中国电价的历史现在与未来

2006年1月24日专题研究电力我国电价的历史、现状和未来主要内容王弘[e-mail]油、气、水、电、煤、土地等资源定价市场化改革从去年年底开始提速。电价随着行业的发展走过了漫长的演进道路。从厂网不分，不计回报的指令性电价，发展到现在形成庞大复杂的电价体系。目前处于从原来计划体制下政府管理向市场化竞价上网改革的过渡阶段。在三个环节的电价体系中，新机组上网电价由国家按照经营期限根据某一地区的电力企业的社会平均成本加合理利润率和税收规定地区统一的标杆电价，老机组原有电价逐步统一。上网电价与燃料价格实行煤电联动。销售用户分类和电价目录更加复杂。输配电价没有明确的制定机制，主要表现为平均销售电价和上网电价的差价及网损。z根据核定电价的原则，估算的现有上网电价的平均水平和电价结构是：煤电不含税（不含脱硫）的电价构成：上网标杆电价大约在0.20－0.36元/千瓦时之间。电价中燃料费大约占45%－55%，折旧费占15%－20%，财务费用占7%－10%左右，大修理费占7%－8%左右。水、气、油、风、核电等电价及结构见文。z传统电价机制的弊端：反算电价和事后定价没有市场竞争，鼓励高成本；政府核定电价造成各环节脱节，销售电价无法反映和调整电力供求关系；没有促进资源优化配置，技术进步；输配电价尚未明确。z电价市场化改革原则：保障发电企业合理回报；为全社会提供经济的稳定的电能；全国范围内优化资源配置，提高能源使用效益，发展环保、可再生能源和新能源；促进技术进步和管理水平提高，降低成本。z电价市场化改革目标：将电价划分为上网电价、输电价格、配电电价和终端销售电价；发电、售电价格由市场竞争形成；输配电价格由政府通过核定成本、加上合理利润及税收制定。竞价上网包括实行两部制电价后电量电价的全面竞争和逐步提高竞价上网电量比重的竞争。销售电价普遍推行两部制电价；建立峰谷电价、季节性电价和丰枯电价，实行销售电价与上网电价的联动，试点直供电。z改革的进程：05年4月，东北区域电力市场竞价上网模拟运行，预计06年正式运营。05年7月、11月，华东、南方电力市场开始模拟运行。预计06年底华中、华北电网，07年西北电网开始模拟运行。z竞价上网改革对电力行业的影响：资源定价和竞价上网改革意味着利益集团的利益再分配，包括各级政府在内的各种主体间的博弈决定改革的进程和最终格局。新的能源战略要求价格要充分反映稀缺资源品的价值，通过价格杠杆调整市场供求。竞价上网是一个长期渐进的过程，最终目标是降低成本，但初期可能表现为简单的降价，发电企业收入和毛利率下降；长期来看，竞价上网并不意味着上网电价一定下跌；上网电价与销售电价联动，为发电企业成本转移提供了通道，缓解燃料成本持续上涨压力；电力市场化的方向应该是有政府管制的有限竞争；电力产品高度同质化，竞争的主要手段是成本和价格。竞争加剧，行业内两极分化，收购兼并将成为必然，电力行业的发展更加健康。z具有成本优势和价格优势的公司受益于竞价上网，原来结算价格较高的企业有降价压力。水电行业是竞价上网的受益者，但环保移民等成本增加和依赖气候的属性削弱了其竞争能力。竞价上网对不同区域的电力公司影响不同。定性分析表明，火电行业华能国际、国电电力、国投电力全国性企业以及粤电力、深能源、申能股份等地区龙头企业，还有长江电力、桂冠电力等水电公司在未来竞争中处于有利地位。竞价上网对证券市场电力板块心理预期压力大于实际影响。由于存在多种不确定性因素，电力板块缺乏持续上涨动力，振荡行情可能性较大，投资策略应采取波段操作，高买低卖。在股价处于低谷时，配置我们推荐的投资组合。行业研究敬请阅读末页的重要说明Page2前言油、气、水、电、煤、土地等资源定价市场化改革从去年年底开始提速。电力行业的电价改革其实已经走过了很多年。目前厂网已经基本分离，各项电力监管和市场建设配套政策以及实施的具体办法陆续出台，电力行业供求关系发生逆转，电网建设为网间电能传输交换提供了支持，电力市场软硬件建设也日臻成熟，诸如此类的各种条件基本具备，电力体制改革的重头戏——竞价上网逐渐拉开序幕，东北、华东、南方电网陆续从模拟、试运行到正式运行。