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首次煤电价格联动于2005年5月1日启动。上网电价上调了2.3分/千瓦时,销售电价上调2.52分/千瓦时。然而此后电煤价格仍继续上涨,导致2006年产运需衔接双方始终无法在供需价格上达成一致,谈判再次陷入僵持。
第二次是在2006年7月1日。2008年连续实施了第三次和第四次煤电价格联动,由于当年煤炭需求量增长及“煤炭资源税”“矿山环境恢复治理保证金”和“煤矿转产发展资金”等加征,使煤炭生产企业的利润进一步降低。
2012年12月25日,煤电联动机制迎来“新版本”。国务院发布《关于深化电煤市场化改革的指导意见》,对联动机制进行了修改:当电煤价格波动幅度超过5%时,以年度为周期,相应调整上网电价,同时将电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%。上网电价出现两次调整,但均未涉及煤电联动。在此期间,燃煤发电上网电价也经历多次调整,但并没启动煤电联动。
第五次正式煤电价格联动在时隔7年之后。2015年4月8日召开的国务院常务会议决定,按照煤电价格联动机制,下调全国燃煤发电上网电价平均每千瓦时约2分钱。2015年底,国家发展改革委印发《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》,宣布2016年1月1日起开始实施完善后的煤电联动机制,并公布完善后的机制基准和具体内容。
第六次煤电价格联动隔年而至。2016年1月1日起,国家发展改革委称降低燃煤发电上网电价全国平均每千瓦时约3分钱,同时降低一般工商业销售电价全国平均每千瓦时约3分钱。这是“新机制”后的首秀。
二电力市场化改革降低企业用电成本
新一轮电改推进竞争性环节电价市场化改革。2015年3月,中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号),作为顶层设计方案,中发9号文描绘了新一轮电力体制改革蓝图。2016年,全国市场化交易电量突破1万亿千瓦时,约占全社会用电量的19%。其中,大用户直购电量接近8000亿千瓦时,平均降幅6.4分,每年减轻企业用电支出约500亿元。截至目前,输配电价改革试点实现省级电网全覆盖,已有28个省级电网公布了输配电价。输配电价改革后,平均输配电价,比现行购销价差,平均每千瓦时减少将近1分钱,核减32个省级电网准许收入约480亿元。
调整电价结构,减少电价附加费。销售电价中包含的基金和附加平均征收标准从5.4分下降到3.05分,占销售电价的比例从8.18%下降到4.66%。取消向用户征收的城市公用事业附加,取消电气化铁路还贷电价,取消在电价中征收的工业企业结构调整专项资金,将重大水利工程建设基金、大中型水库移民后期扶持资金的征收标准分别降低25%。目前,我国的可再生能源附加征收标准为1.9分/千瓦时。在价格政策支持下,新能源产业驶入快车道,全产业链技术水平不断提升。自2009年以来,风电、光伏产业技术水平显著提升,工程造价明显下降。根据新能源技术进步和工程造价降低情况,2016年底,国家发展改革委实行光伏发电、陆上风电标杆上网电价退坡机制,较大幅度降低2017年新投产光伏电站标杆电价,适当降低2018年新投产陆上风电标杆电价。
三品油价格形成机制改革历程
1998年以前的很长时期内,中国的成品油用户享受着低油价的待遇,石油价格的调整,一直由国家确定,往往是一次调整,长时期内不变。1993年中国成为石油净进口国,完全由政府定价已经不合时宜,也不符合市场经济的趋势。1998年,随着中国石油、中国石化两大集团重组,油价改革也拉开了序幕。
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