发电企业上网电价初探.docx

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。【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》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，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“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。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。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，二氧化硫排污费由元/公斤提高到元/公斤。河北省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元、县城不得低于元。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。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6100小时下降为2007年的5400小时，降幅%。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