1、发电企业上网电价初探 【摘 要】 价格改革是电力市场化改革的核心。伴随电力 工业 体制改革和电力市场的 发展 ，现行电价政策、制定电价的 方法 等已越来越不适应新形势的要求，暴露出了诸多弊端，在一定程度上已阻碍了电力工业的健康发展。本文主要探讨上网电价改革的不足和建议，仅供 参考 。 【关键词】 上网电价； 厂网分离； 煤电联动； 联系 一、厂网分离时的上网电价遗留 问题 （一）多种上网电价并存，使电力生产 企业 失去了公平竞争的基础 在国家发改委印发的电力厂网价格分离实施办法（发改价格 2003352号）中，电价改革方案对离网电厂是按成本费用、零利润设计的，其核定的发电设备利用小时普遍较高，
2、当时出于较快地进入市场竞争和便于操作考虑，而现在看，大部分地区建立电力市场还需要一段时间，而零利润是不可能长期维持的。因此，显然不应让离网电厂 “ 临时价格 ” 长期化。 2002年 12 月国家电力公司被拆分为两大电网公司以及五大 发电集团。同时电网内保留了用于支持电网企业主辅分离改革的预留 920万千瓦发电权益资产和用于补充电网建设资本金的预留 647 万千瓦发电权益资产。由于 “920” 、“647” 发电资产的特殊性，其上网电价更是普遍偏低，即使经过两次煤电联动亦是如此。同一电网内多种电价并存且差距巨大，则不仅增加了国家电价管理的难度，而且使电力生产企业失去了公平竞争的基础，妨碍了“
3、厂网分开、竞价上网 ” 的开展，增加了深化电力体制改革的复杂性。 （二）零利润原则使现行上网电价无法合理反映发电企业的成本支出，使价格与成本倒挂 电力法中有关电价最简单的 内容 就是补偿成本，但是现在的电价根本不能补偿成本。原因主要表现在：煤电 “ 不 ” 联动、煤价居高难下、环保技改支出增加、发电设备利用小时下降、利率趋升等。 1.合同煤价格涨幅超过预期，成本大幅提升继续压缩火电企业利润。造成火电企业亏损的主要原因是燃料成本大幅度上升，由于 CPI 涨幅较大，2007 年在达到煤电联动条件的情况下未提高电价。 2007 年全国电煤供应紧张，受国有大矿煤炭生产能力和铁路运力等因素 影响 ，计划
4、内煤炭到货率和兑现率均有所降低。为保证安全生产和电力供应 ，许多火电厂被迫从小矿大量采购计划外高价煤炭，使得燃料成本大幅上升。另外，煤炭不仅紧缺，而且煤质还在持续下滑，这样不仅增加了原煤的消耗量，还导致了标煤单价和燃料成本上升。同时，对锅炉设备的安全稳定运行也造成了严重影响，无形中还增加了运行成本。 2008 年重点煤价格每吨上涨 30 至 40元，涨幅在 10%-15%之间，个别地区合同煤价格涨幅高达 18%以上。由于受雪灾影响， 2 月下旬，秦皇岛发热量 5500 大卡 /千克以上山西混优平仓价达到 600-610 元 /吨， 5000 大卡 /千克以上山西大混平仓价达到 545-550
5、元 /吨，价 格分别比 2007 年 12 月下旬上涨 20%以上；华东沿江电厂 2 月下旬的动力煤到场接收价比 2007 年 12 月下旬上涨 15%以上。 2.环保、水资源费等各项收费标准呈上升趋势，发电成本支出不断增加，对电厂生产经营带来巨大压力。随着国家节能降耗、节能减排等政策的实施，国家在环保方面对发电企业提出了更高的要求，火电企业的环保支出大幅提高。 “ 十一五 ” 时期重点加大对二氧化硫、城市污水等污染物的排污费征收力度。根据二氧化硫排放当量，实行阶梯式排污收费。如国家自2007年 7月 1日起调高电企排污费，二氧化硫排污费由 0.63元 /公斤提高到1.26 元 /公斤。河北省
6、政府确保节能减排目标的实现，已要求各地全面开征城市污水处理费， 2007 年底前必须达到设区市吨水平均收费不得低于 0.8元、县城不得低于 0.6元。同时要求，提高垃圾处理费、二氧化硫排污费征收标准。 目前 河北省水价由水处理费、南水北调基金与污水处理费三部分构成。污水处理费调整后，各地水价将就此做出相应调整。这都加大了发电企业的成本支出。 3.市场竞争进一步加剧，发电设备利用小时逐年下降。由于 2005年以来电源点建设过猛，远远超过用电量的增长速度，导致发电企业 发电小时连年下降。 2008 年，全国许多地区新投产机组较多，已经出现供大于求的局面，从网省公司看，其电量计划均为年内新投机组总体
