我国现行上网电价政策.doc

我国现行上网电价政策 建国以来，我国电力工业一直采用垂直一体化管理模式。2002年，国家实施电力体制改革，提出“厂网分开，竞价上网”的发电侧改革目标，但受到我国上网电价改革过渡时期出现的几个现实难题：合同电量历史遗留问题、“一厂一价”电价统一问题、新老电厂公平竞争问题、煤电矛盾有效解决问题等的影响，改革推进缓慢，目前仍处于电力市场化进程的起步阶段。 我国上网电价的历史沿革 在计划经济体制下，发电企业按照政府安排的发电计划进行电能生产，供电企业按照计划向用户供应电能，电厂与电网都隶属政府部门，不存在上网电价的概念。 改革开放初期，电力改革逐步开展，其中电价是电力工业改革与发展的关键因素之一，是电力市场的杠杆和核心内容。电价的制定原则对电力市场的形成与发展有着重要的作用，虽然没有明确上网电价的概念，但在电价制定过程中，已经逐步考虑发电厂维持设备折旧和直接运营费用等问题。 具体来讲我国的改革历程如图7-1所示： 图7-1 我国上网电价改革历程 1985年为了吸引社会投资，加快电力工业发展。国家出台“关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定”（国发[1985]72号），鼓励地方、部门和企业投资建设电厂，投资主体由原来的单一制改为多家办电的多样化形式，并在电价中开始考虑投资回报。 1988年国务院印发了“电力工业管理体制改革方案的通知”（国发[1988]72号），要求按照“政企分开、省为实体、联合办电、统一调度、集资办电”的方针，因地、因网制宜，改革现行电力工业管理体制，加重地方在办电和用电方面的责任，调动各方面办电的积极性，形成多渠道、多层次、多模式办电的局面。在文件精神指导下，逐步将省电力局改建为省电力公司，将网局改建为联合电力公司，形成独立核算、自负盈亏的经济实体。同时出现了一些不属于电网的独立发电厂，这些电厂与电网签订经济合同，电网代售电量，并收取管理费。电价实行“新电新价”，“老电老价”，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，形成复杂的电价体系，上网电价的概念逐渐形成。 虽然我国对集资建设的电厂实行还本付息电价政策，发挥了加快电力发展、缓解电力供应紧张局面的重要作用。但是随着我国社会主义市场经济体制改革的深化和电力市场情况的变化，还本付息电价政策带来的问题也日益显现。为了防止新建发电项目投产初期上网电价过高，推动销售电价水平过多上涨，1997年在电力项目可行性研究阶段测算电价时，开始采用经营期电价测算方法。1998年后，国家适时调整电价政策，以经营期电价政策取代还本付息电价政策。经营期电价在一定程度上改变了成本无约束、价格无控制的状况。2001年，原国家计委下发计价格[2001]701号文件规定，将现行按发电项目还贷需要核定还贷期的还本付息电价改为按发电项目经营期核定平均上网电价。还贷已经结束或折旧已经提完的，要重新核定发电成本，降低上网电价；仍在还贷期内的，对尚未归还的贷款改为按剩余的经营期（整个经营期减去已运行年限）重新核定上网电价。 2004年，为了进一步完善政府管理职能，提高行政审批效率，引导电力投资，国家发改委在经营期电价政策基础上，推出了标杆电价政策，明确按价区分别确定各地水火电统一的上网电价。虽然在当时下发的文件中，没有明确称之为“标杆电价”，但业内将此重大的上网电价改革政策称之为“标杆电价”政策。 还本付息上网电价政策 20世纪80年代中期至2001年前，对集资、贷款和利用外资建设的独立电厂采用“还本付息电价”办法核定上网电价。即还贷期内电价按照补偿每个电力项目实际的运行成本，按期归还银行贷款本息，并取得合理利润水平的原则确定；还贷期后随着成本降低相应降低电价。 还本付息上网电价的原理 上网电价由还贷期内发电成本费用、发电利润和发电税金构成。成本费用包括生产成本和财务费用。计算公式为： 上网电价=（生产成本+财务费用+发电利润+发电税金）/厂供电量 生产成本的计算方法 生产成本=燃料成本+水费+外购电费+材料费+折旧费+工资及福利费+预提大修理费+其它费用 其中： 燃料成本一般以机组的设计燃料消耗为测算基础； 水费根据设计的耗水量和当地政府部门规定的水价测算； 材料费根据电厂所在地区同类型电厂(机组)平均材料消耗水平计算； 折旧费按形成生产能力的固定资产原值及综合折旧率计算； 工资及福利费应根据行业标准容量电厂的定员人数和电厂(机组)所在地区平均工资水平和福利费计算； 大修理费按固定资产总额和大修理费预提比例计算，大修理费预提比例一般为1%至2.5%； 厂供电量=发电设备容量×设计利用小时（1-厂用电率）； 厂用电率：水电厂一般为0.5-1%，火电厂一般为4-8%。 财务费用的计算方法 财务费用主要是指电厂运营期间的贷款利息和汇兑损益,贷款利息包括长期贷款利息和流动资