时间：2023-10-28 02:53:29
国泰君安研究报告认为，本次电价上调将提升6月电力热力行业PPI环比涨幅约0.34个百分点，行业PPI涨幅下滑的趋势得到有效遏制。从历次电价上调后月度PPI的走势看，电力热力行业PPI上涨对整体PPI影响并不显著，同时考虑到居民电价不变，因此对6月整体PPI及CPI的影响几乎可以忽略不计。
报告预计，未来经济增速将明显下滑，通胀将在下半年回落，在PPI回落的背景下，电价上调对短期通胀的影响有限，更多地将拖累各行业的利润。其中，电力投入占比较高而成本传导能力较弱的行业受电价上调拖累较大，比如非金属矿采选、非金属矿制品、化学工业、金属冶炼与压延与金属制品等行业。另外，基于极低的市净率和强烈的盈利回升预期，首推华能国际和国电电力。
海通证券认为，当前调整电价能给相关火电企业带来“瞬间”的盈利改善，包括国电电力、ST金马、通宝能源、国投电力、赣能股份、华电国际、华银电力、九龙电力、皖能电力、豫能控股、长源电力、湖北能源、建投能源、大唐发电、桂冠电力等。
中银国际分析师则认为，此次上调的是销售电价，并非上网电价，因而对电力公司的实际影响不大。但是，销售电价调整后，电网公司的盈利能力将有所提高。
东方证券研究报告表示，继续看好电力行业长期趋势，维持之前的“限电不止、上涨不止”的行业推荐逻辑。继续推荐在清洁能源方面先行一步、斩获颇丰的国电电力、川投能源和长江电力，以及估值低、业绩优、有整体上市预期的广州控股。
行业评判
申银万国水泥行业增长趋势确定
随着限电效应持续，水泥价格上涨趋势确定。从盈利角度来看，全年盈利看好，将会呈现季度环比向上的趋势。主要推荐业绩增长确定且低估值的海螺水泥和冀东水泥，以及弹性较好的华新水泥、福建水泥、巢东股份、天山股份、青松建化和江西水泥。
银河证券汽车板块短期风险释放
汽车板块的整体静态估值已降到历史平均估值水平以下，充分反映了未来增长预期下滑的影响。在短期风险释放以后，行业的长期价值将会得到体现。看好优势汽车零部件市场企业和增长情况良好但估值已低的乘用车企业。零部件行业推荐潍柴动力和松芝股份，整车企业推荐上海汽车和江铃汽车。
中信证券 汽车经销商趋向集团化
汽车经销商百强排行中已有多家公司在A股、H股或美股市场上市。经销商行业市场空间广阔，但集中度偏低。优势企业已有较强的竞争力，有望通过新建店或兼并收购方式实现规模的较快扩张。预计汽车经销商集团化将成为大趋势。推荐关注A股庞大集团和H股正通汽车、中升控股等。
中金公司港口航运股具有防御性
市场大幅震荡和下跌阶段，部分低估值和业绩增长确定的港口具备防御性，值得配置。部分个股的绝对股价已接近2008年低点。建议在看淡大盘的时候增加低估值港口股，如上港集团、天津港、唐山港、宁波港的配置。
国金证券航空运输受两因素制约
由于航空运输业需求增速有所回升，而且今年航空公司普遍加大了飞机更新力度，行业供需关系有望保持良好，国内航线整体景气程度有望超过去年。但制约航空股估值的因素――紧缩导致宏观经济硬着陆和“四横四纵”高铁将陆续投入使用未明显改变，因此短期对航空股仍持相对谨慎的态度。关注南方航空和上海机场。
投资策略
中金公司机构入市将利好资金面
宏观流动性进入政策敏感期。6月是加息和调存款准备金率的重要时间窗口，因此未来几周央行态度将成为市场关注的重点。从市场资金面来看，虽然短期内市场情绪的持续低落抑制了资金面，但中期来看资金供给在改善之中，机构资金入市利好资金面。
国信证券资金紧张局面短期缓解
商业银行的日均存贷比考核在6月份，资金面紧张局面还将加剧。在CPI高企的情况下，无论从降低通胀预期还是挤出通胀中货币因素方面的考虑，货币政策应不会在6月份转向。但6月初，资金面非常紧张的局面短期有望暂时得到缓解。外汇占款的下降有望推迟央行提高存款准备金率的时间。为平滑资金，央行会使用短期工具把部分资金推移至7月份到期，但货币市场利率中枢水平应会较3月初有较大幅度的提高。
申银万国资金面或受益财政支出
下半年财政支出加速，资金状况有望改善。2011年实行的是积极的财政政策。进入2010年以来，财政支出增速不断上行，而中央项目投资增速不断下行，地方项目投资保持稳定。这反映出，财政资金下拨之后，资金并没有投入使用，或许是政府考虑到当前的通胀压力，延缓了项目的开工进度。那么，下半年随着通胀逐步得到控制，这些延迟开工的项目将推出，届时将成为推动中国经济增长的又一动力。
中投证券紧缩预期持续压制指数
背景是，尽管自去年下半年以来，有关部门多次向部分行业发出“过热”警告，甚至采 取了提高部分行业资本金门槛、提高银行存款准备金率等措施，但这些措施的效果显然不容 乐观。
电价调整有益于宏观经济
“电价调整肯定会限制某些行业过度投资。”安邦集团分析师张巍柏说，从整体上看， 虽然是通过行政手段提高高耗能企业的直接成本，但对于整体市场调控来说是有益的。
例如电解铝行业，以目前行业整体利润计算，每度电提高两分钱，企业尚有微利空间； 提高3分钱，企业整体可以保持不亏不赚；而提高4分钱，则企业会出现微小亏损。
他解释，在能源供应处于瓶颈状态下，国家一定会防止因投资需求猛增而引发能源危机 ，因为“那将意味着通货膨胀”。从发改委的调控措施上看，此次调价，是有选择地针对某 些过热行业。
