導語：發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電價論文一文來源于網(wǎng)友上傳，不代表本站觀點，若需要原創(chuàng)文章可咨詢客服老師，歡迎參考。

【摘要】價格改革是電力市場化改革的核心。伴隨電力工業(yè)體制改革和電力市場的發(fā)展，現(xiàn)行電價政策、制定電價的方法等已越來越不適應(yīng)新形勢的要求，暴露出了諸多弊端，在一定程度上已阻礙了電力工業(yè)的健康發(fā)展。本文主要探討上網(wǎng)電價改革的不足和建議，僅供參考。

【關(guān)鍵詞】上網(wǎng)電價；廠網(wǎng)分離；煤電聯(lián)動；聯(lián)系

一、廠網(wǎng)分離時的上網(wǎng)電價遺留問題

（一）多種上網(wǎng)電價并存，使電力生產(chǎn)企業(yè)失去了公平競爭的基礎(chǔ)

在國家發(fā)改委印發(fā)的《電力廠網(wǎng)價格分離實施辦法》（發(fā)改價格[2003]352號）中，電價改革方案對離網(wǎng)電廠是按成本費用、零利潤設(shè)計的，其核定的發(fā)電設(shè)備利用小時普遍較高，當時出于較快地進入市場競爭和便于操作考慮，而現(xiàn)在看，大部分地區(qū)建立電力市場還需要一段時間，而零利潤是不可能長期維持的。因此，顯然不應(yīng)讓離網(wǎng)電廠“臨時價格”長期化。2002年12月國家電力公司被拆分為兩大電網(wǎng)公司以及五大發(fā)電集團。同時電網(wǎng)內(nèi)保留了用于支持電網(wǎng)企業(yè)主輔分離改革的預留920萬千瓦發(fā)電權(quán)益資產(chǎn)和用于補充電網(wǎng)建設(shè)資本金的預留647萬千瓦發(fā)電權(quán)益資產(chǎn)。由于“920”、“647”發(fā)電資產(chǎn)的特殊性，其上網(wǎng)電價更是普遍偏低，即使經(jīng)過兩次煤電聯(lián)動亦是如此。同一電網(wǎng)內(nèi)多種電價并存且差距巨大，則不僅增加了國家電價管理的難度，而且使電力生產(chǎn)企業(yè)失去了公平競爭的基礎(chǔ)，妨礙了“廠網(wǎng)分開、競價上網(wǎng)”的開展，增加了深化電力體制改革的復雜性。

（二）零利潤原則使現(xiàn)行上網(wǎng)電價無法合理反映發(fā)電企業(yè)的成本支出，使價格與成本倒掛

《電力法》中有關(guān)電價最簡單的內(nèi)容就是補償成本，但是現(xiàn)在的電價根本不能補償成本。原因主要表現(xiàn)在：煤電“不”聯(lián)動、煤價居高難下、環(huán)保技改支出增加、發(fā)電設(shè)備利用小時下降、利率趨升等。

1.合同煤價格漲幅超過預期，成本大幅提升繼續(xù)壓縮火電企業(yè)利潤。造成火電企業(yè)虧損的主要原因是燃料成本大幅度上升，由于CPI漲幅較大，2007年在達到煤電聯(lián)動條件的情況下未提高電價。2007年全國電煤供應(yīng)緊張，受國有大礦煤炭生產(chǎn)能力和鐵路運力等因素影響，計劃內(nèi)煤炭到貨率和兌現(xiàn)率均有所降低。為保證安全生產(chǎn)和電力供應(yīng)，許多火電廠被迫從小礦大量采購計劃外高價煤炭，使得燃料成本大幅上升。另外，煤炭不僅緊缺，而且煤質(zhì)還在持續(xù)下滑，這樣不僅增加了原煤的消耗量，還導致了標煤單價和燃料成本上升。同時，對鍋爐設(shè)備的安全穩(wěn)定運行也造成了嚴重影響，無形中還增加了運行成本。2008年重點煤價格每噸上漲30至40元，漲幅在10%-15%之間，個別地區(qū)合同煤價格漲幅高達18%以上。由于受雪災(zāi)影響，2月下旬，秦皇島發(fā)熱量5500大卡/千克以上山西混優(yōu)平倉價達到600-610元/噸，5000大卡/千克以上山西大混平倉價達到545-550元/噸，價格分別比2007年12月下旬上漲20%以上；華東沿江電廠2月下旬的動力煤到場接收價比2007年12月下旬上漲15%以上。

