2009年11月20日 02:40第一財經日報【大 中 小】 【打印】 共有評論0條

高永鈺

電價上調的時間姍姍來遲，國家發改委昨天下午3點宣布，自本月20日起全國非民用電價每度平均提高2.8分錢，暫不調整居民電價，未來居民用電將逐步推行階梯式遞增電價，用電越多，電價越高。

CBN記者從國家發改委獲悉，此次除銷售電價上調之外，各省區的上網電價也做了部分調整。陜西、甘肅等10個省區市燃煤機組標桿上網電價適當提高，而浙江、上海和江蘇等7個省區市燃煤機組標桿上網電價將適當下調。并且提高可再生能源電價附加標準。

上周末，國家發改委已經同各省商討完畢。盡管業界對于電價上調的預期上升，“考慮到多方面的因素，電價此前一直遲遲未動。”電力部門的一位官員在接受CBN采訪時表示。

彌補電網虧損

國家電網公司此前向CBN記者表示，今年1~8月該公司累計支出購電費用5938億元，其中因火電機組上網電價單邊上調，和墊付脫硫加價補貼資金影響，購電費增加382億元，預計全年將達到600億元。

去年，國家發改委在7月1日和8月20日分兩次對電價進行調整，其中上網電價平均每度提高了4.14分，輸配電價平均每度提高了0.36分，銷售電價平均每度提高了2.61分，由于后一次電價調整，只上調了上網電價，而對終端的銷售電價卻暫時未做調整，導致兩大電網公司的直接出現虧損。

“發電在整個電力行業的成本約為60%~70%。其余的則是電網企業的輸配成本。”上海大學教授、國家電監會專家組成員言茂松在接受CBN采訪時表示。

國家發改委價格司司長曹長慶在昨天的通氣會上表示，去年8月20日調價后，由于當時通脹壓力較大，且金融危機已經給經濟發展造成沖擊，電網企業銷售電價沒有同步調整，導致購電成本劇增。今年1~8月，國家電網和南方電網公司虧損161億元，同比減少利潤238億元。

兩大電網的資產負債率都已經非常高了，如果再讓電網承擔上網電價的2分價差，可能會直接影響到銀行的還貸，那將是一個可怕的后果，這是任何一個部門都不愿意看到的，中國能源網首席信息官韓曉平表示。

從國家電網公司透露的數據看，由于去年前9個月，國家電網虧損160.5億元，國家電網所屬30個地方公司中有25個公司虧損。

產能結構調整

“由于此前西部的電價基數較低，而東部的電價基數較高，并且西電東送的價格偏低。”韓曉平在接受CBN采訪時表示。

此次電價調整，對于行業影響明顯。CBN從國家發改委獲悉，銷售電價上調2.8分之后，有色金屬行業利潤將下降7.6%，采礦業下降5%，建材行業下降3.7%，而化工行業和制造業將分別下降2.8%和0.3%。

“這對于高耗能行業將有明顯的抑制作用，而且由于此次調整的是非居民電價，因此對于商業也將是一個較大的影響。”中國人民大學公共管理學院副院長、中國價格協會理事許光建在接受CBN采訪時表示。

受昨天電價調整影響，金屬期貨普遍上漲。證券市場上，電力、鋼鐵板塊全面上揚。

新能源電價有望近期出臺

為減排二氧化硫，大幅度減少酸雨，近年來，中國燃煤機組普遍安裝脫硫設施，使得電網企業需支付的脫硫加價資金增加，需要通過提高銷售電價疏導。

“另外，中國風電、太陽能發電等可再生能源迅猛發展，目前在電價中收取的可再生能源電價附加資金不敷使用，需要提高標準。”中國可再生能源協會的一位負責人在接受 CBN采訪時如此表示。

據統計，自2005年底至2008年底，全國可再生能源發電裝機增加了868萬千瓦，增長了703%，其中，風電裝機增長了695%，且繼續呈現快速增長的勢頭，需適當調整可再生能源電價附加標準。同時，脫硫電價政策需進一步完善，2007、2008年共有2億多千瓦的燃煤機組加裝脫硫設施，為減少二氧化硫排放作出了重要貢獻，同時也導致脫硫加價資金需求越來越大，需要通過提高電價進行疏導。