首先，此次电价调整未涉及农业生产用电以及中小化肥生产用电的价格。这与本届政府 千方百计提高农民收入的政策密切相关。同样，去年铁路运力非常紧张的时候，国家仍要求 保证粮食、化肥等运输的优先级别，有时甚至高于能源运输。其背后的深层原因是，粮食安 全问题已经被提到相当高度。
其次，此次调价在高耗能行业中试行差别定价方式，主要因为不同行业的投资热度不同 、电力成本在企业总成本中所占的比重也不同。例如，电力成本在钢铁、水泥成本中的比例 ，明显低于电解铝行业。
地方自行出台的一些优惠电价措施，主要是原先电力过剩时，地方政府为吸引高耗能企 业投资或提高企业用电积极性而采取的措施。中央的默许，等于是将电价定价权下放一部分 到地方。但当前的形势是电力供应紧张，国家为加大宏观调控力度，将这部分定价权收回， 以达到控制过热投资的目的。
调价不能根本理顺电价结构
安徽省电力公司陈修竹认为，此次电价调整虽然对当前电力紧张局面起到一定缓解作用 ，但不会从根本上理顺我国电价结构中存在的问题。
“电价不合理的根源在于，电价的形成机制缺乏合理性。”陈修竹说，电价一般由多个 要素构成，这些要素每年都会随市场的变化而变化。合理的电价，应该将这些要素以及要素 的变化都考虑进去。但目前我国的电价形成机制仍是粗放型的，甚至有时还带有一点主观色 彩，电价形成缺乏动态机制。
陈修竹举例，在经济转型过程中，电力主管部门也试图按市场规律运作，如燃料上涨后 ，电价也随着往上涨。“但涨得是否合理？”这位人士只笑不答。
电价结构不合理导致的直接后果，就是电网建设缺乏资金来源。现在电网建设所需款项 大都来自银行贷款，投资难于收回的电力企业就会面临生存问题。此次电价调整，就是为了 重点解决电网经营企业建设与改造投资还本付息问题，说明政府已经意识到了这一点。
应避免政策反复
“对于高耗能行业，国家应该采取可持续的发展观。”一位业内人士说，过去电力过剩 ，就鼓励高耗能企业多用电；现在电力紧缺了，又开始限制其用电。高耗能行业的发展要避 免忽冷忽热，政府也应避免政策的反复。
安邦集团分析师张巍柏认为，能源领域的垄断，导致了能源领域下游市场不能形成一个 真正的市场，这是国家政策不断反复的根本原因。要想改变这一现状，除了大力推进电力体 制的改革，行政体制改革也必不可少。
张巍柏认为，在对电力企业的监管上，经常出现发改委和电监局的交叉管理。从职能定 位来说，发改委目前的主要职责是负责电力行业的宏观调控，以免过热或过冷，影响经济增 长目标的实现；而电监会主要是实践电力体制改革方案，并提供改革建议，保证电力生产的 安全运行等等。两者在职能上少有重合，但现实中，经常能看到两个部门联合承担监督检查 的职能。
国家发改委11月19日宣布，自11月20日起全国非民用电价每度平均提高2.8分钱，暂不调整居民电价。
电价为什么要涨?是怎么涨的?这2.8分将带来什么?
2.8分的784亿效应
在中国，不能小觑几分钱的电价，折合成电费就是天文数字。
根据中国电力企业联合会最新统计数据，2009年1月至10月份，中国全社会用电量2.977504万亿千瓦时，同比增长2.79％，其中10月份0313423万亿千瓦时，同比增长15.87％。不按照“15.87％”的增速，就是以“2.79％”的速度发展，中国2009年全社会用电量将超过35万亿千瓦时。
由于居民用电量仅占全社会用电量不到两成，因此，涨价2.8分钱，将增加约784亿元电费。
中电联理事长赵希正曾经表示，到2020年，中国全社会用电量将超过6万亿千瓦时，到那时，2.8分的电价就是1680亿元电费(按社会总用电量计)。
所以，现在也好，未来更是，电价调整任何一点幅度都影响甚巨。
那么，涨价因何而来呢?
国家发改委2004年年底颁布的《关于建立煤电价格联动机制的意见》规定，电厂上网电价根据动力煤价格的波动相应浮动，原则上煤价上涨的70％转移到电价，其余30％由电力企业内部消化。
由于煤炭价格上涨，火电企业成本快速上升，国家发改委决定从2008年8月20日起，除、新疆外，对全国火电企业上网电价平均上调2分。当时，出于对CPI较高的顾虑，对销售电价未作调整，仅向“独家买卖电力”的电网企业承诺，其由此承担的成本部分先行记账，在下次销售电价调整时再做考虑。
2008年的电价调整情况，国家电力监管委员会《2008年度电价执行情况监管报告》描述说：国家于7月1日和8月20日两次对电价进行调整，其中上网电价平均提高了4.14分/千瓦时，输配电价平均提高了0.36分/千瓦时，销售电价平均提高了2.61分/千瓦时。
这样看来，从2008年至今，“欠”电网的电价应该是1.89分/千瓦时(4.14+0.36-2.61)，也可以说是1.53分/千瓦时，因为中国电力体制是输配售一体化，三个环节都归电网一家所有，0.36分/千瓦时的输配电价调整等于电网“自己给自己涨价”。
从“就事论事”的角度讲，1.53分也好，1.89分也罢，两者都没有超过这次国家发改委宣布的2.8分涨幅。
按照国家电网公司总经理刘振亚在2009年3月21日国家电网公司学习实践活动专题报告会上所讲数据，要全部解决国家电网公司长期以来积累的电价矛盾，需要提高销售电价523分/千瓦时。按照1分电价350亿元电费的标准算，为之―年至少要提高18130亿元电费。
如果非要这样调整，消费者埋单压力更大了!