2.環(huán)保、水資源費等各項收費標準呈上升趨勢，發(fā)電成本支出不斷增加，對電廠生產(chǎn)經(jīng)營帶來巨大壓力。隨著國家節(jié)能降耗、節(jié)能減排等政策的實施，國家在環(huán)保方面對發(fā)電企業(yè)提出了更高的要求，火電企業(yè)的環(huán)保支出大幅提高。“十一五”時期重點加大對二氧化硫、城市污水等污染物的排污費征收力度。根據(jù)二氧化硫排放當量，實行階梯式排污收費。如國家自2007年7月1日起調(diào)高電企排污費，二氧化硫排污費由0.63元/公斤提高到1.26元/公斤。河北省政府確保節(jié)能減排目標的實現(xiàn)，已要求各地全面開征城市污水處理費，2007年底前必須達到設(shè)區(qū)市噸水平均收費不得低于0.8元、縣城不得低于0.6元。同時要求，提高垃圾處理費、二氧化硫排污費征收標準。目前河北省水價由水處理費、南水北調(diào)基金與污水處理費三部分構(gòu)成。污水處理費調(diào)整后，各地水價將就此做出相應(yīng)調(diào)整。這都加大了發(fā)電企業(yè)的成本支出。

3.市場競爭進一步加劇，發(fā)電設(shè)備利用小時逐年下降。由于2005年以來電源點建設(shè)過猛，遠遠超過用電量的增長速度，導致發(fā)電企業(yè)發(fā)電小時連年下降。2008年，全國許多地區(qū)新投產(chǎn)機組較多，已經(jīng)出現(xiàn)供大于求的局面，從網(wǎng)省公司看，其電量計劃均為年內(nèi)新投機組總體留出合理電量空間，火電機組面臨發(fā)電設(shè)備利用小時數(shù)下降的壓力。以河北南網(wǎng)為例，2007年新機組投產(chǎn)280萬千瓦，2008年預計投產(chǎn)300萬千瓦。發(fā)電設(shè)備利用小時已由2006年的6100小時下降為2007年的5400小時，降幅11.48%。

4.2007年以來，由于國家加強宏觀調(diào)控，銀根緊縮，國內(nèi)貸款利率不斷上調(diào)，這對電力企業(yè)財務(wù)成本構(gòu)成較大壓力。2007年電力供求拐點出現(xiàn)后，電力運營環(huán)境將不如以往。如銀行對電力的貸款可能收縮，電力裝機快速增加的地區(qū)的發(fā)電小時數(shù)將受到限制，政府關(guān)停小火電的力度將進一步加強，外資對電力投資熱情下降等等。此外，加息及匯率上升將使中國出口受阻，用電需求將進一步放緩。

此外，許多困難老電廠普遍面臨機組規(guī)模小、人員多、歷史負擔重、發(fā)電成本、經(jīng)營壓力大等問題。

二、煤電聯(lián)動政策的幾點不足

一是根據(jù)煤電價格聯(lián)動的計算方式和聯(lián)動周期來看，發(fā)電企業(yè)必須自行消化30%的煤炭上漲因素。近年來，雖經(jīng)過兩次煤電聯(lián)動，但要求發(fā)電企業(yè)消化30%的漲價因素，由于燃煤支出屬于變動成本，在發(fā)電量一定的情況下，企業(yè)已無壓縮空間。因此煤電價格倒掛現(xiàn)象越來越嚴重，而且煤電聯(lián)動存在6個月的聯(lián)動周期，即電價的調(diào)整比煤價上漲時間要滯后最少6個月。兩次煤電聯(lián)動后，上網(wǎng)電價按照國家發(fā)改委文件精神進行了適當上調(diào)，但該電價調(diào)整方案在報告期內(nèi)補償成本上升的作用有限，在煤價持續(xù)走高的情況下，成本壓力仍舊不斷增大。

二是銷售電價與上網(wǎng)電價聯(lián)動，使電網(wǎng)企業(yè)吞噬了發(fā)電企業(yè)有限的電價調(diào)整利潤空間。近兩年，為疏導煤電矛盾，我國發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電價上調(diào)過兩次，但電網(wǎng)企業(yè)的銷售電價也同步提高，且煤炭漲價30%的漲價因素由發(fā)電企業(yè)消化，70%的漲價因素由用戶消化，對電網(wǎng)企業(yè)幾乎沒有影響。

