講解國家電價政策講解講解材料

電價改革及有關(guān)電價機(jī)制中國華電集團(tuán)公司經(jīng)濟(jì)運(yùn)營協(xié)調(diào)部王忠偉2012年9月8日

一、國家電價政策沿革二、國外電價改革簡介三、水電電價形成機(jī)制四、煤電價格形成機(jī)制五、天然氣發(fā)電價格形成機(jī)制

一、國家電價政策沿革（一）定價方式我國電力價格按生產(chǎn)經(jīng)營環(huán)節(jié)分為上網(wǎng)電價、輸配電價和銷售電價，并實(shí)行政府定價。上網(wǎng)電價，燃煤機(jī)組執(zhí)行標(biāo)桿電價，并實(shí)行煤電價格聯(lián)動機(jī)制；燃?xì)鈾C(jī)組尚未出臺定價機(jī)制，實(shí)行臨時電價；水電暫實(shí)行按經(jīng)營期核定電價和標(biāo)桿電價并存；可再生能源發(fā)電基本實(shí)行標(biāo)桿電價。輸配電價暫按銷售電價減上網(wǎng)電價倒推計(jì)算。銷售電價是根據(jù)用戶性質(zhì)分類，并按不同電壓等級制定目錄電價。一、國家電價政策沿革電價管理四個階段。第一階段：1985年以前，建國之初至改革開放前的電價。此階段電價水平以穩(wěn)定為主，電價政策變化主要體現(xiàn)在結(jié)構(gòu)調(diào)整上。特點(diǎn)是定價權(quán)限高度集中；電價結(jié)構(gòu)統(tǒng)一；電價水平基本穩(wěn)定。第二階段：1985年至1995年，出臺集資辦電政策，實(shí)施多種電價制度。電價改革的主要目標(biāo)是吸引社會投資，加快電力工業(yè)發(fā)展。第三階段：1996年至2002年，重點(diǎn)是完善機(jī)制，規(guī)范管理，提高電價管理的科學(xué)性和透明度。電價改革由調(diào)整電價水平為主，轉(zhuǎn)向解決電價矛盾與改革電價形成機(jī)制和體制相結(jié)合。一、國家電價政策沿革

第四階段：2003年至今，推進(jìn)電力體制和電價改革，建立競爭性電力市場和電價形成機(jī)制為主。電價改革目標(biāo)，

長期目標(biāo)：在進(jìn)一步改革電力體制的基礎(chǔ)上，將電價分為上網(wǎng)電價、輸電價格、配電價格和終端銷售電價；發(fā)電、售電價格由市場競爭形成，輸電、配電價格由政府制定，即“放開兩端，管住中間”。

近期目標(biāo):建立與電力市場初期相適應(yīng)的上網(wǎng)電價機(jī)制；建立獨(dú)立的輸配電價機(jī)制，促進(jìn)電網(wǎng)健康發(fā)展；建立銷售電價與上網(wǎng)電價聯(lián)動機(jī)制；推進(jìn)大用戶直接購電試點(diǎn)。一、國家電價政策沿革主要措施：2003年7月公布頒布《電價改革方案》；2005年3月頒發(fā)《上網(wǎng)電價管理暫行辦法》、《輸配電價管理暫行辦法》、《銷售電價管理暫行辦法》三個配套實(shí)施辦法；2004年出臺標(biāo)桿上網(wǎng)電價政策，燃煤機(jī)組按?。▍^(qū)、市）制定標(biāo)桿電價，水電較多的10個省區(qū)實(shí)行水電標(biāo)桿電價。2004年12月出臺煤電價格聯(lián)動政策，2005年5月首次實(shí)施煤電價格聯(lián)動。