电价改革无疑是电力体制改革的重中之重，由于电力与国民经济和社会生活各个方面休戚相关，牵一发而动全身，改革需要慎之又慎，稳妥推进。一、电价的历史沿革1985年前指令性的销售电价没有投资回报概念。1985年是我国电价变革具有重要意义的一年。在这以前，电源和电网全部由中央政府出资建设，电力行业发、输配、售一体化，国家实行指令性电价，电价没有上网电价的概念，只有针对最终用户的销售电价，实行照明、普通工业、非工业、大工业用电电价几大类。60年代以后，我国全国电价水平基本统一，对某些耗电高的工业和农业生产用电实行了优惠电价。十一届三中全会以后，销售电价局部进行调整，部分实行了季节电价和峰谷电价。电价制定主要考虑维持设备折旧和直接运营费用，只维持简单再生产，不包括投资回报。1985年后以指导电价、指令电价共存，形成复杂的电价体系。电力供给逐渐紧张，1985年国家出台《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》以及以后的电价随燃运加价浮动的重要政策，鼓励地方、部门和企业投资建设电厂，投资主体多样化，由原来的单一制改为多家办电的形式。厂网仍然不分，但出现了一些不属于电网的独立发电厂，上网电价的概念逐渐形成，代售加价呈现输配电价的轮廓，电价中开始考虑燃料成本上涨和投资回报。实行“新电新价”，“老电老价”，形成了“一厂一价”，甚至“一机一价”，主要表现为集资办电电价、利用外资办电电价、小水、小火电电价等九种指导性电价，与指令性电价并存。指导性电价形成的主要模式是还本付息电价。电价主要是三段式电价，即投产期、还贷期（通常为10）年、还贷后三段电价。发电厂售电电价按成本、税金、合理利润核定。这种模式实际上一定成度保证电厂利润，鼓励投资发电。1997年后采用经营期平均上网电价。随着电力供需缓和，1997年，在电力项目可研阶段测算电价时，开始采用经营期（通常为20年）平均上网电价，2001年，原国家计委下发计价格[2001]701号文件，将正在执行的三段式还本付息电价改为按发电项目经营期核定平均上网电价，新建电厂按经营期平均上网电价核定。行业研究敬请阅读末页的重要说明Page3政府核定电价时，仍以成本＋合理利税率为原则，经营期内资本金内部收益率按略高于同期内银行5年期以上贷款利率计算（通常2－3个百分点）。近几年电厂可研报告通常以8％或者10％的收益率申请电价。2002年后逐渐形成发电、输配、售电的三环节电价。随着厂网分开的逐步推开，五大发电集团等的建立，独立发电集团与电网之间形成上网电价，电网与最终用户之间形成销售电价。目前输配电价没有明确的、独立的定价机制，输电价格和配电价格没有分开。销售电价仍由政府统一对各类用户制定不同的价格标准。不同区域间的上网和销售电价差别很大。二、现有的价格体系及组成结构目前处于从原来计划体制下政府管理向市场化竞价上网改革的过渡阶段。电价结构组成中，终端售电价格是由发电、输电、配电、销售四个环节的价格相加组成，各个环节均由政府制定，在电价结构当中绝大部分是由发电环节构成。1、上网电价上网电价主要有经营期平均上网电价、老电厂电价、三段式还本付息电价、外商投资及中外合资电厂固定回报率电价或承诺电价、小水电、小火电电价、可再生能源电价。一些地区实行了峰谷电价，部分水电站实行了丰枯电价。个别抽水蓄能电站还实行了两部制电价。去年六月，发改委调整电价时取消了绝大部分的计划电量和计划内电价（包括水电），全部电量采用同一核准价格，并公布了各个地区火电上网的标杆电价。目前上网电价的制定原则：竞价上网前，政府根据经营期限，按省级电网内同时期建设的同类型技术先进的发电机组的社会平均成本为基础核定成本，加合理收益和税金的原则核定上网电价。除政府招标确定上网电价和新能源的发电企业外，同一地区新建设的发电机组上网电价实行同一的标杆电价；原来已经定价的发电企业上网电价逐步统一。