因此，國家發改委的意見是，制定與完善鼓勵節能減排和可再生能源發展的電價政策，對電廠脫硫實行價格補貼，對風力等可再生能源發電實行標桿電價，促進了可再生能源的發展。

此前，國家能源局可再生能源司副司長史立山在接受CBN采訪時表示,確定上網電價之后,在光伏發電并網時,對電網的接入系統也將給予相應補貼，以激發電網公司參與光伏并網發電的積極性，解決并網難的問題。

電價改革起步

在此次電價調整中，國家發改委強調，將加快城鄉用電同價，工商業用電同價步伐，并按照公平負擔原則，適當調整電壓等級之間的差價。

并且，“要求各地研究階梯電價改革方案，居民用電分檔電價，對基本電量保持較低電量，用電越多、價格越高。”國家發改委的文件稱。

電網企業的成本有的是直接發生的經營成本，有的是以電力安全為名義上馬的調峰電廠，有的電網企業內部又存在補貼，有時甚至用購買的低電價來消化如三峽購電等高電價，這樣也導致了終端電價異常復雜。

此前，國家發改委和電監會對于電價改革進行了一系列探索。“在東北地區建立區域電力市場，進行競價上網試點，取得了寶貴的經驗；會同電監會、國家能源局制定了電力用戶與發電企業直接交易辦法，放開了20%的售電市場。”國家發改委的文件稱。

此次調價，國家發改委對燃煤電廠實行標桿上網定價制度。新建機組投產后執行事先統一制定的標桿電價，改變了過去按項目成本核定電價的做法，并且實施煤電價格聯動機制，使電價及時反映煤價變化，將基礎能源市場價格變化及時傳遞給電力消費者。

“中國的電價交叉補貼很嚴重，并且到現在為止，商業電價其實是最高的，其次才是工業電價。事業單位電價和民用電價最低。”韓曉平進一步稱。

因此，根據國家發改委的改革步驟，在發電環節，實行“三試點一放開”，即進行大用戶與發電企業直接交易、建立市場平臺進行雙邊交易以及選擇部分電網開展競價上網試點，在具備條件的地區逐步放開新核準機組上網電價；在輸配電環節，逐步開展按“成本加收益”辦法核定電網輸配電價的試點，強化對電網企業的成本約束機制；在售電環節，繼續優化銷售電價分類結構，減少交叉補貼，建立有利于節能減排，引導用戶合理用電的銷售電價體系。

“這意味著已經拉開了調價的前奏。”許光建進一步表示。

附表_近年各地電價調整概況

資料來源：本報整理

2004年1月1日 經國務院批準，國家發改委發布通知，自2004年1月1日起，將全國省級及以上電網統一調度的燃煤機組上網電價統一提高每千瓦時0.7分錢。

2005年5月1日 自5月1日起全國銷售電價水平平均每千瓦時提高2.52分錢，旨在解決2004年6月以來煤炭價格上漲、部分電廠經營虧損以及取消超發電價等對電價的影響。

2006年6月30日 國家發改委發出通知，決定自2006年6月30日起，將全國銷售電價平均每千瓦時提高2.5分。

2007年7月1日 發改委發布通知，將山西省、內蒙古自治區內新投產電廠送京津唐電網上網電價分別調整為每千瓦時0.298元和0.297元(不含脫硫加價)，電價調整自2007年7月1日起執行。

2007年10月1日 國家發改委通知要求，自10月1日起，上調東北電網內部分電廠的上網和輸電價格，以維持電力企業正常運營。

2007年12月 國家發改委下發通知，采取分步降價或轉讓部分發電量指標方式，下調吉林、湖北等八省(區、市)統調小火電機組上網電價。

2008年06月30日 在國家發改委確定自7月1日起全國平均銷售電價每千瓦時上調2.5分錢后，上網電價隨同上調。

2008年8月19日 國家發改委發出通知，決定自8月20日起，將全國火力發電企業上網電價平均每千瓦時提高2分錢，電網經營企業對電力用戶的銷售電價不做調整。

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