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改革开放以来,我国发电侧上网电价政策随着经济体制改革、电力供需形势变化经历了还本付息电价、经营期电价、标杆电价、竞价上网等阶段。梳理如下:
(来源:微信公众号“电力市场随感”)
一、还本付息电价
1985年以前,我国实行高度垄断的电价管理制度,实行计划建设、计划发电、计划供电、计划用电体制,进入80年代中期以后,全国性缺电局面日益严重。在此背景下,1985年4月,国家经济委员会、国家计划委员会、水利电力部、国家物价局发布《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》,决定改革国家统一出资建设电力设施和统一制定电价的办法,允许除国家以外的其他投资者投资发电项目,包括外资、地方政府和社会投资者,促成大量投资流向发电领域。“多种电价”包括:
1.一厂一价:1985年以前主要利用政府拨款建设的电厂以及1985年至1992年期间利用补贴的政府贷款建设的电厂,上网电价=定额发电单位成本+发电单位利润+发电单位税金,实行一厂一价,一次核定多年有效;
2.还本付息电价:1986年-1992年期间建设的非中央政府投资的电厂以及1992年以后建设的所有电厂,按还本付息原则核定电价。上网电价=定额发电单位成本+发电单位还贷利润-发电单位折旧还贷额+发电单位投资回报和企业留利+发电单位流转税和所得税。实行一厂一价或一机一价,一年一核定。还本付息电价受电厂(机组)个别投资成本影响,激发了各方集资办电的热情,较短时期内解决了严重缺电的局面;但是由于发电投资成本缺乏有效约束机制,导致上网电价持续上涨。
从1997年开始,电力供需形势开始出现逆转,1997-2001年之间的供应充足甚至过剩。这与1985年开始实施鼓励多元投资和多种电价制度紧密相关,但是电力供应基础不牢固,属于短期内供大于求。
还本付息电价法对电厂固定成本而言是“事后定价”,即,核价时固定成本参数选择该项目本身的投资造价,可以确保发电项目收回投资,对发电企业工程造价没有约束。对于燃料成本而言是“事前定价”,即,核价时变动成本部分采用标准供电煤耗,而非项目本身的供电煤耗,发电企业仍可以通过降低煤耗(降低变动成本)的方式提高利润,即在还本付息电价下仍有降低变动成本的动机
二、经营期电价
2001年,原国家计委出台《国家计委关于规范电价管理有关问题的通知》(计价格〔2001〕701号),是从还本付息电价向经营期电价过渡的标志性文件。将按电力项目还贷期还本付息需要定价,改为按社会平均先进成本定价,加强了电力企业的成本控制意识。文件明确发电项目经营期:火电20年、水电30年。
经营期电价法对发电企业固定成本而言仍是事后定价,但延长了贷款期限,电价水平有所降低,对发电企业工程造价仍旧没有约束。
三、标杆电价
从2004年开始,对新投产的燃煤机组在省网区域范围执行标杆电价政策,标杆电价以管制电价形式出现,一定程度上引入了市场竞争机制,是上网电价形成机制的革命性转变。但标杆电价机制本质上仍是一种经营期定价机制,但与经营期电价核定一厂一价定价机制相比,标杆电价不再考虑各电厂自身投资和特殊成本,对同类电厂执行相同的标杆电价。如燃煤电厂标杆电价,不考虑机组单机容量、机组台数、煤耗数据、用煤来源及煤价等。
2004年标杆电价的核定方法:以当年京津唐电网新机组上网电价为参照,主要考虑各地区煤炭价格差异分别确定各省标杆电价水平;以单机30万千瓦机组和当时的供电煤耗水平确定标杆电价。目前,随着技术进步、燃煤机组单机容量扩大、单位造价大幅降低、发电煤耗大幅降低,而历史上标杆电价调整仅针对电煤的价格变化,未考虑机组性能进步等因素。
标杆电价法不论对固定成本(投资造价),还是变动成本(燃料成本),核价时的参数选择均采用较先进的社会平均成本,即均为“事前定价”,对工程造价实现约束,电价水平进一步降低。
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