亏了就涨，赚了不降
电价调整制度本身的不合理性，也成为屡次上调电价被诟病的重要原因。
为什么要调整电价?如上所述，一种有代表性的观点是“煤电联动说”，认为电网应该把2008年8月没有上调的销售电价涨上去，否则电网的亏损将愈加严重。
亏了就上调电价?并且，对电网是否真亏、亏了多少，有人一直持怀疑态度。
早在2009年“两会”即将召开之际，全国人大代表、国家电网华北电网有限公司董事长马宗林就对媒体表示，若销售电价不能及时调整，预计2009年国家电网公司亏损将超过500亿。
对“亏损500亿”说法的严肃性有人提出质疑：2008年国家电网公司的售电量为2.1235万亿千瓦时，用动态发展的眼光看，2009年的数量要高于2008年，再乘以“2分多”电价，很容易得出“亏损500亿”的结论。如此的吻合，难道这么简单的办法就能推算出资产总额超过1.6万亿的国家电网公司的盈亏报表?
有人撰文指出，中国水电平均上网电价为0.27元/千瓦时，火电为0.37元/千瓦时，但消费者使用的终端电价远高于此，甚至超过1倍。
在这种情况下，电网企业又不公布其建设、财务等成本，只一味喊亏，然后政府部门就张罗涨电价，消费者就要出钱埋单，这怎么能服众昵?
况且，对上调电价，还有人在制度层面提出了质疑，对“煤电联动机制”的合理性提出了不同看法。
华能集团公司一位部门负责人就曾经表示，《关于建立煤电价格联动机制的意见》本质是一种人为制定的行政管理办法，不是具有内在必然联系的科学机制，其本身的合理性就值得商榷；中电联一位人士认为，在销售电价没有进行市场化改革、电价上涨成为一种普遍预期的情况下，煤电联动机制实际上成为一种助推电煤价格单边上涨的机制。
2008年初电煤市场价格从480元左右/吨，猛涨到2月的800多元/吨，最高达到1100元/吨，使煤炭成本占火电企业总成本的比例高达70％，所以才两次上调上网电价；但由于全球经济严重衰退，自2008年7月下旬以来，煤炭价格从高位下跌，特别是10月以后，更是呈现快速下跌态势，电价却没有随之下降。
以秦皇岛发热量超过5500大卡的山西优混煤为例，2008年1月末的价格为570元/吨，5月初“小幅”上涨到620元/吨，但到7月时最高价竟超过1000元/吨，然后在不到半年的12月初又回落到570元/吨左右。
还比如，国家电力监管委员会的数据显示，“十五”期间投产的火力发电工程单位决算从2001年4800元/千瓦左右下降到2005年的3600元/千瓦左右，下降幅度约25％，但销售电价却没有随火电工程成本下降而下降。在火电发电量占全部发电量80％的中国，这种行为同样有待解释。
一些企业命运完全由电价决定
从中国的电力消费结构看，80％以上是工商业用电，居民用电占的比重不大。
此次涨价没有涉及居民用电，但是即便涉及居民用电，上调2.8分电价对居民生活也没有太大影响，一个家庭每月用电100千瓦时才多支出2.8元，仅是一根冰棒钱。
有影响的是企业。
一位高载能企业的部门负责人曾公开表示，在2008年，消费电价上涨1分，他所在的企业就要多支出6亿多电费，企业的命运完全由电价决定。
中国首个直购电试点用电企业中钢集团吉林炭素股份有限公司(简称中钢吉炭)在2009年3月20日公告称，公司预计2008年度净利润约900万元～1100万元，随后深圳证券交易所在5月19日对其股票ST吉碳撤销特别处理，简称由“ST吉炭”改为“中钢吉炭”。
业内人士说，中钢吉炭2008年用电量接近5亿度，因为参与直购电试点，其电价较正常情况每度低几分钱，才导致“净利润约900万元～1100万元”，否则ST吉炭不是摘帽而是面临摘牌风险。
国家发改委在2008年8月20日进行电价调整时，就有证券分析师测算，如果各行业不上调产品价格，按照全国平均终端销售电价上调2.5分钱计算，工业企业整体(不包含电力行业)税前利润直接下调2.78％，其中影响较大的是有色冶炼，利润将受电价上涨而下降54％。
2009年11月17日，国家主席在和美国总统奥巴马共同会见记者时说，中美双方认为当前世界经济出现积极迹象，但复苏的基础并不牢固。
此轮上涨,缘于市场再现电价上调传闻。
生物质能上网电价的价格调整,很快得到印证。7月下旬,发改委出台了全国统一农林生物质发电标杆上网电价标准,定价每度0.75元,平均每度上涨约7分钱。业内预测,国内大部分生物质能电厂都可实现盈利。
除此之外,中国电力联合会(下称中电联)等部门,已在五大发电集团等企业调查其成本压力、经营压力等情况。而五大发电集团纷纷反映,“煤价已经上涨超过10%”,煤电联动早该重启。
涨风再吹
今年4月初,有媒体报道五大发电集团要求涨电价;但不久后,发改委价格司即发出澄清公告,表示并未收到五大发电集团要求调价的申请。
到了6月,发改委资源节约与环境保护司副司长李静突然对外透露,发改委正在研究电价调整一事――调价的可能初步被官方证实。
业内一位资深电力分析师告诉《财经国家周刊》,发改委价格司近期召开了一些会议,查看目前电力企业的一些状况。“但能不能调、什么时候调,可能还要看CPI等相关数据”,“只能说电价上调的可能性在增大。”
统计数据显示,今年年初到现在,国内市场上煤炭价格涨幅超过了10%,煤炭价格依然坚挺。
目前,山西省资源整合工作刚刚告一段落,煤炭产量恢复尚需时日;豫鲁等省的煤炭整合仍在进行,煤炭供求形势十分紧张。
