我國水電上網電價形成機制的問題和政策建議

　　摘    要：　新一輪電力體制改革的核心在于建立真正有效的電力市場機制,構建有效競爭的市場結構及體系,電價改革是新一輪電力體制改革的關鍵點。我國水電上網定價存在以政府定價為主、無法合理反映外部性和市場價值、部分定價機制實施難度較大等突出問題;建議我國完善政府水電上網定價管理機制、推動試行“兩部制”水電定價機制、統一流域梯級水電站省內上網電價、健全跨省跨區水電交易規則與價格機制,推動水電行業健康發展。

　　關鍵詞：　電力體制改革; 水電定價; 優化路徑;

　　一、引言

　　2015年3月,中共中央國務院印發了《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發[2015]9號),開啟了新一輪電力體制改革的大幕。新一輪電力體制改革的核心在于構建真正有效的電力市場機制[1],建立有效競爭的市場體系以及市場結構,進一步形成以市場為主決定能源價格的機制。可以看出,新一輪電力體制改革的關鍵點是電價改革,通過推進電價改革,建立市場化的電力產品定價機制。新電改中發9號文中還提出,要堅持清潔、高效、安全、可持續發展的總體思路。我國的水能資源比較豐富,無論按儲藏量還是按可供開發的資源量計算,我國水能資源均居世界第一。水電裝機規模占全國電力總裝機規模的18.4%,占清潔能源總裝機規模近一半,已經成為我國主要的清潔能源。

　　合理的水電價格形成機制是水電健康發展的制度基礎[2],是促進水電行業投資發展的重要因素。我國水電上網電價形成機制經歷了無上網電價、還本付息電價、經營期電價、標桿電價和過渡時期的模擬市場定價五個階段。2014年,國家發展改革委印發了《關于完善水電上網電價形成機制的通知》(發改價格[2014]61號)。目前,我國水電上網電價形成機制主要包括經營期電價、標桿電價、市場倒推電價、流域統一電價四種。其中,經營期電價反映了不同水電站的成本,適用于我國大多數水電企業上網電價。標桿電價主要適用于在本省上網的水電企業,上網電價按本省的標桿電價執行,比如廣西樂灘水電站、南盤江紅水河水電站等均采用標桿定價。市場倒推電價主要適用于跨省跨區外送的水電企業,主要涉及黃河上游、三峽、雅礱江、金沙江、烏江、瀾滄江等流域梯級,長江三峽水電站、雅礱江錦屏水電站等大中型水電站采用市場倒推電價。流域統一電價充分考慮了梯級電站相互補償作用,主要適用于同一條河流的上下游梯級水電站。實踐證明,同一流域的梯級水電站通過聯合優化調度,可以充分提高水能綜合利用效率,提升梯級水電站的年發電量,引導梯級水電有序投資開發建設。在新一輪電力體制改革的背景下,電價改革是重要的目標和突破口,因此需對水電定價機制進行優化。
 

　　二、我國水電上網電價形成機制存在的主要問題

　　形成適應市場要求的電價機制,是新一輪電力體制改革的基本原則和重點任務。然而,在新一輪電力體制改革中,我國水電上網定價機制仍存在不少突出問題。

　　(一)水電定價以政府定價為主

　　我國正在實行的四種水電定價機制,主要還是由政府審核并批準,其實質仍是政府定價。政府主導的價格形成機制在一定程度上能夠保證能源價格的相對穩定、可支付性,以及能源的有效供給。然而,政府主導的價格形成機制下,價格失靈和不同能源品種價格失配將使能源行業結構性失衡[3]。目前我國的電價體制、電網壟斷以及計劃管理的現狀,仍然是阻礙電力體制改革的束縛,電力產品的價格關系并沒有理順,市場化的定價機制仍未完全形成[4]。水電的上網電價往往低于火電等電源類型的上網電價,價格調整一般也滯后于成本變化。現有的水電上網定價機制,一方面無法真正反映水電市場的供需情況、資源的稀缺程度,難以以價格手段協調市場參與者行為,另一方面不符合各方經濟利益,不利于引導水電行業健康發展,影響了電源結構的優化配置。

