三类。第一类,包括农网还贷资金、可再生能源电价附加两项,这类电价附加在目前条件下应该继续征收,并适时根据我国电力市场建设逐步进行改革、直至取消的项目。第二类,包括城市公用事业附加费,这类电价附加显得很有必要,同时也能够解决现实问题,但是电价附加不应该是解决问题资金的筹措形式,需通过其他途径。第三类,包括国家重大水利工程建设基金、大中型水库移民后期扶持资金、地方水库移民后期扶持资金,这类电价附加在一定程度上是我国国有企业政企分离不够彻底的产物,应当取消这类电价附加的征收,结束相关企业将建设、经营成本通过所谓“基金”的形式向广大电力消费者进行转移。

四、结束语

电价体系改革目的主要在三方面,一是发电和售电价格向市场化过渡;二是提高自然垄断环节生产效率,降低运行成本;三是市场化价格机制和价格政策协同促进电力工业清洁低碳、安全可靠、高效经济发展。

我国输配电价改革已经迈出了第一步,建立了独立的输配电价体系,下一步不仅要完善输配电成本监审办法以促进电网企业降本增效,而且还应该完善输配电价结构以促进电力市场的公平竞争、提高市场效率。

 

目前虽然开展了多种电力交易,实现了部分电量的上网电价市场化,但由于电力交易没有实现分时的市场化定价,尚不能有效地发挥促进电力工业清洁低碳、高效经济发展的作用。因此,应加紧分时定价的市场机制建设,以借助市场机制促进清洁、低碳能源消纳和发展,同时提高电力和能源行业的效率。

 

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