“电价不调会有很大问题,煤价一直上涨导致发电公司的成本压力很大。”《中国能源网》CEO韩晓平对记者说,“目前,有的发电公司负债率接近90%,一般都在80%以上,财务费用已是天文数字,甚至有些企业是用新债还旧债,不调电价会对金融安全带来问题。”
韩晓平亦表示,涨电价不能解决所有问题,“电价上涨同时,电煤产量也会随之增长,这将带来污染等问题。”
也有专家认为,在目前形势下调整上网电价并非重点:“阶梯电价有调整的可能,上网电价就难了。现在很多政策不明朗,大家其实都在等政策,属于暧昧期;况且物价此起彼伏,上面根本顾不上电价。”
随后,本刊记者就相关问题向发改委相关负责人求证,对方告知这一问题很敏感,“不方便接受采访。”
新动向
《财经国家周刊》从相关渠道获悉,近期电价确有新动向,主要集中在居民销售电价和输配电价方面。
据悉,居民阶梯电价的相关调整方案已经上报国务院,下半年出台的可能性很大。而输配电价实施方案,也将于今年底成定局。
自2003年7月国务院出台《电价改革方案》来,国家对电价实施了一系列调整措施,但是对于电价市场化的推动作用并不明显。
厂网分开后,现存电价机制的矛盾根源依然体现在没有形成有效竞争的电力市场上。上网电价和输配电价缺乏核定,销售电价则是交叉补贴严重。
关键词：水电；峰谷比；购电成本
中图分类号：F426.61 文献标志码：A 文章编号：1673-291X（2016）27-0085-02
一、小水电峰谷比上网现状
根据《2015年浙江省能源与利用状况》白皮书描述，浙江全省电力总装机容量8 158万千瓦，小水电装机容量694万千瓦（不含抽水蓄能机组），占全省装机容量8.5%，年发电量201亿千瓦时，小水电在浙江能源供应中占据着重要的地位。目前小水电电价执行的是《浙江关于完善小水电上网电价政策有关事项的通知（浙价资[2014]150号）》的规定（以下简称《通知》），上网电价按投产时间分段定价，原则上执行峰谷电价，峰谷比为68∶32。但在实际执行过程中，由于水电属于可再生能源，按相关规定小水电发的电要求电网公司全额收购，造成电网公司调度约束力弱，加上峰电的利益追求，这就造成小水电实际上网峰谷比高于政府规定的峰谷比，给电网公司购电成本带来一定的压力。
二、小水电上网峰谷比剖析
以浙江西南S地区为例，此地区山高坡陡，雨量充沛，小水电成为当地电力供应的重要组成部分，总装机容量约150万千瓦，共近500多座电站，分布在各个县市区，水电装机占全市总装机的92%，其中大部分为径流式小电站，有库容的电站较少。以近几年的数据为参考：2013年全地区小水电上网42.79亿千万时，其中峰电量31.13亿千万时，占比75.52%；2014年全地区小水电上网电量为45.5亿千瓦时，其中峰电量上网为32.14亿千瓦时，峰电量占比为73.51%；2015年全地区小水电上网电量为51.16亿千瓦时，其中峰电量上网为34.84亿，峰电占比74.95%。
据调查，2014年S辖区内电站770余家，购峰电比例大于等于68%的电站有480多家，小于68%比例的电站有280多家。2015年1―12月S地区峰电占比超过68%的电站463家，与2014年基本保持一致。其中，峰电占比在80%以上的有148家，上网电量占地区总电量比26%；峰电占比在91%以上的电站有25家，上网电量占比2.53%。
按“浙价资[2014]150号”文规定，1993年以前投产的电站上网均价为0.43元/千千瓦时，1994―2005年投产的电站执行0.46元/千千瓦时，2006年以后投产的执行0.48元/千千瓦时。通过调查选取S地区2015年上网电量为样本年，全地区峰谷上网电量为46.48亿，峰谷比为75∶25，实际平均峰电价561.15元/千千瓦时，实际平均谷电价223.83元/千千瓦时，购电成本22.16亿元。假设电量不变，平均峰谷电价采用2015年数据，上网峰谷比调整为政府核定比例，即68∶32，那么购电成本测算为21.05亿元，将可节约购电成本1.2亿元，在68：32的基础上每上调1个百分比将增加购电成本约1 600万元。
三、小水电上网峰谷比影响因素
1.小水电上网峰谷电量受季节性因素、降雨量情况影响较大，丰水期和枯水期的上网峰谷比有很大的差异。一年当中的6―9月丰水期时，峰谷比一般是接近政府核定的峰谷比例，而在其他月份尤其是枯水期峰谷比则大于政府的核定比例。
2.一直以来浙江省上网小水电实际峰谷比均高于物价部门核价的峰谷比，水电业主不愿降低峰谷比。全省各地区上网小水电峰谷比年平均在77∶23左右，如降低峰谷比势必对电站收益产生重大影响，一般情况下，他们都会维持原峰谷比甚至会提升。
3.峰谷电价差大，小水电业主受利益因素驱动影响，主观上偏向以发峰电为主。根据2014年小水电调价文件，全省小水电上网定价峰谷比统一为68∶30，峰电最高0.595元/千瓦时，谷电最高0.238元/千瓦时，电价峰电与谷电价格比统一为2.5∶1。在不发生弃水情况下，同样的水量多发峰电将给企业带来更为可观的经济效益，在这一情况下，各发电企业往往采取各种措施多发峰电。（下转187页）
（上接85页）