一、國家電價政策沿革2004年開始電價市場化改革。在東北地區(qū)實(shí)行競價上網(wǎng)改革試點(diǎn)，華東競價上網(wǎng)試運(yùn)行，在內(nèi)蒙古、四川、福建等地區(qū)推行了大用戶直供試點(diǎn)。但由于體制、機(jī)制等方面的障礙，2006年競價上網(wǎng)被迫停止，2010年大用戶直供基本被叫停。2005年開始陸續(xù)出臺脫硫電價，2012年開始在14個地區(qū)實(shí)行脫硝電價試點(diǎn)。2006年出臺可再生能源電價政策。風(fēng)電按資源區(qū)實(shí)行標(biāo)桿電價；農(nóng)林生物質(zhì)、太陽能光伏發(fā)電實(shí)行全國統(tǒng)一的標(biāo)桿電價。二、國外電價改革簡介

20世紀(jì)80代之前，世界各國對電力均實(shí)行發(fā)電、輸電、配電、售電垂直壟斷一體化的管理體制，電價由政府制定。

英國電價改革：20世紀(jì)80年代末，英國率先對電力工業(yè)進(jìn)行以打破壟斷、引入競爭為主要內(nèi)容的市場化改革，其他主要市場經(jīng)濟(jì)國家也相繼進(jìn)行了改革。改革的做法是： 在具備競爭條件的發(fā)電環(huán)節(jié)逐步建立電力市場，電價由市場競爭形成； 對具有自然壟斷特性的輸、配電環(huán)節(jié)，電價仍由政府制定并實(shí)行嚴(yán)格監(jiān)管；

二、國外電價改革簡介

英國電價改革：對用戶用電價格采取逐步放開的方式；允許具備條件的大用戶與發(fā)電企業(yè)或供電商直接簽訂購電合同，電價由供需雙方協(xié)商確定；對沒有用電選擇權(quán)的用戶，電價仍由政府制定。

比較典型力體制改革模式有：以英國、澳大利亞為代表的全國電力市場模式。以美國、日本為代表的以區(qū)域壟斷為基礎(chǔ)的電力市場。

二、國外電價改革簡介比較典型力體制改革模式有：法國、韓國為代表的垂直型管理的電力體制。目前仍實(shí)行傳統(tǒng)的政府主導(dǎo)型電力管理體制，電力企業(yè)大多為國有企業(yè)，電價由政府統(tǒng)一制定和監(jiān)管。瑞典、挪威、丹麥、芬蘭4國雖然電力體制不盡相同，但共同組成了北歐共同電力市場。三、水電電價形成機(jī)制（一）水電電價政策經(jīng)營期定價和標(biāo)桿電價并存。2004年國家對10個水電裝機(jī)容量較大的地區(qū)（四川、湖南、貴州、云南、甘肅、青海、廣西、寧夏、陜西、海南）實(shí)行水電標(biāo)桿電價。由于以后投產(chǎn)的大中型水電成本較高，標(biāo)桿電價水平難以滿足正常生產(chǎn)經(jīng)營需要，2009年國家發(fā)改委暫停執(zhí)行這些省的水電標(biāo)桿電價，對新投產(chǎn)的大中型水電按照項(xiàng)目經(jīng)營期核定電價；有些省份對老水電仍然執(zhí)行原來的標(biāo)桿電價或臨時電價。目前，國家尚未出臺新的水電電價形成機(jī)制，但通過設(shè)立課題進(jìn)行研究。三、水電電價形成機(jī)制

課題研究的主要思路是： 1、新建的大型水電實(shí)行單獨(dú)定價。 2、新建中型水電實(shí)行分類標(biāo)桿電價?；谏鐣骄杀竞徒?jīng)營期定價方法，按照水電調(diào)節(jié)性能，分省制定。3、新建小水電繼續(xù)實(shí)行標(biāo)桿價。4、跨省跨區(qū)送電的水電站，仍按受電地區(qū)煤機(jī)標(biāo)桿電價扣除輸電費(fèi)倒推機(jī)制定價。5、逐步統(tǒng)一流域梯級水電站電價。6、逐步實(shí)行峰谷分時、豐枯季節(jié)電價。7、逐步適度提高老水電價格。三、水電電價形成機(jī)制

