发电企业消化电煤价格比例应下调在5%-10%

电力18讯：    电价体系需适应电力发展新趋势

　　访国家电网能源研究院总经济师李英

　　“党的十八大报告提出要全面促进资源节约，转变资源利用方式，也提出来要深化资源性产品的价格改革。从这个角度来看，目前电价改革还需要深化，同时也面临着不少的挑战。”11月25日，国家电网能源研究院总经济师李英在第四届“能源・电力・发展”论坛上就加快电价改革提出了自己的看法。

　　李英认为，目前的电价体系至少存在三个不适应：一是煤电价格关系不适应越来越高的电力安全供应需求；二是电价体系和机制不适应清洁能源科学发展的需求；三是偏低的电价水平难以适应严峻的节能减排形势要求。

　　完善并及时推进煤电价格联动机制

　　“影响煤电价格关系的根本原因不是市场煤、计划电，而是当前的煤电价格关系不适应越来越高的电力安全供应需求。”李英认为。

　　近年来，由于各种因素使煤电价格联动机制执行不及时、不到位，火电一直处于亏损状态，五大发电集团到目前火电仍有每千瓦时2~3分的历史欠账，今年1~9月五大发电集团火电板块总亏损达128亿元。

　　李英表示：电力市场中的长期合同价和现货价，以及国际原油的期货价和现货价都不是双轨制。即使以现货市场价格为基础决定全部电煤价格，也解决不了煤电价格矛盾，还可能会因全部电煤价格一起波动带来更多的新问题。

　　对此李英建议，应该对煤电价格联动机制进行完善并及时执行，降低电煤价格联动幅度，同时下调发电企业消化电煤价格比例，如在5%~10%之间，在保持发电企业议价动力的同时，尽量减少对燃煤成本变化的扭曲；建立全国统一的电煤长期合同和现货市场平台，并对运输价格进行严格监管，参照国际市场价格对电煤制定最高限价。

　　现行电价机制不适应清洁能源发展需求

　　党的十八大提出要建设美丽中国，并将生态文明建设纳入中国特色社会主义建设“五位一体”总布局中。对于电力行业而言，继续加快清洁能源发展，将是落实十八大精神、推动生态文明建设的重要抓手。但李英认为，现行电价体系和机制已不适应清洁能源快速、科学发展的需求。

　　据了解，在电力运行环节因为没有反映市场供求关系的峰谷分时的价格机制，难以引导电厂发挥调峰潜力，影响对清洁能源的吸纳能力；在电力接入和输送环节，促进清洁能源大规模、远距离输送领域的价格体系尚未形成。李英表示，“部分新能源接入系统工程补贴不足，大规模风电所在地电网必需的网架加强投资尚未纳入补贴范围，影响风电有关电网工程的建设。”此外，在消费环节，目前还没有建立起来比较完善的鼓励错峰用电的价格体系。对此，李英建议在电力运行环节，打破现行平均上网电价，均实行峰谷分时标杆上网电价；水电按流域实行峰谷分时标杆上网电价，建立健全发电辅助服务价格、抽水蓄能电站和储能价格机制；在电力输送环节，适当提高风电等可再生能源发电接入系统的补贴额度并将送出省因大规模可再生能源发电配套送出需要的网架加强工程纳入可再生能源补贴范围；在用电环节，全部电力用户实施峰谷电价和季节性峰谷电价，加大价差，居民用电逐步实行峰谷分时阶梯电价并尽快制定电动汽车充换电价格。

　　电价结构调整引导助推节能减排

　　2011年国家电监会发布的《电力节能减排通报》显示，2010年，电力行业消耗了全国55.1%的煤炭资源，在能源转换过程中排放的二氧化硫占全国的42.5%，排放的二氧化碳约占全国总量的50%。面对严峻的节能减排形势，业内人士认为，偏低的电价水平难以适应形势要求。“我国电价水平长期偏低。”李英表示，“按购买力平价(PPP)计算，在包含美、英、日、墨西哥等国在内的38个国家中，我国电价居倒数第四，仅为平均水平的56%。”从能源比价关系看，2011年我国居民电价和居民气价比价为2.1，工业电价与工业气价比价为2.4，与美国、巴西等可获得数据的12国家相比，水平较低，表明电价水平偏低。数据显示，从2003年以来我国电力行业总资产利润率平均值仅为2.4%，远低于石油和天然气行业的29.6%、煤炭行业的7.9%。据了解，我国的能源消费总量是日本的4.7倍；能源消费总量略超美国，但经济总量仅为美国的37%，可见我国的能源消费方式亟需变革。

　　李英认为，低电价对节能减排引导力不足。他建议，加快疏导电价矛盾、调整电价结构，促进节能减排。具体来讲，一是建立销售电价与上网电价、输配电价联动机制，反映一次能源价格变化对电价的影响，及时传递价格信号，引导用户节能节电。二是对各类用户实行以供电成本为基础的差异化调价机制，逐步优化阶梯电价，缓解各类用户的交叉补贴矛盾。三是制定适应电力对其它能源进行合理替代的电价政策，提高电能在终端能源中的比重。