7、留出合理电量空间，火电机组面临发电设备利用小时数下降的压力。以河北南网为例， 2007 年新机组投产 280万千瓦， 2008年预计投产 300万千瓦。发电设备利用小时已由 2006 年的 6 100 小时下降为 2007 年的 5 400 小时，降幅 11.48%。 4.2007 年以来，由于国家加强宏观调控，银根紧缩，国内贷款利率不断上调，这对电力企业财务成本构成较大压力。 2007 年电力供求拐点 出现后，电力运营环境将不如以往。如银行对电力的贷款可能收缩，电力装机快速增加的地区的发电小时数将受到限制，政府关停小火电的力度将进一步加强，外资对电力投资热情下降等等。此外，加息及汇率上升将使
8、 中国 出口受阻，用电需求将进一步放缓。 此外，许多困难老电厂普遍面临机组规模小、人员多、 历史 负担重、发电成本、经营压力大等问题。 二、煤电联动政策的几点不足 一是根据煤电价格联动的 计算 方式和联动周期来看，发电企业必须自行消化 30%的煤炭上涨因素。近年来，虽经过两次煤电联动，但要求 发电企业消化 30%的涨价因素，由于燃煤支出属于变动成本，在发电量一定的情况下，企业已无压缩空间。因此煤电价格倒挂现象越来越严重，而且煤电联动存在 6个月的联动周期，即电价的调整比煤价上涨时间要滞后最少 6个月。两次煤电联动后，上网电价按照国家发改委文件精神进行了适当上调，但该电价调整方案在报告期内补偿成
9、本上升的作用有限，在煤价持续走高的情况下，成本压力仍旧不断增大。 二是销售电价与上网电价联动，使电网企业吞噬了发电企业有限的电价调整利润空间。近两年，为疏导煤电矛盾，我国发电企业上网电价上调过两次，但电 网企业的销售电价也同步提高，且煤炭涨价 30%的涨价因素由发电企业消化， 70%的涨价因素由用户消化，对电网企业几乎没有影响。 作文 煤电联动，是电价随着煤价的变化而变化，因此，和煤价波动有关的价格可以联动，和煤价波动无关的产品价格不应该联动。可是，两次煤电联动的结果是，一方面电价和燃煤发电的上网电价联动；另一方面不燃煤的电网销售电价也要联动。以 2006 年 6 月电价调整为例，销售电价平均
10、提高2.494 分 /千瓦时，其中上网电价即发电环节仅调 1.174 分 /千瓦时；而电网环节上调为 1.32分 /千瓦时。即与 煤价相关部分的上网电价的调价幅度只占总调价幅度的 47.1，不到总涨价幅度的一半。 对火电来说，燃料费约占成本支出的 70%，为主要成本。电厂发电需要烧煤，煤价提高了可以联动电价，可是电网不烧煤，成本根本不受电煤涨价影响，那为何电网也要以煤电联动的名义调高电力销售价格？在电网环节，它的成本只是电网建设成本，与煤炭成本无关。它的利润是销售电价与上网电价之间的差价。在目前发改委的电力价格管制下，煤炭涨价的压力一直是由发电企业在承担，而电网企业的高利润却显而易见。如河北南
11、网，省电网公司购进发电企业的上网电 价按照平均每千瓦时 0.335 元（河北南网标杆电价）计算，经过电网公司的线路后，电网销售电价就到了每千瓦时 0.50 元甚至 0.70 元，商业用电价格则更高。 最近，广东下调电价引起全国关注。需要指出的是，这次下调电价的环节是广东电网，下调的是销售电价，即终端电价。据报道，广东居民电价将平均下降 1 分钱，工业电价平均下降 2 3 分钱。广东省副省长谢强华对广东下调电价的解释：经过物价部门一年多的调查发现，近年来广东电网效益非常好， 2006 年的利润有 120 多亿元，到 2007 年更是高达 142 亿元。而整个广东电网的资 产才 800 多亿元，算下来资产回报率高达 11%，大大超过了国际上 6%到 8%的平均水平。由此看出，资产回报率超过国际平均水平，是广东电价下调的根本原因。而这与以前销售电价上调有直接关系。 简历大全