4.小水电发电计划较难执行到位。首先，小水电发电受天气因素影响较大，天气、未来来水情况不确定因素较多；其次，小水电是梯级开发、运行，浙江小水电径流电站占有一定比重，这部分电站没有调节能力，有水即发，控制峰谷比需控制整个流域的小水电站才能有效；再次，小水电作为可再生能源，外部监管部门明确要求必须全部消纳，鉴于这些情况给计划发电带来较大难度，影响了发电峰谷的调控。受气候季节等因素影响，一般情况下6―8月份雨水较多，峰电占比较接近物价部门核定比例在68%上下浮动，其他月份则会高于核定比例。据相关调查，近八年来S地区峰电上网占比都在74%上下波动。
5.电站间的信息接入系统不完善，影响峰谷比调控。电站OPEN3000自动化系统具备水电运行监控、水库调度模块，但数据来源需小水电通过数字通道上送，目前有部分电站暂未联网，调度部门对电站运行、水库调度信息了解依赖书面、口头沟通，影响信息准确性和发电峰谷的调控。
6.电力部门对电站发电情况没有有效的考核措施。目前在强压的外部监管形势下，稍有不妥将会带来较大的舆情风险，在结算上只能按上网的峰谷电量、电价结算，在调度上要做出有效控制也有一定的难度。
四、解决小水电上网峰谷比高问题的建议
1.由于小水电上网峰谷比受多种因素影响，目前又缺乏政府部门的相关制度或政策支持，同时电网企业也没有处罚权限，仅凭电网调度难以有效控制峰谷比，如若强制考核或硬性下达指标可能会影响厂网关系的和谐性。电网公司、小水电应协同政府、监管相关部门出台小水电执行上网峰谷比的相关政策或制度，就购售电合同相关条款做出相应的修改，把购电站峰谷比列入条款中，争取在签购售电协议时，从法律方面做出相应约束。
2.对有调峰能力的电站执行峰谷电价，对不具备调峰能力的小水电上网采用平均电价。比如S地区，500多座电站，属于库容电站的大约有120家左右，只有这部分电站有一定的调峰能力，适合执行峰谷电价，其他径流式电站适合执行平均电价。
3.通过厂网联会、调度会等会议，进行正面宣传和引导，讲明利弊，引导小水电均衡发电规避弃水风险，从多发电上盈取效益。电网层面及各相关部门积极做好小水电电费结算指导工作，规范各级供电单位结算行为，同时做好与物价部门汇报沟通工作，反映小水电实际上网峰谷电量比情况，在后续电价调整时积极争取价格空间。
4.由于小水电调度受多方面因素影响，目前要想进行经济调度落实，还存在着很大的困难，但经济调度的理念及构想应逐渐建立起来。可以在适当的地区、适当的月份、水电峰谷比预期较好的时候进行试点尝试；对能采取好的措施、有效降低峰谷比的单位进行奖励等措施。比如，以近五年历史平均峰谷比的数据为基础，如每降低1个百分比可以相应的进行一定的奖励，按降低的百分比进行梯级奖励。
参考文献：
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[3] 胡福年.电力市场环境下峰谷分时电价理论建模与影响分析[D].南京：南京理工大学，2007.
此外，未来居民用电将逐步推行“阶梯式递增电价”传递出的信号表明，居民电价将会再次上调，而且用电越多电价越高。煤电“顶牛”、电力企业亏损、单位GDP电耗高企等种种情形，使人们确信，电价已进入上升通道。
机制“顶牛”逼涨
此次电价调整，是自2003年以来，中国第9次调整电价。统计资料表明，按照2002年的全国平均销售电价计算，到2008年为止，中国平均销售电价上涨了0.12元/千瓦时，平均每年以0.02元的速度上涨。
根据2008年国家电网公司和南方电网公司分别销售电量21234.83亿千瓦时和4826亿千瓦时测算，此次电价调整将使两大电网企业2010年有望增加收入595亿元和135亿元，增收约合730亿元。
“目前煤炭、电力轮番涨价，却由终端消费者为之兜底买单。”中国能源网CEO韩晓平告诉《凤凰周刊》记者，电网从发电企业得到的上网电价只有每千瓦时0.30元左右，但其销售电价却高达每千瓦时0.50元甚至0.70元，商业用电价格更高达0.90元。
在厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强看来，此次上调销售电价主要是为了弥补电网企业在过去一年之内的亏损；能源专家、清华大学教授孟昭利则认为，此次上调电价只是一次临时性举措。
电价之所以“涨”声一片，和2004年施行煤电联动机制在一定程度上为煤炭和电力提供了涨价预期有关。在“市场煤”与“计划电”这一价格传导模型面前，煤炭和电力这对“冤家”几乎每年都会从煤炭订货会吵到发改委。争执的原因是受制于“市场煤、计划电”的体制壁垒，去年煤价出现暴涨却不能向下游顺畅传导，使原本唇齿相依的煤电两大行业因此“翻脸”。
于是，煤炭方面的稍稍风吹草动，甚至是由于发电企业和电网企业分配不公导致的“结构性亏损”，总是依靠垄断国企的强势向发改委哭穷。而煤炭企业则认为，应该更有话语权，煤炭企业“不再做打工仔要做资本家”。
煤电双方各执己见，无法达成协议，再次凸显了进行电力体制改革的必要性，而并非仅仅电价的改革。其实，煤电双方心里都明白彼此相互依存的关系，为规避煤电“顶牛”的体制弊端，双方开始大规模煤电联营。
改革迫在眉睫
国家发改委、电监会提出的加快推进电价改革的文件目前已结束内部征求意见的程序，有望于近期出台。该政策可能提出竞价上网、加快核定输配电价、销售电价与上网电价联动的新的上网电价机制，将改变目前上网电价行政主导的现状。
事实上，电价改革已经酝酿许久，但推进屡遭阻力，两次煤电联动也未能从根本上解决煤电矛盾，电力行业呼唤一场全局性的根本变革。
