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      1. 電改五周年,交叉補貼弊病何時能解?
        發布者:lzx | 來源:南方能源觀察 | 0評論 | 637查看 | 2020-03-10 18:49:33    

        首個全面完成的改革任務


        中國電價體系成功引入現代規制理念和方法,但新的挑戰就在眼前


        電力市場化改革,本質上是給予發電企業和電力用戶以電力買、賣的自由選擇權,而電網不僅是發電企業向電力用戶輸送電力商品的通道,也是集成各類電源功能保障供電質量和系統可靠性的物理依托。中間環節的“過網費”對發電和用電環節的效率有直接影響。


        《輸配電價規制現代化研究》一書中提到,從2014年10月開展深圳輸配電價改革試點到2017年8-10月,國家發改委相繼出臺《關于進一步加強壟斷行業價格監管的意見》《政府制定價格行為規則》《政府制定價格成本監審辦法》,總體上,我國已經在輸配電價中初步引入了現代規制理念和方法。


        而達到這一初步成果歷經了至少10年的時間。


        2002年的國發5號文將電價劃分為上網電價、輸電電價、配電電價和終端銷售電價。上網電價由國家制定的容量電價和市場競價產生的電量電價組成;輸、配電價由政府確定定價原則;銷售電價以上述電價為基礎形成,建立與上網電價聯動的機制,甚至細化指出,“十五”期間,電網企業要逐步對配電業務實行內部財務獨立核算。


        如今回看,輸配電價從文件名詞走向實踐應用,最早或許是伴隨著直購電的興起而開始的。


        2004年4月,原國家電監會和國家發改委聯合印發《電力用戶直接向發電企業直接購電試點暫行辦法》,提出了直購電試點工作的原則、準入條件、主要內容和組織實施。


        吉林的兩家企業成為國內首個獲原國家電監會批準的直購電試點。廣東臺山則更進一步,是全國第二個直購電試點、首個“一點對多點”試點。


        雙邊交易的價格形成模式是可以預見的,但應該給中間環節支付多少電費呢?


        當時,吉林炭素、龍華熱電、電監會和國家發改委四家商量,以吉林銷售電價減去平均上網電價為基礎,核算形成了輸配電價。而在廣東臺山,各方商量之后,決定授權省物價局對電網企業進行成本核定,政府主管部門很快核定了此次試點的過網費。相比統購統銷,電網方面降價0.08元/千瓦時。


        曾參與臺山試點工作的業內人士指出,無論是發電企業的售電價格還是電網企業過網費的形成都有較深的行政干預色彩。


        通過“商量”確定輸配電價的方式在本輪改革中得到了極大的改變。


        2014年的最后一天,國家發改委批復《關于深圳供電局有限公司2015年-2017年輸配電價》(發改價格〔2014〕2998號),輸配電價改革“破冰”。


        當時,發改委價格司有關負責人表示,此次深圳輸配電價改革試點標志著我國對電網企業監管方式的轉變。有評論稱,這可能不僅是新一輪電改的標志性試點,也是對央企的公益性業務實行固定收入監管的一次嘗試。


        一直到2017年,輸配電價改革逐步在全國范圍內鋪開。國家發改委價格司電力煤炭價格處曾撰文總結,2017年7月,全面完成了省級電網輸配電價核定工作,并由各省、自治區、直轄市發改委(物價局)向社會公布,成為中發9號文件印發以來,第一個全面完成的電力體制改革任務。


        根據價格司的統計,第一輪輸配電價核減與輸配電業務不相關、不合理的成本,整體核減比例約14.5%。綜合考慮監管周期內新增電網投資、電量增速等因素,平均輸配電價較現行購銷價差降低約1分錢,核減32個省級電網準許收入約480億元,有效降低了實體經濟成本。


        上述文章指出,輸配電價改革核定了電網企業準許收入,使電網企業在市場交易中處于中立角色,促進放開發售兩側的電力市場交易,更好地發揮市場在資源配置中的決定性作用。


        資深電價研究者認為,基于成本核定獨立輸配電價的核心理念是通過價格規制,防止壟斷企業收獲超額利潤。最終目的是為了挖掘企業降本提效的潛力,從而使社會福利最大化。“準許成本+合理收益的模式是借鑒了國際通行做法,企業將來也會適應,在投資規劃環節就去考慮成本,不是說可靠性越高越好,或者在投資結構上‘厚此薄彼’,高壓環節投資過剩,而配網薄弱。”


        然而,與市場競爭類似,在輸配電價首個監管周期中,不乏部分省(市、區)對經過成本監審并按照定價辦法計算得出的輸配電價結果又提出局部降價要求。


        據eo了解,按照首個監管周期規則核定后,廣西220kV、110kV電壓等級用戶對應的輸配電價應處于全國中等水平,而地方政府為了支持高耗能產業發展,設置“優待類”用戶,轉而由10kV電壓等級用戶承擔了更多費用。


        2019年12月20日,云南省發改委發布《運用價格杠桿促進棄水電量消納試點實施方案》,電力用戶消納棄水電量電價由市場化方式形成的上網電價、輸配電價、按云南電網線損率折算的線損電價,以及政府性基金及附加組成。輸配電價暫不收取,如農網還貸資金由隨電價征收改為納入電價統一回收,則按每千瓦時0.02元執行。


        長沙理工大學副校長、教授葉澤日前撰文認為,我國輸配電價改革以成本監審辦法和定價辦法為基本依據,體現了從行政定價到管制定價的市場化改革精神。但是,由于我們對這種改革缺乏自覺和清醒的認識,實際工作中,在管制定價中又經常摻雜了行政定價的成分。


