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“十四五”电价机制问题

作者:中国储能电站网 来源:电价研究前沿 时间:2020-05-20 浏览:
      电价一方面通过市场反映能源电力价值、引导电力高质量发展,另一方面又充当政府宏观调控、支持特定产业发展的政策工具。本文针对行政降成本与电网可持续发展的协调问题、市场化价格机制顶层设计问题、电价交叉补贴问题、可再生能源价格机制协调性问题进行分析,与大家分享。

电价是能源体制革命的核心问题之一。新电改启动后,发、售电逐步放开,上网电价逐步市场化,输配电价受政府监管,大用户参与市场,工商业用户电价逐渐由市场形成,还有一些保障类用户电价仍执行政府定价。

电价一方面通过市场反映能源电力价值、引导电力高质量发展,另一方面又充当政府宏观调控、支持特定产业发展的政策工具。市场化改革中,电力行业利益格局更加多元化,政府定价难以有效分配多方利益,因而需要更好地发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。

电力行业作为一个基础性行业,肩负着保障能源安全、促进能源革命、支撑国民经济发展等重要社会职责。十四五期间,电力行业的健康发展仍需电价机制作重要保障,需要重点解决行政降成本与电网发展的协调问题、完善市场价格机制、解决交叉补贴问题及可再生能源价格问题。

一、行政降成本与电网可持续发展的协调问题

近年来国家持续降低社会用能成本,多轮次下调电价,电网经营发展面临前所未有压力。

2016年以来降价政策叠加,累计降低工商业用电成本超过3000亿元,其中57%由电网企业承担。电网企业经营效益大幅下滑,2019年电网企业主业亏损面超过40%,亏损额超过120亿元。

2020年初,为抗击疫情、支持企业复工复产,电网企业落实国家政策,对除高耗能行业用户外的一般工商业用户和大工业用户电费临时性降低5%,同时出台支持性两部制电价政策,全部降费成本由电网企业承担。预计2020年电网企业亏损将进一步扩大,亏损面将超过三分之二。

加强电力企业监管、降低社会用能成本,对落实供给侧结构性改革、促进工商业的发展起到了积极性作用,但也表现出一些问题。

一是转供电主体截留降价红利。仅2019年对一般工商业降价10%政策,就有约15%左右红利被转供电主体截留,降价截留资金预计约380亿元,降价成效大打折扣。

二是降价不具针对性,对带动产业发展、促进经济增长的作用有限。比如,2020年抗击疫情的临时性降费政策,总体来看降费额度高达数百亿元,但由于整个工商业电费占企业成本比重较低(占比约1.86%),“普遍性降价”对工商业企业实际成本降幅影响较小,起到促进经济发展的作用很有限。

十四五期间,能源生产和消费革命持续推进。电网仍需不断提升能源资源配置能力和智能化水平,以更好地发挥在资源配置中的基础平台作用、满足终端用户日益多样化的用能需求。同时,要继续深挖降本增效的潜力和空间,把潜力用足,把空间用好。

对电价机制的建议:

一是加强转供电主体的管理,将降价红利惠及到终端用户。

二是实施精准降价,聚焦培育产业新动能,进一步降低用能成本,可聚焦新动能制造业,支持中小企业创新发展,带动就业、改善民生。

三是从长远出发解决投资效益困境,建立“政府确定可靠性标准-电网投资-收益保障”的长效机制,由政府分地区分级别制定电网可靠性标准,作为电网投资的依据,避免低效投资;可满足可靠性要求的电网投资,政府监管机构按照合理收益率纳入核价。

二、市场化价格机制顶层设计问题

电力市场价格机制构建要遵循政府对供给侧价格改革的总体部署,涉及电力市场交易模式、竞价方式、出清模式、结算方式、平衡机制等多方面内容。

当前政府推动要素价格市场化改革,对电力市场化价格产生深刻影响。社会对电力市场化改革后的价格红利释放抱有较强期待。同时电力市场价格机制内部系统还存在诸多问题,如省间和省内市场交易模式衔接、价格机制耦合,价格出清采用节点电价、分区电价还是统一定价等等。