电价改革是电力体制改革最为核心和敏感的环节。原计划于2003年启动的新一轮电价改革受多种原因影响进展缓慢，迟迟没有迈出实质性步伐，电价仍由政府统一制定。
不同于其他能源价格，电价的波及范围更广。一千瓦时电从电厂发出来到最终用户手中，要经过发电、输电、配电、售电4个环节。其中，电厂将电卖给电网之后，要缴纳一笔“过路费”，最终电被送到千家万户家中。这三者的价格分别是上网电价、输配电价、销售电价。
由于机制不合理的矛盾非常突出，“一厂一价”，甚至“一机一价”的上网电价，一直没有独立的输配电价，交叉补贴严重的销售电价，共同构成了“世界上最复杂的电价机制”。
“真正能把国内电价情况说清楚的人不多。”中国电力联合会的专家表示，中国电价之复杂，决定了电价改革共识虽已达成，但仍需“政府下极大的决心进行利益调整”。
尽管电价改革方案明确要建立独立合理的输配电价形成机制，但目前输配电价仍以购销差价方式体现。电网的购电成本是销售电价和上网电价的价差。在中国的电价之中，上网电价和销售电价均由国家发改委制定。
据电监会的调查数据，上网电价的调整让两大电网企业购电成本陡增199亿元。数据显示，今年前9个月，因电价无法理顺，国家电网亏损160多亿元。今年年初，国家电网多次向国家有关部门递交报告，呼吁理顺电价矛盾。
电力企业集中提出涨价的需求，其出发点是企业亏损。但企业在谈及亏损之时，都无法清晰地给出一个成本，电价上调中，电网企业的输配电价也颇为模糊。电监会的电价监管报告中输配环节电价成本与国家发改委公布的各电网企业相差较大。除此之外，中国电力基本垄断在少数利益集团手中也为业界诟病。
摘 要 本文主要分析香港中华电力的电价体系，研究其成熟的电价运营经验，探索解决国内电力行业存在的电价矛盾问题。
关键词 电价体系 成功经验 借鉴 思考
电力企业作为大型国有企业，对全国的电力进行投资、生产、输配、销售，以满足社会经济对电力能源的需求。随着经济的高速发展，电力企业内部以及电力企业与外部经济环境均产生了系列矛盾，如何疏导这些矛盾，已经成为制约电力行业与社会经济发展的关键。
一、我国电价体系的现状
我国电价体系运行二十多年来，在平抑电价、保障电力供应、规范用电秩序、优化电力资源配置等方面发挥了重要作用，改善了投资发展环境，促进了经济发展。但是，随着社会经济等因素的巨大变化，电力行业呈现的问题肆待解决。
（一）电价价目结构性矛盾突出，梳理工作繁重
目前各省市运营的电价体系主要是在2004年国家发展改革委确立的电价体系框架上建立起来的。2004年，按照国家新的电价管理体制，国家发展改革委对各省市的电价体系和定价权进行梳理，确立了各省市电价体系的基本框架。至今运行8年来，虽然进行了多次煤电价格联动，开展了一些局部性的调整工作，但各省市电价体系调整绝大多数仅限于单一的价格上调或下降，并未根据电价运行的实际情况，进行全面性、系统性的阶段性梳理和测算。
（二）电价体系矛盾突出，及时疏导迫在眉睫
目前电价体系主要存在发电企业与供电企业、供电企业与电力用户之间的矛盾。一是发电企业与供电企业的矛盾突出表现在发电成本和上网电价之间，一方面受市场调节影响的发电燃煤和燃油价格大幅上升导致发电成本大幅提高，另一方面由于电价受政府严格管制，一次能源价格上涨导致发电成本上升在上网侧不能及时疏导，抑制了发电企业的投资和生产积极性，减少了供电企业的能源供给。二是供电企业与电力用户之间的矛盾，一方面销售电价调整之前缺乏对发—输—配各个环节成本的核算，使销售电价上调缺乏透明度和说服力，导致公众对价格上涨产生不满，另一方面目前缺乏严格的机制保障价格的波动，没有规定什么时候上调或降低电价，且电价调整过于平凡，加之只有上调电价没有降低电价还原于民的情况，给公众一种随意涨价的客观感受，因此，为疏导电力行业主体之间的矛盾，应尽快完善电价定价机制，及时疏导电价矛盾。
（三）电力事业科学发展受阻，急需完善电价体系
一是需要提高科学用电水平。近几年电力供应形势整体持续紧张，有些经济发达的地区甚至出现“开四停三”的严峻局面，电网负荷不断冲高，峰谷落差大，说明企业科学用电有待提高，急需改进电力资源配置。二是需要建立科学的电价机制，进一步提升电力系统的资产质量和效益。现行的电价体系对电力企业的利润是以“销售电量”为基础进行核定的。电量是经济发展水平的重要体现，当经济发展到一定程度，经济发展的平稳导致对电力需求的平稳。而在电力紧缺时期，燃油发电机组因购电价格水平低于成本价格，导致发电企业减少发电，但从社会经济效益的角度出发，每千瓦时产生的GDP能够弥补发电企业高燃料价格引发的亏损。
因此，需要建立科学的可持续发展的电价机制，实现电力企业之间（资金投入、资产管理、利润分配），以及电力企业与用电客户之间（供电可靠性、客户服务）的利益均衡，最终实现电力事业的科学发展，是目前电价改革的主要目标。
二、香港中电电价体系运营的成功经验
为合理解决中国大陆电力行业面临的电价体系问题，放眼世界，我们必须学习研究世界经济发达地区电价体系的成功运营经验，移植和创新关系电力企业经济命脉的电价体系，促进社会经济的可持续发展。
香港电价体系以香港中华电力公司（简称香港中电）建立的电价体系为主，自1901年香港中电成立以来，电价体系以公平负担、简单易行、推行负荷管理和稳定经营为原则，包含利润回报机制、电价稳定平抑机制、经营绩效考核机制等。