通过政府招标确定上网电价的，按招标确定的电价执行。同时，上网电价随燃煤价格波动实行煤电联动。当燃料价格涨落幅度较大时（涨幅超过5％），上网电价在及时反映电力供求关系的前提下，与燃料价格联动（半年调整一次，电价承担70％，电力企业自身消化30％）。另外公布了脱硫电价为0.015元/千瓦时（含税）。水电也有类似标杆电价，地方小水电的价格由当地政府制定。根据核定电价的成本估算：煤电不含税（不含脱硫）的电价构成：上网标杆电价大约在0.20－0.36元/千瓦时之间。电价中燃料费大约占45%－55%，折旧费占15%－20%，财务费用占7%－10%左右，大修理费占7%－8%左右。这四项共占电价的70%－90%。气电不含税的电价构成：常规气电上网电价在0.38元－0.47元/千瓦时之间。气电电价中燃料费大约占60%－70%，折旧费占10%－15%，财务费用占5%－10%，大修理费占行业研究敬请阅读末页的重要说明Page4电价中燃料费大约占60%－70%，折旧费占10%－15%，财务费用占5%－10%，大修理费占4%－6%。这四项共占电价的80%－90%。燃油调峰电厂不含税电价广东大约在0.58－0.62元/千瓦时，但燃油去年涨幅超过了50%，地方政府多有补贴或者临时电价上调。常规水电不含税电价构成：电价大约在0.12－0.25元/千瓦时（地方电网的小水电高低差别很大）。新建电站的电价较高。折旧费大约占30%－40%，财务费用占20%左右，其他费用占12%－15%，三项共占电价的60%－75%。抽水蓄能不含税上网电价大约在0.7－0.95元/千瓦时，折旧占60%。核电不含税上网电价大约在0.35－0.42元/千瓦时之间。核电电价中折旧费大约占22%－25%，财务费用占19%－22%左右，燃料费占10%－15%左右。这三项共占电价的55－60%。风电不含税上网电价0.5－0.68元/千瓦时之间。电价中大约30%－40%左右为折旧，10%为运行成本，财务费用18%－22%。2、输配电价目前输配电价没有明确的、独立的定价机制，输电价格和配电价格没有分开（小部分长距离输电规定了输电价格）。输配电价主要通过政府制定的销售电价与上网电价之间的差反映出来。以此计算的全国输配电价的平均水平大约在0.1元/千瓦时左右。长距离输电电价的价格制定与建设成本和输送距离有关，如2002年原国家计委疏导电价中规定天广交、直流输电至广东为6.5分/度；天广交流输电至广西为4.2分/度；云南送天生桥1.7分/度；贵州电网送天生桥1.7分/度；2004、2005年调整上网电价、销售电价意味输配电价也有所调整，云贵送广东输电价格每千瓦时调高1分钱。3、销售电价销售电价目录体系非常复杂。不同区域、行业、电压等级的电价差别很大。电价通常以省为基础，制定复杂的电价目录体系。电价目录的用户分类：居民生活用电、非居民照明用电、商业用电、非工业和普通工业用电、大工业用电、农业生产用电、贫困县农业排灌用电等。不同电压等级电价不同，电压等级越高，电价越低。农业和居民用电受政策保护。在非工业及普通工业用电中，对中、小化肥生产商实施电价优惠，或者调高电价时对居民和农业生产、中小不做调整。目的是降低化肥的生产成本从而降低化肥的销售价格，降低农业生产成本。居民用电近年部分地区省市经过听证手续后上调。行业研究敬请阅读末页的重要说明Page5能源政策转化，对高耗能行业的电价从优惠转向涨价。前些年国家对高耗能大工业用电实行电价优惠，近几年供求紧张，国家能源政策发生变化，对电石、电解烧碱、合成氨、电炉黄磷等的电价优惠全部取消，不仅如此，还对电解铝、铁合金、电石、烧碱、水泥和钢铁等六个高耗能产业实行差别定价。销售电价与上网电价大致正向联动。上网电价高的地区销售电价高，上网电价低的地区销售电价低。各地电价水平不一，高低差别很大。广东、江浙地区的上网电价和销售电价较高。需求侧管理日渐加强，部分省市实行销售侧分时电价、峰谷电价、避峰电价等