我国火电上网定价机制改进分析及建议

摘要：电力工业是我国国民经济的基础产业，电价是电力这一特殊商品的价值体现，合理的电价水平及电价结构不仅能够促进电力工业各环节均衡、良性地发展，同时也是国民经济持续稳定发展的保障条件和促进剂。论文对我国上网电价定价机制的改进进行了分析，针对标杆电价定价机制和煤电联动定价机制分别提出了若干建议。

关键词：上网电价 定价机制 煤电联动

一、改进标杆电价定价机制的建议

（一）改变统一上网电价包含范围

从有利于社会资源综合最优化和下一步电价改革角度考虑，统一上网电价应对应包含电厂及送出工程范围在内。

（二）建立分阶梯统一上网电价模式

根据燃煤电厂成本费用前高后低的特点，建议燃煤机组统一上网电价应改变单一不变电价方式，改为分阶梯统一上网电价，如按照投产后每五年左右核定一个电价标准，使得整个经营期电价呈现从高到低趋势，可合理解决发电企业经营期前期、中期与后期的经营状况，也使得标杆电价总体水平得到适当降低，符合实际，保证电厂可均衡取得回报。

（三）建立燃煤电厂统一上网电价随技术进步调整机制

统一上网电价及时随电网内主力发电机组造价和煤耗等经济技术指标变化而适当调整。我国2004年开始执行的标杆电价均以单机30万千瓦机组作为测算基础，其测得的经营期电价比单机60万千瓦机组电价约高3分/千瓦时，目前应尽快改为以单机60万千瓦机组的经营期电价作为统一上网电价。以后随着技术进步对燃煤机组统一上网电价进行动态调整，把技术进步的效益直接体现在统一上网电价上，促进电力工业的有序发展。

（四）改变省级行政区内同一上网电价模式

鉴于各省级行政区内可能存在煤炭资源分布不同、煤炭来源不同，为了更好地引导发电厂的布局，减少电力潮流单项流动，建议允许改变省级行政区燃煤机组单一上网电价政策，允许各省级行政区根据实际情况设立不超过三个分区的统一上网电价。

二、 改进煤电联动定价机制的建议

（一）市场经济国家上网电价与燃料价格挂钩的处理方法

与燃料价格变动额挂钩进行及时调整，各国的做法基本相同，主要内容与特点是：

1、“燃料费调整”在用户电费单中明列

如日本，电力用户的电费={基本电价+（用电量单价士燃料费调整额）x用电量}x（l+5%）

其中5%是消费税；燃料费调整额是电力公司根据原油、液化天然气和煤炭等发电燃料的购入（包括汇率变动引起的）价格变动对电价作出的调整，通常3个月调整一次。

美国的用户电费单也分为基价和燃料调整费用两部分，基价在一年以下的期间内是不动的，但燃料调整费最短为1个月就可调整一次。

2、全额“联动”

如日本电价中燃料费调整额的公式是：

燃料费调整额={发电燃料平均价格-标准燃料价格}x标准单价-1000

其中并无我国“煤、电联动”公式中需要发电厂的“消化”系数。

3、自动调整机制

燃料价格的大幅变化，不仅对电力企业而言属不可抗力因素，也直接反映出化石能源的稀缺的状况，从优化资源配置的角度出发，应该让消费者及时感知化石能源的稀缺程度的变化。因此，在现代市场经济国家，电价与燃料价格联动，不仅不必召开听证会，也不必事先获得监管机构的批准。当燃料价格上升或下降时，发电公司将自动调整其与电力公司结算的燃料调整费标准，后者根据各发电公司燃料调整费的变动，相应调整用户电费单中的燃料调整费标准。事后政府会对采购燃料的原始单据进行严格的审核。

4、“联动”标准容易认定

纵观各国的“电价与燃料价格联动”，都是平静有序进行，特别是在燃料价格上涨幅度与时间的认定问题上，未出现监管机构与电力企业间有我国这样大的争议。原因在于它们尚未市场化或市场化以前的电力的产业组织形式，基本上都是“纵向一体化，的。美国虽有独立的发电公司，但数量不多，发电业务仍以“纵向一体化”公司提供为主。由于监管对象少，监管机构对企业购入燃料价格变动的信息较易掌握和认定，相关各方自然也难有争议。而我国不仅厂、网分开，而且独立发电企业成千上万，加之国土辽阔、地区间一次能源享赋各不相同，燃料购入成本千差万别，面对如此多的监管对象和纷繁复杂的信息来源，监管机构不可能及时、准确掌握所有发电企业购入煤价上涨幅度与时间，相关的电价调整决定，也就不可能完全与各发电企业的预期目标相吻合。

