电价改革方案：发电集团面临的最大风险

电力18讯：    2003年7月，国务院下发了《电价改革方案》。与以往历次的电价改革不同，本次改革将是定价机制的彻底变革。通过改革，突出价格信号对电力投资的引导作用，提高效率，促进增长，保护环境，使电价成为资源配置的杠杆，电力供需的风向标。电价改革将是本次电力体制改革中发电企业集团面临的最大风险。适者生存，优胜劣汰，电价改革的不断深入必将改变电力工业旧体制，形成新格局。   
 
    电价改革所带来的机制转变

    在建立区域电力市场的基础上，我国将形成一套包括两部制电价、竞价上网、丰枯电价、峰谷电价、需求侧管理在内的新型定价机制。通过电价改革，主要会有以下几个方面的转变。一是原来的综合成本电价将划分为上网电价、输电价格、配电价格和终端销售电价。发电、售电价格将由市场竞争形成，输配电价将实行监管下的政府定价。二是在电价改革的过渡期，上网电价将根据各区域电力市场的实际情况，采用多种定价方式，主要是两部制电价，即容量电价与电量电价。三是在水电比重大的地区，为了调节和平衡丰枯季节电力供求，将实行上网环节的丰枯电价。四是在具备条件的地区，实行集中竞价的同时，在合理指定输配电价的基础上，将允许较高电压等级或较大用电量用户、独立核算的配电公司与发电企业进行双边交易，双边交易的电量和电价由买卖双方协商确定。五是电价改革将加强需求侧管理的力度。六是《电价改革方案》中明确提出，风电、地热等新能源和可再生能源暂不参与市场竞争，电力市场成熟时，可以由政府规定供电企业售电量中新能源和可再生能源的比例，建立专门的竞争性新能源和可再生能源市场。

    电价改革对发电集团的影响

    缺电无法阻止电价改革的推进，对电价改革麻木不仁的企业必将最早遭到淘汰。2006年以后，随着电力供需逐渐平衡，乃至越来越多的地区出现电力供大于求，电价风险将越来越明显，主要体现在以下几个方面。

    首先，由于容量电价按发电企业所在区域的平均投资成本的一定比例制定，电量电价通过发电厂共同竞价决定，只有有效控制成本的企业才有生存空间。而且，电力越富裕，这种竞争越激烈，企业的风险越大。从中期来看，不同地区的竞争风险有所差异：在长三角、珠三角、环渤海经济圈和一些东部沿海省份，由于缺乏煤炭资源和水资源，发电成本较高。同时随着这些地区重工业对电力需求的不断增加，电价会在合理的范围内上张；东北地区在振兴老工业基地的政策扶持下，电力需求会有较大增长，但是由于该地区备用容量较多，近期又有一些新的技改项目上马，暂时不会出现电力短缺，相应的价格也会保持稳定；西部地区具有水电资源丰富、发电成本低的优势，目前平均电价较低的省份都位于西部。但是，水电站受到来水限制较大，必须建设一定的火电站作为枯水期备用，而这些火电站的燃料供应将是很大的问题，对电价稳定也会造成一定的影响；华中地区随着三峡电站的陆续投产，电力供应能力将大大增强。目前三峡的上网电价是0.25元／千瓦时，在电力紧缺的环境下，这一电价还有一定的竞争力。但是在发电能力超过用电需求后，其上网电价势必下降，对这一地区的电价会有很大影响。

    其次，我国电力供应一直以火电为主，1990年至2002年的13年间，火电发电量占全国当年发电量的比例超过80%。随着新机组的不断投产，电煤占煤炭总量的比例平均每年增加2%。2000年以来，全国平均煤炭价格涨幅超过20%，合同电煤价格在国家统一控制下从每吨166元涨到171元，涨幅只有3%，但是电煤的市场价格实际已经超过200元。而同期全国范围内电价却经历了．一次普遍下调，发电企业受到电价下调和电煤涨价的双重压力。2003年12月国家发展和改革委员会发出了《关于调整电价的通知》，对全国省级以上电网调度的燃煤机组上网电价一律提高每千瓦时0.7分钱(含税)，试图弥补煤炭价格上涨对发电成本增支的影响。但据测算，这一幅度的调整尚不是完全补偿发电企业增加的成本。由于煤提供应涉及矿、路、港、航多个环节，专家预计未来5年煤炭供应仍将持续偏紧，电煤价格仍有波动上涨趋势。如果上网电价保持不变，国内的发电集团将面临与美国加州电力

    机中电力公司相同的险境。  第三，在环保方面对发电企业提出了更高的要求，火电企业的环保支出将大幅提高。根据预测，某集团公司电厂的总排污费用到2006年将达到8亿元左右。之后随着煤电机组容量的增加和环保标准的提高，每年可能继续增加数千万元；2010年前，对已投产的约1000万千瓦燃煤装机加装脱硫设施，预计需新增投资50亿元左右；新建燃煤电厂增加脱硫设拖，预计年平均增加投资支出10亿元，单位千瓦装机造价平均增加15%。我国在《电价改革方案》中也计划通过法律、法规和政府规定，强制再生能源