（二）公司水電情況

1、在運(yùn)水電 截至2012年3月底，在運(yùn)水電項(xiàng)目64個，裝機(jī)容量1,575.5萬千瓦，占總裝機(jī)容量的16.61%，近年實(shí)際年均利用小時2,279小時。 從裝機(jī)規(guī)模看，裝機(jī)容量在100萬千瓦及以上的水電站4個、637萬千瓦，占水電裝機(jī)容量的40.43%； 裝機(jī)容量5萬千瓦及以上100萬千瓦以下的水電站36個、867.8萬千瓦，占水電裝機(jī)容量的55.08%； 裝機(jī)容量5萬千瓦以下的水電站24個、70.7萬千瓦，占水電裝機(jī)容量的4.49%。三、水電電價形成機(jī)制

（二）公司水電情況 1、在運(yùn)水電從調(diào)節(jié)性能看，具有年調(diào)節(jié)（含多年調(diào)節(jié)）能力的19個，裝機(jī)容量809.75萬千瓦，占51.4%；具有季調(diào)節(jié)能力的8個，裝機(jī)容量380.8萬千瓦，占24.17%；具有日調(diào)節(jié)能力的2個，裝機(jī)容量46.126萬千瓦，占2.93%；徑流式電站35個，裝機(jī)容量338.83萬千瓦，占21.5%。三、水電電價形成機(jī)制

2、在建水電 在建水電項(xiàng)目16個，裝機(jī)容量731.49萬千瓦，平均單位造價10,233元/千瓦，設(shè)計(jì)設(shè)備利用小時4,134小時。其中： 裝機(jī)容量100萬千瓦及以上的水電站3個、528萬千瓦，占在建水電項(xiàng)目總裝機(jī)容量的72.18%。 裝機(jī)容量100萬千瓦以下的水電站13個、203.49萬千瓦，占在建水電項(xiàng)目總裝機(jī)容量的27.82%。其中：具有年調(diào)節(jié)能力的1個，裝機(jī)容量45.24萬千瓦，占22.23%；具有季調(diào)節(jié)能力的3個，裝機(jī)容量42.6萬千瓦，占20.93%；具有日調(diào)節(jié)能力的8個，裝機(jī)容量102.45萬千瓦，占50.35%；徑流式電站1個，裝機(jī)容量13.2萬千瓦，占6.49%。

3、前期水電 處于前期階段的水電項(xiàng)目36個，裝機(jī)容量2,426.8萬千瓦，平均單位造價1.32萬/千瓦，設(shè)計(jì)設(shè)備利用小時4,098小時。其中： 裝機(jī)容量100萬千瓦及以上的水電站8個、1,686萬千瓦，占前期水電項(xiàng)目總裝機(jī)容量的69.47%。 裝機(jī)容量100萬千瓦以下的水電站28個、740.85萬千瓦，占前期水電項(xiàng)目總裝機(jī)容量的30.53%。其中：具有年調(diào)節(jié)能力的6個，裝機(jī)容量134.6萬千瓦，占18.17%；具有日調(diào)節(jié)能力的21個，裝機(jī)容量604.75萬千瓦，占81.63%；徑流式電站1個，裝機(jī)容量1.5萬千瓦，占0.2%。三、水電電價形成機(jī)制4、主要問題

水電工程造價超概，主要是移民費(fèi)用增加，以及增加通航、通路等費(fèi)用。

水電核準(zhǔn)文件批復(fù)的多年平均利用小時偏高。三、水電電價形成機(jī)制（一）煤炭價格的管理過程煤價經(jīng)歷了一個計(jì)劃管理、雙軌制、放開、加強(qiáng)協(xié)調(diào)的過程。 建國以后，國家對煤炭價格實(shí)行政府定價。 1985年開始實(shí)行價格雙軌制，調(diào)放結(jié)合，逐漸轉(zhuǎn)向以放開為主，市場化取向增強(qiáng)。 1993年國家分兩步放開了煤炭價格，先放開了東北、華北地區(qū)等地重點(diǎn)煤礦出廠價格，1994年放開了其他煤炭價格，對電煤價格實(shí)行指導(dǎo)價； 2010年國家完全放開了煤炭價格，實(shí)行市場定價。四、煤電價格形成機(jī)制四、煤電價格形成機(jī)制（二）煤炭價格水平從國內(nèi)煤炭價格看，隨著煤炭價格的放開，煤炭

