浅谈我国现行水电上网电价形成机制存在的问题

2014-04-07赵鲜

四川水力发电 2014年2期

关键词：现行电价水电

赵鲜

(四川省内江水利电力建筑勘察设计研究院，四川内江 641000)

1 我国现行水电上网电价形成机制

上网电价是电力生产企业向电网经营企业供应电能的结算价格。我国上网电价的确定主要有三种方法：

一是一部制电价模式。通常也称作还本付息定价模式，即“一厂一价，还本付息”。我国在20世纪80年代至90年代以集资、网省电力公司自有资金和国家贷款等形式新建的电厂大部分实行了还本付息定价模式。

二是两部制上网电价。即是将上网电价分成容量电价和电量电价两部分。容量电价是对电厂提供的上网容量计价付费的依据，而与电厂实际发电量无关；电量电价是对实际上网电量计价付费的依据。这种模式在国际电力市场上被广泛采用，也是在我国竞价上网试点阶段和目前电价改革方案中主要推荐的一种模式。

三是标杆电价。即按照社会平均成本，依据经营期上网电价测算方法，分别确定各省新投产机组的上网电价。由于水电行业投资差异过大的特殊性，而标杆电价核定过于简单，形成一刀切的局面，缺乏一定的科学性，部分省份取消了标杆电价定价政策。目前只有少数省份在执行标杆电价政策。

目前，我国现行上网电价确定原则仍采用政府定价原则。政府按合理补偿成本、合理确定收益、依法计入税金、坚持公平负担的原则确定上网电价。上网电价由政府核定、审批，一般与上网电量相匹配。从实际执行来看，不同的电厂投产于不同的历史时期，执行不同的电价测算政策，确定上网电量的方法也不相同。

当前，我国发电厂上网电量执行情况大致有两种：(1)电网承诺发电设备利用小时。这种模式存在两大弊端，一是随着电网内发电机组的增多及负荷需求的变化，实际发电利用小时数在不断变化，呈逐渐减少的趋势。原有承诺的利用小时给电网的经济调度及合理利用资源带来不利因素，给电网安全运行带来隐患。二是这种模式在因市场供求不平衡时难以作到公平合理。②同类型机组同等发电利用小时。这种模式相对合理，但随着电网的发展和发电技术的改进，同容量但不同性能的机组将陆续投入运行，这些机组之间很难有可比性，同样难以做到公平合理。

2 我国现行水电上网电价形成机制存在的问题

由于现行上网电价是处在原有非市场电价机制与后来市场电价机制并存、但以前者为主的改革初期，所以原有电价机制存在的问题在新条件下充分暴露，新老电价机制混合的缺陷也就更为明显和突出。

2.1 现行电价机制致使上网电价结构未理顺

现有电价机制中，主要还是还本付息单一电价机制。由于没有按质定价，峰谷、丰枯的上网电价一样，不同类型的电厂(峰荷、腰荷、基荷电厂)电价也无区别，缺乏竞争机制。担负调峰和备用容量的电厂给系统带来很大经济效益，但却因发电量较少得到的回报偏低，降低了经济效益和竞争能力，不能体现优质优价原则。由于电厂的效益与发电量捆在一起，发电量越多，电厂的效益就越大，使得每个电厂都愿意全天满负荷运行，不愿承担调峰任务，造成系统运行低谷周波上升、峰荷电力不足，安全和可靠性受到不利影响，不利于系统调峰运行。投资者不愿向具有调峰能力的水电厂、抽水蓄能电厂、燃汽轮机机组等具有系统效益的电站投资，热衷发展小火电，造成电源结构配置不合理，不利于优化电源结构。

2.2 现有电价机制导致电价水平不合理

作为现有电价机制主体的还本付息电价机制，其实质是属于成本推动型的价格机制。由于与之配套的管理方式与市场不协调，政府计划痕迹明显，价格管制部门权限和责任都过大。如果社会监督、纠正机制不力，电价往往容易失控。作为一种以个别成本为基础，成本没有约束、市场没有竞争、价格没有控制，实行“一厂一价”的电价模式，其最大弊端在于利润先保、成本全包、价格无控。在这种电价机制下，投资者可以获得可靠而稳定的回报率，不存在投资风险。在电价失控条件下，无论技术多么落后，条件多么恶劣，都可以上项目，都有利可图。只要上项目，就可以稳赚不赔，没有任何风险，客观上鼓励了盲目投资、重复建设，造成投资膨胀。这种电价机制下形成的电价水平不能反映社会或市场的平均价格水平及风险程度，也不能有效体现供求关系。