　　(二)水電定價機制未能充分反映其外部性

　　水電除發電功能外,更有調峰調頻、灌溉、防洪、供水、航運等功能,具有顯著的社會效益。同時,水電還有節能減排、保障能源安全等正外部性。現行的水電上網定價機制,基本只根據發電產品一種因素來確定上網價格,輔助性服務帶來的外部性并未在價格中給予體現。現有的水電定價政策無法充分體現優質優價的原則。承擔輔助性服務的水電站盡管為整個系統帶來了經濟效益,但因自身發電量較少導致了經濟效益差、競爭能力低下等問題。這種情況下,一方面水電企業無法獲得合理的收益,影響了企業的經營發展,另一方面企業更加注重發電的職能,大大降低了提供輔助性服務的主動性和積極性,增加了社會成本。

　　(三)統一定價機制無法合理反映水電的市場價值

　　水電站的開發受外界環境影響很大,比如地質條件、施工條件、氣候環境、征地移民成本、生態環保投資等,都會對水電站的造價和成本產生很大的影響。同時,不同水電站的融資渠道、資金成本、機組類型等差別也很大,使水電站的千瓦投資水平、發電設備平均利用小時等存在較大差異,導致不同水電站很難制定統一的價格。隨著水電開發逐步向更西部、中上游推進,新建水電站的投資成本將進一步上升。如果按照平均成本水平核定上網電價,將使不同水電企業間產生較大的運營效益差距。

　　比如,標桿電價機制僅能反映部分水電站的價格水平,忽視了不同類型水電站的投資差異等情況,對水電價格一刀切,缺乏一定的科學性。水電站執行固定的標桿電價,不僅無法發揮價格調節作用,也無法根據市場情況對生產計劃進行調整有效覆蓋水電站運營成本。目前各省的水電標桿價水平大都不同程度地低于新建水電成本,標桿電價過低將對生產運營造成很大負面影響,特別是對沒有調節能力的地方小水電站,可能使其面臨較大虧損。

　　(四)流域統一電價機制存在較大的實施難度

　　國家發展改革委2014年印發通知要求,對于同一投資主體在同一流域開發的梯級水電站實行統一的省內上網電價;對不同的投資主體在同一流域開發的梯級水電站,在完善上下游水電站的補償機制基礎上,逐步實行統一的省內上網電價。然而,目前只有雅礱江流域是由單一開發主體進行開發的大型水電基地,其他流域均由多個主體開發,且開發主體多為中央企業,協調采取統一電價的難度很大。同時,由于自然因素等條件限制,各梯級水電站的建設成本存在較大差異,按照發電量的單位成本進行核算,新建上游龍頭水電站電價一般高于下游水電站,也往往高于火電站,即使同一流域同類型的相鄰水電站,其投資成本和今后的運營效益也有很大的不同[5]。在此背景下,協調同一流域不同開發主體逐步采用統一的省內上網電價,實際操作難度較大。

　　(五)跨省跨區水電定價方式選擇存在一定的爭議

　　國家發展改革委、國家能源局于2017年印發的《關于有序放開發用電計劃的通知》(發改運行[2017]294號)指出,國家規劃內的既有大型水電通過優先發電計劃予以重點保障,按“風險共擔、利益共享”的原則進行協商,或者雙方通過市場化交易的方式,最終確定送受電價格,優先發電計劃電量以外部分參加受電地區市場化競價。這意味著跨省跨區的優先發電計劃水電可以執行政府定價,也可以通過市場化交易方式確定價格。在此背景下,受電省(區、市)偏向于鼓勵擁有水電優先發電計劃權的企業通過市場化交易的方式,參與市場化交易并確定價格;三峽集團、雅礱江水電等擁有優先發電計劃權的企業,認為市場交易體系、配套政策等仍不完善,希望繼續按照核定電價交易[6]。因此,不同省(區、市)的跨省跨區水電具體執行的定價方式存在不同,同時從發電方與受電方利益出發,雙方在定價方式選擇上存在爭議。