市场化价格机制的顶层设计要解决好关联系统的安排,以及关联措施的协同推进。建议:一是机制建设优先。按照中央各项价格改革部署,结合相关价格市场化改革措施,着力建设适应我国国情的电力市场化价格机制,还原市场对价格的调节功能,体现市场价格正常波动,提高电力资源配置效率。二是健全价格信息披露机制,提高价格透明度。将公众普遍关注的电力价格信息,以简单明了的形式向社会披露价格形成、各类价格水平和价格变化即原因等内容。三是从多方面完善电力市场价格机制。电力市场建设以“先易后难,问题导向”为基本原则,选择符合我国国情网情、容易起步的交易模式、市场价格出清模式。

三、电价交叉补贴问题

居民、农业用电长期享受大规模交叉补贴,但其资金来源近年逐渐下降,现行交叉补贴方式难以为继。我国居民、农业电价在国际上处于较低水平,电价在保民生和支持经济社会快速发展方面发挥了重要作用。同时,2019年补贴规模约2700亿元,且随着居民用电快速增长,补贴规模每年扩大100亿元。

交叉补贴资金来源主要通过高价工商用户、低价电源等方式筹集。在推进电力市场化改革过程中,随着发用电计划全面放开,市场化电量比例不断提高,工商业用户通过直接购买低价电,或“拉专线”、“建自备电厂”等方式获得低价电力,将减少居民和农业可获得的低价电力来源。

交叉补贴的存在影响了公平负担,削弱了我国工商业的竞争力。一方面,交叉补贴向全体居民用户无差别提供,存在富人用电越多享受补贴越多的现象,这对于社会而言是不公平的。另一方面,工商业用户是交叉补贴的主要承担者,而电费支出又是工商业生产成本的组成部分,“隐含”在电费中的交叉补贴直接影响工商业用户成本和利润。

对居民、农业等保障类用电给予电价交叉补贴体现了我国社会主义制度的优越性,符合我国社会主义初级阶段的基本国情,今后相当长时期内都不可能完全取消,基于此提出稳妥处理交叉补贴的建议:

一是单列电价交叉补贴标准,实现“暗补”改“明补”。明确自备电厂、市场化用户等各类用户承担交叉补贴责任,做好输配电价改革与全面放开经营性发用电计划的衔接,在推进市场化过程中稳定交叉补贴来源。

二是逐步减小交叉补贴规模,降低工商业电价负担。考虑居民承受能力,逐步提高居民基本用电(第一档用电)价格水平,并适当提高档间电价价差,完善阶梯电价制度,逐步降低交叉补贴规模。

四、可再生能源价格机制协调性问题

我国可再生能源发展迅速,总装机容量已跃居全球首位。但可再生能源价格政策顶层设计仍存在较大的不协调性。

一是市场化推进过程中,补贴机制与市场价格机制存在较大矛盾。按现行补贴机制,补助标准采用电网企业收购价格与燃煤发电上网基准价差额确定,对于参与市场化交易的可再生发电企业,采用市场结算价格,难以拿到补贴,将影响可再生能源参与市场的积极性,影响可再生能源消纳。

二是可再生能源补贴缺口较大,绿证等机制与现行补贴机制仍有较多不协调之处。当前目录内补贴缺口超过2000亿,考虑到新增规模以收定支、降低补助强度双重控制后,增量项目将不再新增补助缺口。存量项目每年缺口约400亿元,预计2033年前后出现缺口峰值约8000亿元,通过绿证交易等替代现有补贴仍需要较多衔接之处。此外,辅助服务市场机制建设滞后,影响可再生能源发展和利用。

为促进可再生能源消纳和利用,建议:

一是完善配套价格机制。明确可再生能源参与市场化交易补贴方式,推动建立配套电网投资、抽水蓄能电站费用分摊机制,完善需求侧响应价格政策,推动建立分布式用户接入价等。

二是促进有利于大规模可再生能源消纳的电力市场机制建设。考虑可再生能源技术经济特性,完善现货市场机制,加快完善可再生能源上网电价竞价机制;深化辅助服务市场建设,精细化辅助服务产品体系,建立与现货市场联合优化出清机制,明确辅助服务成本向终端用户传导;建立并完善绿证、碳证交易机制与现有补贴的衔接关系,保证可再生路径能源健康可持续发展。

(本文来源于电价研究前沿,作者尤培培、高效,就职于国网能源研究院有限公司)

关键字:电价

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