（二）完善我国煤电联动定价机制的分析建议

1、“煤、电联动”应以对电力成本做可控与不可控划分为基础

目前的“煤、电联动”规则，执行中有两大争议之点：

一是为什么煤价上涨的30%要由发电企业自己“消化”？短期内，如果煤价只涨5%或再高一些，其中的30%由发电企业“消化”，或许可能。但如果涨幅高达20%、30%，事实上2008年煤炭涨幅高达50%以上，还需要发电企业消化50%？问题的关键是，发电企业“消化”的30%，是指降低煤耗？还是减少收入？如果是指降低煤耗，显然与技术进步的潜力不太相符。而如果是指减少发电企业的收入，又缺乏相关根据。

二是当煤价累计涨幅己超过5%，为什么电价未及时根据国家制定的办法进行煤电联动？根据国家发展改革委的“煤、电价格联动”办法，煤价涨幅超过5%，电价就相应调整。可2008年在煤价累计涨幅已大幅超过5%涨幅，却迟迟未安排“联动”。此举，被批评为“自己定的规则自己不执行”。五大发电集团还为此，一度成为舆论热点。

其实，无论是煤价上涨的30%要发电企业“消化”，还是煤价涨幅累积超过5%仍未安排及时“联动”，从我国政府电价总体水平上进行控制本身并无大错，所以产生上述争议，是因为在我国的发电价格监管规则中，未将电力企业的成本作可控与不可控区分，从而未能建立完整的价格调整机制。在未引入竞争性电力市场的成熟市场经济国家，也有电价与燃料价格联动的制度，但这一制度是以对电力成本的可控与不可控区分为基础的。对不可控成本，通过调价全额疏导，而对于可控成本，则要按规则定期进行审查，并根据审查的结果作出相应的决定。因此，虽然有“电价与燃料价格联动”的机制，但整体电价水平并非一定与燃料价格变动的方向和幅度相同。

我国现在的煤电联动卖际上是对发电企业不可控成本部分的反应机制。但近几年，直接影响发电价格50%以上构成部分的发电机组造价，是大幅下降的，由原来的每千瓦6000多元降到每千瓦4000元以下，降幅达30%以上。主要原因是一些重大改革措施导致了管理效率的提高：一是单机容量扩大，单位造价大幅度下降；二是厂、网分开后，使火电机组造价指标具有了可比性，在各发电集团之间以及发电集团内部各电厂之间，形成了所谓的“标比竞争”；三是燃煤机组统一上网电价的实施，使燃煤机组上网电价不再以单个机组造价为依据。因此，尽管发电企业“消化”了以往煤价上涨的30%，2008年之前却仍有可观的利润。

但由于电价监管没有与之“对冲”的规则，即使发电企业得利不少，还是理直气壮地要求涨价。为此，建议参考国外通行的做法，在我国的上网电价监管中，明确引入可控成本与不可控成本的概念。对燃料价格等不可控成本的变动，价格应基本上予以全额反映，以使消费者准确地感知这类成本的变化，及时调整消费行为。而对可控性成本，应定期审核，而且应该有“效率不断提高”的要求。如果确认成本可以或己经下降，价格就应及时下调。只要规则清楚了，“桥归桥，路归路”，困扰的争议也就迎刃而解了。

2、“煤电联动”中的居民电价调整程序应该简化

按照现行“煤电、价格联动”的规定，终端售价中居民电价的“联动”须举行听证会。受程序限制，加之制度本身设计上的缺陷，我国的听证会大都花费不菲，且社会评价不高。

由于“煤、电联动”实际上是针对发电成本中的不可控部分设计的价格反应机制，因此在成熟市场经济国家，电价与燃料价格联动是一种电价自动调整机制，并不需要召开听证会。我国的“煤、电价格联动”，本质上也属电价自动调整机制。居民电价“联动”须召开听证会的规定，既降低了行政效率，也不利于社会和谐，建议取消。

3、努力解决市场煤、计划电的问题

煤炭价格全面实现市场化有利于充分反映市场供求状况和资源稀缺程度，但由于电价对国民经济及人民生活影响很大，仍实行由政府监管的机制，难以适应煤炭价格的市场变化。煤炭价格的大幅波动对电力企业的正常经营产生了较大影响，应加快推进煤炭价格改革、尽量减少煤炭价格大幅波动、促进煤炭与下游产业的持续健康协调发展己成为当务之急。

4、对目前煤电联动计算公式修正

销售电价调整标准应调整为：上网电价调整标准X省内火电发电量占总发电量比例/（1一输配电损耗率），在测算中同时考虑附加税影响；2009年开始煤炭的增值税已从13%统一为17%，上网电价调整标准不需再对税收进行折算。

参考文献：

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