（一）以固定资产净值为基准的利润回报机制
香港中电经营年利润主要按其固定资产平均净值总额的9.99%计算，其中可再生能源固定资产按平均净值总额的11%，除此之外还包括港府对中电在排放表现、客户服务、能源效益等达到政府考核指标的奖励，以及电力出口的利润分成（即境外售电利润的20%）。
（二）电价稳定平抑机制
中电电价主要由基础电价、燃料价格和电费回扣三部分构成，对应设立了电费稳定基金、燃料价格调整基金和减费储备金，类似于资金蓄水池，在经济变化引发电价水平变动时运用资金蓄水池平抑电价，减少电价波动次数，降低电价波动频率。
电价=基础电价+燃料价格+电费回扣
1.基础电价
基础电价主要反映电力需求所必需的电网投资及电力营运而向客户收取的服务成本。为保证中电经营所需的成本和利润足以收回，每年基本收费根据中电的经营费用、标准燃料费（700元/44千兆焦耳，相当于HK0.0573元/度）、利息、折旧、课税和利润之和测算的电费收入，除以预期售电量后进行厘定。每年实际收到的客户电费收入，扣除营运开支及准许利润后所得差额归入电费稳定基金。
电费稳定基金本质上是属于客户的资金，作为中电的一项负债来反映，不属于中电的利润，其主要用于降低客户电费或减少电费的增幅，当电费稳定基金结余数超出当年电费收入8%时，过剩的基金须一次性或通过来年电费调整返还客户，体现了取之于民、还之于民的服务理念。
2.燃料价格调整费
为减少发电端燃料价格上下波动引起电价的频繁调整，中电设置了燃料价格调整费，每年将实际收取的燃料价格调整费与实际支付的燃料成本之间的差额归入燃料价格调整基金，用于平抑燃料价格波动带来的电价水平的波动。当实际燃料价格超出已设定的燃料费标准时，须向客户加收燃料价格调整费，如实际的燃料价格低于设定的燃料费标准时，多增收的燃料价格调整费进入燃料价格调整基金。
3.电费回扣
由于电费稳定基金属于用电客户所有，其产生的利息属于用电客户，归入减费储备金，用作专项降低电费，该专项回扣至少每四年执行一次，返利于民。
（三）电费价目
中电电价价目简单明了，客户可以自主选择电价类别。
一是电价分类简单容易执行。中电的行业电价分为住宅用电和非住宅用电，非住宅用电客户可以根据自身用电需求和特点，选择按普通、大量、高需求三种价目计费。二是两部制电价保证了企业固定成本的合理补偿。对大量用电和高需求用电实行基本电费（按照用电需量计收）和电量电费的两部制电价进行收费，其中，大量用电的需量收费占其总电费比重的20%，高需求用电的需量收费则占30%。需量电费的比重均高于中国大陆（一般在15%左右），一方面有利于促进用户合理安排用电负荷，最大限度地利用好现有电网资源；另一方面，由于需量收费的计费标准是根据中电日常营运所发生的固定成本而核算的，所以需量电费的取使中电的固定成本支出得到了适当的补偿，保证了企业效益的稳定性。
三、合理移植香港电价体系的建议
香港电价以固定资产净值为基础的利润回报机制、区分电网运营成本与燃料价格（电源采购）波动的电价平抑稳定机制、注重节能环保和客户服务的经营绩效考核机制以及良好的价目安排，有效促进了电网投资、企业利润、供电可靠性、客户服务以及社会经济的良性循环，保障了香港社会经济的科学发展，结合我国大陆的电价体系现状，现提出以下 建议：
（一）鼓励投资，建立以固定资产为基础的利润回报机制
为鼓励电力企业投资，增强电力供应能力，改变目前以“销售电量”为基础的利润核定机制，建立以固定资产为基础的利润回报机制，使投入和产出成合理比例，客观反映电力企业为保障电力供应、提高供电可靠性和客户服务质量等投入的合理回报，改变目前部分电力企业投资回报率低于银行利率的现状，使电力企业经营利润回报更加稳定、可控。
（二）设立电价稳定基金，建立稳定的定价机制
为合理解决因发电成本变化引发的电价矛盾，以各省市为单位，建立电价稳定基金（目前在各省市设立了价格调节基金，用于平抑物价，但鉴于电力作为基础能源的重要性和涉及经济环境的复杂性，建议建立单独的电价稳定基金），制定电价调整的内外部经济条件，定价程序等。电价稳定基金来源于销售终端产生的合理利润，用于调节发电企业或供电企业因发电成本或供电成本的上升引发的电价水平波动，疏导燃料价格上涨引发的发电企业与供电企业之间的矛盾。
（三）彰显社会责任，建立新型电力企业经营考核机制
目前我国政府对电力企业的考核主要包括供电质量、线损率、电力供应（网供指标）和安全生产等方面，局限于供电企业内部，没有涉及到外部社会经济环境，为进一步明确国有企业的社会责任，借鉴香港的考核机制，将对其内部考核扩大到外部环境中，增强对节能环保、客户服务、能源效益等方面的考核，建立新型电力企业经营考核机制。
（四）优化电价分类，建立统一的电价价目
目前我国大陆各省之间甚至省内不同城市之间的电价分类不同，类别多，客户没有自主选择的权力，加大了电价执行难度。为减少电价执行中的矛盾，建议优化电价分类，建立统一的电价价目。一是减少了电价执行的纠纷。二是在对各个区域进行电量数据统计、分析、比较的时候，能准确透过各省市的电量数据掌握不同区域经济发展状况。三是形成了统一的外商投资环境。
参考资料：
[1]张文杰.统一上网电价产生的背景及影响.大众用电.2006（02）.