　　三、相關政策建議

　　(一)完善政府水電上網定價管理機制

　　堅持清潔、高效、安全、可持續發展原則,加快構建有效競爭的水電市場化交易體系,轉變政府對水電定價的管理機制。一是構建有效的水電價格監管機制,破除政府過度干預,既要充分考慮水電的電價水平能反映水電資源的稀缺性,還要保證監管不會降低水電企業的積極性[7],要充分發揮省級相關價格管理部門的作用,提升水電價格管理的靈活度,從而保障充分和穩定的電力供應。二是明確政府定價管理范圍,將政府對于水電的定價范圍限定在公益性服務、重要公用事業等環節,主要核定水電的輸配電價,并定期向社會公開公布;其他沒有參與直接交易和競價交易的水電上網電量,以及公益性服務、重要公用事業等用電繼續執行政府定價。三是完善政府公益性調節性服務功能,政府通過合理制訂水電公益性調節性發用電計劃,保證公益性服務、重要公用事業等用電需求。

　　(二)推動試行“兩部制”水電定價機制

　　對于承擔調峰調頻、節能減排、灌溉、防洪等重要輔助服務職能的水電企業,現行的水電定價機制無法充分反映水電的正外部性和水電資源的市場價值,進而導致價格失真。建議對于承擔調峰調頻、節能減排、灌溉、防洪等重要輔助服務職能的水電企業,嘗試采用“兩部制”水電定價機制,即電量價格+綜合輔助服務價格[2]。其中,電量價格參照當地火電或水電上網電價;綜合輔助服務以輔助服務量為單位進行計算,跨省跨區的相關費用由相關省(區、市)分攤。

　　(三)統一流域梯級水電站省內上網電價

　　對于同一流域梯級水電站,統一省內水電上網價格,實現流域梯級水電站的聯合調度,促進水電資源的有效利用,實現水電價格的公平化、規范化。一是同一投資主體負責流域梯級開發的,統籌綜合計算不同梯級水電站的成本與收益的關系,測算出統一的省內上網電價并進行應用。二是不同投資主體負責流域開發的,以部分水電站為試點,建立完善的上下游電站相互補償機制,制定相應的上下游補償實施細則和標準,盡快統一省內上網電價。三是建立流域梯級水電站的有效協調機制,統籌考慮水站電開發、運營過程中的利益等問題,為統一省內上網電價創造條件。

　　(四)健全跨省跨區水電交易規則與價格機制

　　對于跨省跨區水電交易,按照“風險共擔、利益共享”原則,完善跨省跨區電力市場交易機制,健全跨省跨區水電交易規則與價格機制。一是將水電納入受電省(區、市)可再生能源配額制管理,跨省跨區水電電量不計入受電省(區、市)能源消費量,提高受電省(區、市)水電消納的積極性,促進水電跨省(區、市)交易。二是鼓勵送受電雙方簽署長期協議,更好地執行水電優先發電計劃,確保水電的穩定供應,促進水電行業的健康發展。三是國家層面制訂跨省跨區水電交易的總體原則和交易規則,相關省(區、市)在此基礎上制訂實施細則,保證送受電雙方的利益。四是探討采用階梯價格模式,形成約束與激勵相結合的定價機制,更好地反應供需雙方的市場需求,保障水電供需雙方的利益。

　　參考文獻

　　[1] 劉滿平.新電改方案的核心、著力點及影響[J].宏觀經濟管理,2015(06)..
　　[2] 劉樹杰.過渡期的水電價格形成機制改革[J].價格理論與實踐,2011(02).
　　[3] 鄭新業.全面推進能源價格市場化[J].價格理論與實踐,2017(12).
　　[4] 王偉.新電改下中國電力監管體制改革路徑[J].中共中央黨校學報,2016,20(05).
　　[5] 劉樹杰,郭麗巖.促進我國水電健康發展的政策建議[J].宏觀經濟研究,2013(10).
　　[6] 王左權,曹學瀘.完善電力市場交易價格機制及其監管的思考[J].價格理論與實踐,2018(04).
　　[7] 鄭新業,吳施美.電改中的監管能力建設:必要性和舉措[J].價格理論與實踐,2018(01).