煤電聯(lián)動，是電價隨著煤價的變化而變化，因此，和煤價波動有關(guān)的價格可以聯(lián)動，和煤價波動無關(guān)的產(chǎn)品價格不應(yīng)該聯(lián)動?？墒?，兩次煤電聯(lián)動的結(jié)果是，一方面電價和燃煤發(fā)電的上網(wǎng)電價聯(lián)動；另一方面不燃煤的電網(wǎng)銷售電價也要聯(lián)動。以2006年6月電價調(diào)整為例，銷售電價平均提高2.494分/千瓦時，其中上網(wǎng)電價即發(fā)電環(huán)節(jié)僅調(diào)1.174分/千瓦時；而電網(wǎng)環(huán)節(jié)上調(diào)為1.32分/千瓦時。即與煤價相關(guān)部分的上網(wǎng)電價的調(diào)價幅度只占總調(diào)價幅度的47.1％，不到總漲價幅度的一半。

對火電來說，燃料費約占成本支出的70%，為主要成本。電廠發(fā)電需要燒煤，煤價提高了可以聯(lián)動電價，可是電網(wǎng)不燒煤，成本根本不受電煤漲價影響，那為何電網(wǎng)也要以煤電聯(lián)動的名義調(diào)高電力銷售價格？在電網(wǎng)環(huán)節(jié)，它的成本只是電網(wǎng)建設(shè)成本，與煤炭成本無關(guān)。它的利潤是銷售電價與上網(wǎng)電價之間的差價。在目前發(fā)改委的電力價格管制下，煤炭漲價的壓力一直是由發(fā)電企業(yè)在承擔，而電網(wǎng)企業(yè)的高利潤卻顯而易見。如河北南網(wǎng)，省電網(wǎng)公司購進發(fā)電企業(yè)的上網(wǎng)電價按照平均每千瓦時0.335元（河北南網(wǎng)標桿電價）計算，經(jīng)過電網(wǎng)公司的線路后，電網(wǎng)銷售電價就到了每千瓦時0.50元甚至0.70元，商業(yè)用電價格則更高。

最近，廣東下調(diào)電價引起全國關(guān)注。需要指出的是，這次下調(diào)電價的環(huán)節(jié)是廣東電網(wǎng)，下調(diào)的是銷售電價，即終端電價。據(jù)報道，廣東居民電價將平均下降1分錢，工業(yè)電價平均下降2—3分錢。廣東省副省長謝強華對廣東下調(diào)電價的解釋：經(jīng)過物價部門一年多的調(diào)查發(fā)現(xiàn)，近年來廣東電網(wǎng)效益非常好，2006年的利潤有120多億元，到2007年更是高達142億元。而整個廣東電網(wǎng)的資產(chǎn)才800多億元，算下來資產(chǎn)回報率高達11%，大大超過了國際上6%到8%的平均水平。由此看出，資產(chǎn)回報率超過國際平均水平，是廣東電價下調(diào)的根本原因。而這與以前銷售電價上調(diào)有直接關(guān)系。三、對現(xiàn)行上網(wǎng)電價政策的建議

（一）嚴格執(zhí)行同網(wǎng)同質(zhì)同價原則

即在同一個省、區(qū)域電網(wǎng)內(nèi)，由于電力產(chǎn)品的特殊性，不分電廠類型、不考慮電廠投產(chǎn)的時間等因素，對所有電廠在同一季節(jié)、同一時段內(nèi)均實行相同的上網(wǎng)電價。不同的上網(wǎng)電價水平，造成企業(yè)間盈利能力差距巨大，嚴重阻礙了電力體制改革與發(fā)展?，F(xiàn)階段只能有條件地執(zhí)行同網(wǎng)同價原則，即應(yīng)考慮不同類型、不同投產(chǎn)時間電廠在還貸、成本、運行方式上存在的差異，分類制定上網(wǎng)電價。待將來條件成熟時，再逐步地進行歸并，消除還本付息電價、經(jīng)營期電價，并對困難老廠予以適當補償。電價的統(tǒng)一趨勢必然導致發(fā)電企業(yè)盈利水平出現(xiàn)較大分化，原來發(fā)電成本高進而上網(wǎng)電價偏高的發(fā)電企業(yè)將上網(wǎng)電價下調(diào)，從而給原來發(fā)電成本較低、上網(wǎng)電價偏低的發(fā)電企業(yè)電價上調(diào)留出空間，減少同一電網(wǎng)發(fā)電企業(yè)的上網(wǎng)電價差距，逐步向國家出臺的標桿電價靠攏，最后實現(xiàn)嚴格意義上的同網(wǎng)同質(zhì)同價，使企業(yè)得以在同一起跑線上公平的競爭發(fā)展。