價格出現(xiàn)大幅上漲，特別是電煤價格漲幅更大。

2004年五大發(fā)電集團(tuán)天然煤平均到廠價格為203

元/噸，到今年已達(dá)465元/噸，上漲了129%。從區(qū)域分布看，呈東高西低的走勢，東部煤價較

西部高一倍左右；從煤炭采購上看，重點(diǎn)合同煤價低，市場煤價格

高。四、煤電價格形成機(jī)制（三）電煤價格改革趨勢 今年5月份以來，電煤價格一路下滑，市場煤價與重點(diǎn)合同煤價格差大幅縮小。在此情況下，要求市場煤與重點(diǎn)合同煤價格并軌的呼聲漸高。政府管理部門、有關(guān)機(jī)構(gòu)等頻繁開會討論，制定并軌方案。電煤價格并規(guī)，如有關(guān)配套措施不到位，對火電企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營會產(chǎn)生重大影響。從集團(tuán)公司情況看，據(jù)統(tǒng)計(jì)，重點(diǎn)合同煤與市場煤的價差，年初是123元/噸，影響成本增支72億元；6月份為74元/噸，影響成本增支43億元。相應(yīng)的配套措施包括實(shí)施并完善煤電價格聯(lián)動、建立穩(wěn)定的電煤供應(yīng)體系等。五、天然氣發(fā)電價格形成機(jī)制

（一）天然氣市場情況1、國際市場全球常規(guī)天然氣可采資源量436萬億立方米。2011年世界天然氣產(chǎn)量3.26萬億立方米，一半產(chǎn)量來自北美洲和俄羅斯中亞地區(qū)。從消費(fèi)結(jié)構(gòu)看，OECD國家2010年民商用氣占34.48%、工業(yè)和化工占21.42%、發(fā)電占34.55%、其他占9.55%，發(fā)電在天然氣消費(fèi)比例中最高。天然氣沒有全球統(tǒng)一的市場，也不存在統(tǒng)一的價格，主要有歐洲、亞太和北美三大市場。北美和歐洲市場以管道氣貿(mào)易為主，亞太市場貿(mào)易以LNG為主。亞洲和歐洲市場長期合同價格與油價掛鉤，氣價受到油價波動和供需影響。五、天然氣發(fā)電價格形成機(jī)制（一）天然氣市場情況1、國際市場2012年，受不同地區(qū)經(jīng)濟(jì)發(fā)展和市場供需影響，三大市場的天然氣價格走勢各異。歐洲市場NBP價格8-9美元/MMBtu（折人民幣約2-2.25元/立方米）。北美市場價格因天然氣供應(yīng)過剩繼續(xù)低位運(yùn)行，2012年HenryHub（芝加哥商品交易所）價格將達(dá)到3.53美元/MMBtu（折人民幣約0.883元/立方米），比2011年下降12.2%。以日本LNG為代表的亞洲市場，氣價明顯高于其他地區(qū)，2011年進(jìn)口平均價格達(dá)14.59美元/MMBtu（折人民幣約3.65元/立方米），受LNG現(xiàn)貨市場供需趨緊的影響，全球LNG現(xiàn)貨價格仍具有一定的上漲空間。五、天然氣發(fā)電價格形成機(jī)制2、國內(nèi)市場據(jù)2011年最新評價，我國天然氣可采資源量32萬億立方米，分布在中部、西部和近海三大區(qū)。2011年天然氣產(chǎn)量1011億立方米，同比增長6.32%。目前已建成干線管道5.1萬公里，總輸氣能力超過1000億立方米/年，已構(gòu)成了“兩縱五橫六區(qū)域”的供氣網(wǎng)絡(luò)，全國性管網(wǎng)主體構(gòu)架已形成雛形。儲氣庫和LNG接收站正在加快建設(shè)。進(jìn)口天然氣不斷增加。2011年進(jìn)口天然氣314億立方米，同比增長84.7%，占我國消費(fèi)總量的24%。其中：進(jìn)口管道氣144億立方米，占進(jìn)口總量的46%；進(jìn)口LNG170億立方米，占進(jìn)口總量的54%。