2.3 长期维持现行水电上网电价不能有效体现供求关系和资源价值，不利于水电发展

电力工业具有自然垄断性，政府定价有利于国家的宏观调控，保持物价稳定，避免电力企业获得超额利润。现行的定价机制是政府根据社会平均成本核定某一区域内的标杆电价，对区域内新投产电源项目统一上网电价。政府在制定电价时以成本为基础，较少考虑市场供求状况，不利于充分发挥市场机制作用，也不利于水电作用的充分发挥及价值体现。

如果政府制定的某类电力产品价格较高，就会导致过多的投资者将资金转移到该产业，造成发电企业过多，资源浪费，设备闲置率高。如果制定的水电价格过低，没有达到市场均衡价格，就会导致水电投资额下降，难以实现我国能源结构向清洁和可再生化调整，不能达到大规模节能减排的目的，甚至产生电力短缺现象。

2.4 上网电价未能反映水电特点，定价准则待完善

目前部分省份采用的标杆电价相对于还本付息电价和经营期平均电价对于控制电源建设投资，控制电价总水平起到了积极的作用，但也存在一些问题。特别是水电，由于其建设条件的特殊性，即使同一地区不同水电站间资源建设条件差异较大，开发方式、水库调节能力、地形地质条件、水库淹没等都会影响电站的经济指标，用一个长期不变的标杆电价去衡量区域内所有的水电站具有很大的难度，对开发商也有失公平，也不利于水力资源的合理利用。

以二滩水电站为例，二滩水电站国家批复的上网电价为0.278元/kWh，根据四川省峰谷、丰枯电价规定，二滩电站按上网电量实际得到的收入约0.22元/kWh，低于批复的电价水平。造成这个问题的主要原因是虽然二滩具有较好的调节能力，但基于水电的特点其丰水期电量较大，按现行四川省峰谷和丰枯电价政策，汛期电价下浮对销售收入影响较大，枯水期电价上浮增加的收入不足于以弥补汛期电价下浮减少的销售收入。

2.5 现有电价机制缺乏成本约束，造成工程造价膨胀和电价攀升

还本付息电价政策的实施会造成电力工程造价飞涨，主要表现在两个方面：一方面还本付息电价机制下，电站建设成本与运行成本不论有多高都可以通过上网电价的相应调整保证收回，因而造成电厂成本约束软化；另一方面，在我国建厂和定价的顺序上，也纵容了工程造价的膨胀。

在西方发达经济国家，新建电厂可行性分析的一个核心是预测运营后的电价能否为消费者所接受，所以项目批准的前提是政府与电力企业在未来电价上达成一致，即先定价、后建厂。但我国的电力项目建设恰恰相反，即先建厂、后定价，从而导致电力工程项目建设成本缺乏约束。由于新建电厂都根据自己的贷款条件确定上网电价，对贷款规模无最高限制，缺乏约束机制，使投资者放松对工程造价的控制，把主要精力放在争取调整概算、决算和上网电价上，将所有工程成本挤入电价中，最终使电价攀升。

2.6 现行电价制度存在价格歧视，致使电力企业之间难以开展公平竞争

电力产品作为特殊商品，其价格形成依赖于电力生产时间和用户的用电特性，应按产供销反映的生产成本和供求关系确定价格。现行电价机制导致“一厂一价”，上网电价以每个企业的实际生产成本、还本付息、利润加总为基础确定。不同企业的投资、经营成本不同，其上网电价也表现各异。如不同投资主体或所有权结构的电厂，平均上网电价差别较大。这种未能反映产品价值而确立的差别歧视价格，将会使低电价企业丧失自我积累的能力，挫伤其投资电力的积极性。随着一些电力企业还本付息年限的接近，歧视电价将使它们开展公平竞争缺乏统一标准，高电价企业具备明显的竞争优势。

2.7 网内网外电厂两种价格机制，不利于公平竞争和实现资源的优化配置

历史上电力都是发电、输电、配电一体，实行垄断经营。实行社会多渠道集资办电以后，新建电厂实行两种价格机制：由社会多渠道集资建设的电厂，在电网外独立核算，与电网签订购电合同，按照批准的上网电价和实际上网电量与电网结算；由各省电力局投资建设的电厂，或由省电力局管理的电厂，均实行由电力局统一在电网上加价还贷，没有实行单独核算，也没有实行单独定价。同时还有在实行还本付息政策以前由国家无偿投资建设的老电厂，造价很低，没有还贷的压力，因此发电成本很低。在这种情况下，电力局为了实现自身利益的最大化，不可能实现公平调度和资源的优化配置。