（二）妥善解決廠網(wǎng)分離后部分電廠上網(wǎng)電價偏低問題

“廠網(wǎng)分開”是“十五”電力改革的一項標志性內(nèi)容，但劃分資產(chǎn)后留下的一系列遺留問題如“920”、“647”發(fā)電資產(chǎn)電價普遍偏低等遲遲未得到解決。隨著“920”、“647”發(fā)電資產(chǎn)的變現(xiàn)劃撥，這些遺留問題已經(jīng)影響到了各市場主體的利益關(guān)系、電力安全生產(chǎn)和隊伍穩(wěn)定，因此需要在下一步改革中盡快解決。特別是廠網(wǎng)分離電價核定是按照2001年成本費用、零利潤原則設(shè)計的。煤電聯(lián)動僅僅考慮了部分煤炭成本支出，僅在當前CPI上漲等情況下，現(xiàn)行上網(wǎng)電價已無法真實、合理地反映許多電廠的成本水平。特別是一些困難老廠已經(jīng)形成成本與電價倒掛，企業(yè)政策性的巨額虧損，經(jīng)營困難。在目前無法實施同網(wǎng)同質(zhì)同價下，可以參照2003年廠網(wǎng)分離電價制定辦法，按照同口徑依據(jù)企業(yè)當前的發(fā)電成本、財務(wù)費用和稅金構(gòu)成，重新核定其上網(wǎng)電價。這樣才可能使企業(yè)得以維持正常的生產(chǎn)經(jīng)營秩序。

（三）形成與市場機制相配套的價格機制

價格改革是電力市場化改革的核心，目前我國的電價體系、電價聯(lián)動機制都不健全，電價信號對電力消費和生產(chǎn)的市場引導作用遠沒有發(fā)揮出來。

1.繼續(xù)實行煤電聯(lián)動，建立符合市場經(jīng)濟規(guī)律的電價形成機制。煤電聯(lián)動作為一項重要的國家政策，應(yīng)當在符合實施條件的情況下堅決執(zhí)行，以維護政策的嚴肅性。電價也應(yīng)當同煤價一樣，反映能源稀缺和環(huán)境成本。能源價格反映能源稀缺和環(huán)境成本，是為了提高能源有效使用；人為壓低電價不能解決能源效率問題，更無法抑制高耗能產(chǎn)業(yè)的增長。由于能源的稀缺性，限價并不能改變總供給，并使總需求在扭曲的價格下不斷上升。因此，現(xiàn)在如果該漲而沒有漲，將來資源的更稀缺意味著更高的價格。

2007年全國合同煤價平均上漲10.7%，經(jīng)測算，電煤價格上漲10%，電價需上漲5%～7%，即提高電價0.015~0.02元/千瓦才能完全消納煤價上漲帶來的發(fā)電成本上漲。此外根據(jù)煤電聯(lián)動政策，即使實行煤電聯(lián)動，發(fā)電企業(yè)也要無條件地承擔30%的煤炭價格漲幅。

2.嚴格控制煤價漲幅，為發(fā)電企業(yè)減壓，這也是控制CPI的重要措施；按照市場經(jīng)濟規(guī)律，電價應(yīng)該上漲，但國家為了控制CPI，一直不讓電價上漲，這是可以理解的。但是，既然不讓電價上漲，就應(yīng)該同步控制煤價，但事實上，煤價近兩年一直在瘋漲。如果這種局面持續(xù)下去，發(fā)電企業(yè)就將面臨生存危機，這是嚴重違背市場經(jīng)濟規(guī)律的。事實上，CPI快速上漲的重要原因之一就是煤炭等一次能源價格的漲幅過快，由于國內(nèi)煤炭的消費總量占能源消費總量的60%-70%，正是由于煤炭等資源性產(chǎn)品的價格上漲，引起下游企業(yè)成本增長，最終發(fā)生連鎖反應(yīng)，從而導致CPI快速上漲。因此，控制CPI的關(guān)鍵，首先要控制煤炭一次能源價格，要從源頭進行控制，如果不解決一次能源的漲價問題，控制CPI就是一句空話。

3.適當考慮上網(wǎng)電價上漲但銷售電價不漲的辦法，由電網(wǎng)公司也承擔一部分煤價上漲的因素。電力企業(yè)內(nèi)部可以對利潤做一個合理分配，將發(fā)電廠提供的上網(wǎng)電價調(diào)高些，化解相對增加的煤炭成本壓力，而對于電網(wǎng)企業(yè)輸出的銷售電價（包括工業(yè)用電、居民消費用電）保持不變。有條件的地區(qū)，甚至可以像廣東一樣考慮適當下調(diào)銷售電價，這樣使電網(wǎng)企業(yè)在追逐利潤的同時，也承擔起必要的社會責任，更重要的是可以使CPI保持穩(wěn)定。