[2]闫红光.浅议电价改革的趋势.四川水利.2006（01）.
[3]我国电价将实行新定价机制.广西电力建设科技信息.2005（02）.
[关键词] 节能发电调度 电力市场 改革 电价
伴随我国经济社会的快速发展,资源与环境制约的矛盾日益突出,为了实现国民经济的可持续性发展,除了寻求新能源、可替代的清洁能源之外,另外就是进一步加强节能减排。电力工业作为基础性的能源产业,在国家能源战略中的地位举足轻重,因此在电力发展过程中应该树立科学发展观,加快节能发电调度模式下的电力市场机制改革,对提高电力工业能源使用效率,节约能源,同时减少环境污染,实现电力工业的可持续发展具有重要的战略意义。
一、节能发电调度的内涵及意义
节能发电调度是指在保障电力安全可靠供应的前提下,按照节能、经济的原则,优先调度可再生发电资源,按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序,最大限度地减少能源、资源消耗和污染物排放。
节能发电调度模式的提出,表明当前电力市场改革和电力市场构建面临诸多新的变化,即不仅要考虑市场化配置资源,实现成本与价格最优,还要考虑能源资源的社会总体最优和长期可持续。在此背景下,以确保电力系统安全稳定运行和连续供电为前提,以节能、环保为目标,研究如何对各类发电机组实施优化调度,并与电力市场改革工作相结合,具有重要的现实意义。
二、节能发电调度模式下机组发电排序及组合
节能发电调度有利于促进能源和电力结构调整,确保电力系统安全、高效运行。节能发电调度的主要依据是机组发电排序表,可按以下顺序确定:(1)无调节能力的太阳能、风能、海洋能、水能等可再生能源发电机组;(2)有调节能力可再生能源发电机组;(3)核能发电机组;(4)按“以热定电”方式运行的燃煤热电联产机组,余热、余气等资源综合利用发电机组;(5)天然气、煤气化发电机组;(6)燃油发电机组。
对于本区域内各省(区、市)发电机组发电组合方案的制定,除了参考电网运行方式、电力负荷预测和发电机组实际运行情况,还需要考虑安全约束、发电机组启停损耗等各种因素。为制定合理的本区域内发电机组发电组合方案,提出运用价格杠杆调节引导电源合理开发和用户合理用电。下面给出一个利用价格的经济杠杆作用的典型应用:给予有调节能力的电厂以经济激励,在丰水期将发电量让给调节能力弱的电厂,减少了无调节能力水电丰水期的弃水。火电厂则尽量减少丰水期发电,而集中在枯水期发电。这种方式充分利用了自然资源,优化了资源配置,使得火电和水电都有了生存空间。这表明节能发电调度将会改善了电源的结构,在实现成本和价格最优的同时兼顾能源资源的社会总体最优和长期可持续。
三、节能发电调度模式下的电力市场改革
电力市场改革方案经国务院批准已经出台,以厂网分开、竞价上网为特征的电力市场改革和电价体制改革已进入实施阶段。根据国家安排,“十五”期间电力市场改革的主要任务是: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。
电价制定理论一直是令人关注的热门研究课题和话题,电价改革也是电力市场改革的核心和关键。现行发电和输配环节定价已经不适应新的行业重组和市场化发展趋势,与此相对应,即使是具有完全分段体现的销售电价体系也已经不适应改革的要求。我国至今没有一套对整个电力产业价格链价格体系的约束机制,尤其在用户端销售电价管理环节上更加失控,迫切需要对电力产业价格链各个环节的价格(上网电价、电网传输电价、终端用户购买电价)的全过程控制展开研究。
四、结束语
电力工业市场化改革使得电价及电价形成机制发生了深刻的变化,按照节能发电调度的要求对电力产业价格链各个环节(发、输、配、售)价格的全过程控制展开研究具有重要的理论和现实意义。
参考文献:
[1]节能发电调度办法(试行).四川省人民政府办公厅, 2007, 8
[2]曾 鸣:电力工业商业化运营与电力市场.北京:中国电力出版社, 1998
[3]中华人民共和国国务院:电力体制改革方案,2002,2
[4]尚金成 黄永皓 夏 清:电力市场理论的研究与应用.北京:中国电力出版社, 2002