五、天然氣發(fā)電價格形成機(jī)制2、國內(nèi)市場到2015年左右，我國將逐漸形成四大天然氣戰(zhàn)略進(jìn)口（西北、東北、西南、東部沿海）通道，將形成國內(nèi)氣、進(jìn)口管道氣、進(jìn)口LNG多氣源供氣格局。2000-2010年我國天然氣消費(fèi)量年均增長量82.5億立方米，年均增長15.88%，遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于世界同期約2.76%的平均增長速度，在國內(nèi)一次能源消費(fèi)中增長速度最快。天然氣消費(fèi)結(jié)構(gòu)開始向多元化方向發(fā)展，2010年工業(yè)用氣和城市燃?xì)庀M(fèi)量日益增長，分別占總量29%和36%；化工用氣比例在逐步下降，占18%；發(fā)電用氣占17%。五、天然氣發(fā)電價格形成機(jī)制（二）天然氣價格國家對天然氣價格實(shí)行政府定價。目前到戶工業(yè)用氣價格除新疆、青海等西北個別地區(qū)，其他都在2元/立方米以上，但仍遠(yuǎn)低于國外可比氣價和進(jìn)口氣價格。進(jìn)口管道氣主要來自中亞地區(qū)，在霍爾果斯口岸完稅價格已達(dá)2.6元/立方米，加上管輸費(fèi)，到華東、華南地區(qū)門氣價格近3.5元/立方米，進(jìn)口氣與國產(chǎn)氣價格倒掛。LNG進(jìn)口主要來自澳大利亞、印度尼西亞、馬來西亞和卡塔爾。

五、天然氣發(fā)電價格形成機(jī)制2011年12月，國家對天然氣價格形成機(jī)制進(jìn)行市場化改革：一是將現(xiàn)行以成本加成為主的定價方法改為按“市場凈回值”方法定價。選取計(jì)價基準(zhǔn)點(diǎn)和可替代能源品種，建立天然氣與可替代能源價格掛鉤機(jī)制。二是以計(jì)價基準(zhǔn)點(diǎn)價格為基礎(chǔ)，考慮天然氣市場資源主體流向和管輸費(fèi)用，確定各省（區(qū)、市）天然氣門站價格。三是天然氣門站價格實(shí)行動態(tài)調(diào)整機(jī)制，根據(jù)可替代能源價格變化情況每年調(diào)整一次，并逐步過渡到每半年或者按季度調(diào)整。四是放開頁巖氣、煤層氣、煤制氣等非常規(guī)天然氣出廠價格，實(shí)行市場調(diào)節(jié)。五、天然氣發(fā)電價格形成機(jī)制

（二）天然氣價格

改革后的氣價與油價掛鉤，目標(biāo)是與油價110美元/桶接軌，氣價在目前基礎(chǔ)上需上漲1.5元/立方米。第一步是按油價80美元/桶確定氣價，需要上漲0.7元/立方米。改革已在廣東、廣西試點(diǎn)，預(yù)計(jì)其他地區(qū)會采取逐步提高氣價辦法與改革方案接軌，氣價上漲已成趨勢。 據(jù)了解，公司擁有燃?xì)怆姀S的地區(qū)，目前確定的門氣價格為：上海2.74元/立方米、浙江2.73元/立方米、江蘇2.72元/立方米、廣東2.74元/立方米、北京2.56元/立方米、湖北2.52元/立方米。氣價上漲后，對燃?xì)怆姀S的生產(chǎn)經(jīng)營和發(fā)展產(chǎn)生重要影響。五、天然氣發(fā)電價格形成機(jī)制

（三）天然氣發(fā)電情況 我國天然氣發(fā)電裝機(jī)容量3265萬千瓦，占總發(fā)電裝機(jī)容量的3.1%，既遠(yuǎn)低于美國、俄羅斯等天然氣生產(chǎn)和消費(fèi)大國，也低于日本、韓國等鄰邦。 當(dāng)前，燃?xì)獍l(fā)電價格