        他指出,理論上,行政定價屬于計劃經濟體制,而管制定價雖然決策主體也是政府而不是企業,卻屬于市場經濟體制,因為體現了法制經濟的核心精神。


        2018、2019兩年間,國務院《政府工作報告》連續兩次要求降低一般工商業電價10%,其中相當一部分降價空間由電網環節承擔。


        降電價政策如何體現在第二輪輸配電價核定中?葉澤認為有二種不同的選擇,第一種是把兩項政策完全分開,像現在這樣同時執行獨立輸配電價和降電價政策,如此,定價辦法中可以不考慮降電價政策的影響;第二種是把降電價政策通過核減準許收入實際上是核定準許收益率的方式全部或部分融入到輸配電價定價辦法中,同時取消現行的降電價政策。


        他指出,如果降低一般工商業電價和輸配電價只是臨時性的政策,那么可按第一種思路處理;相反,如果當前的降電價是國家長期的政策選擇,那么應該采用第二種思路。


        2019年5月,國家發改委、國家能源局聯合發布在2015年版本基礎上修訂的《輸配電定價成本監審辦法》(發改價格規[2019]897號)。2020年1月,新版的《省級電網輸配電價定價辦法》、《區域電網輸電價格定價辦法》發布。


        全國即將迎來輸配電價第二個監管周期。


        2019年4月,華北電力大學教授張粒子等撰文解讀《監審辦法》修訂征求意見稿時指出,本次修訂從“科學化”、“精細化”和“規范化”出發,在諸多方面對輸配電定價成本監審辦法進行改進和完善。


        從文件表述上看,相比2015年,進一步明確不得計入輸配電定價成本的費用,固定資產折舊年限的相關規定也有所變化,這些都將對電網企業未來的投資重點和成本管控產生新的影響。


        華東電力設計院智慧能源室主任吳俊宏撰文道,輸配電價的監管趨勢用一句話可以總結為“沒有最嚴,只有更嚴”。無論是從成本核定上限、收益核算,還是對投資決策和投資效果的考核,通過強化合理約束和實化監測制度對電網企業降本增效的監管趨勢將越來越嚴。


        對交叉補貼的新訴求


        十年動議,如何讓價格歸價格,補貼歸補貼


        即便是在新版輸配電價當中,交叉補貼這一多年未解之題還是沒有答案。多位業內人士提出,電價交叉補貼問題或將是未來影響改革效果的重要因素之一。


        “美國能源價格比中國低,天然氣價格是中國的1/5,電只有中國40%的價格,汽油價格只有中國的一半,運輸成本和物流成本都比較低。于是我聯系了新華社寫內參給中央,給相關部門提意見。后來引起了輿論的軒然大波。”曹德旺在2019年接受媒體專訪時述說道。


        2016年,這位“玻璃大王”在美國投資10億美元建廠,福耀玻璃成為中國制造業在美投資最大的企業。他在對媒體的敘述中說,2014年,公司啟動對美大規模投資前,自己才真正坐下來研究美國的稅負問題:首先是增值稅率,第二是人工成本,第三是能源價格。


        而事實上,曹德旺指的高電價卻存在“隱情”。


        《中美電價比較研究》一文中指出,2016年的中、美電價整體水平接近,此前十年間的中、美電價高低互見。工業平均電價中國大幅高于美國,居民平均電價美國大幅高于中國,其主要原因是,工業用戶對居民用戶高額的電價交叉補貼。美國煤炭、天然氣價格低廉,也使其電價低于絕大多數OECD國家。


        2019年11月20日,中國電力企業聯合會印發的《電網行業經營效益情況報告》提到,相比美國、英國、德國等37個主要國家而言,我國電價平均銷售電價為9.8美分/千瓦時,位列倒數第五位,顯著低于上述各國平均水平;上網電價每千瓦時5.3美分,低于37國平均上網電價6.8美分;平均輸配電價2.9美分,占銷售電價比例30.8%,排名第32位,遠低于美國(排名第20位)的4.4美分(占銷售比例42.7%)。


        但相比這些國家而言,中國的電價交叉補貼相當嚴重。上述報告指出,37個國家工商業電價平均為居民的50.7%,而我國為121%;2018年,我國交叉補貼總額為3200億元,相當于推高工商業電價超過7分/千瓦時。


        早在10年前,對于交叉補貼“弊病”的討論就在學界、業界展開。張粒子等在論文中指出,電力行業的內部交叉補貼通過電價將收入從一部分人或地區轉移到另一部分人或地區,是一種收入再分配行為,導致用電權配置不公平,造成社會福利的減少,具有明顯的非效率性。廈門大學管理學院“長江學者”特聘教授、中國能源政策研究院院長林伯強等的研究表明,當電價水平較低時,用戶對電價的負反饋響應不明顯,不利于節能減排和需求側管理工作的推進。


        此外,中國人民大學應用經濟學院院長鄭新業曾有研究指出,電力和管道天然氣的人均消費量與收入水平呈正相關,即高收入人群在能源上的消費是高于低收入人群的。這意味著,收入越低的人,實際上從能源消費中獲取的補貼越少,而高收入階層則享受了更多補貼。換句話說,補貼未能投放到最需要的群體手中。


        10年后,中電聯出版的《中國電力工業現狀與展望》(2019)報告中談及交叉補貼認為,長期存在的隱形交叉補貼規模較大,導致工商業企業電價虛高,且擠占了工商業電價進一步下降空間。同時,現行居民階梯電價制度對于緩解交叉補貼壓力收效甚微,且沒有充分體現出公平負擔的原則。


        報告提到,2006年以來,我國連續12年沒有提高居民、農業用電價格,2012年后推行的居民階梯電價政策意在引導社會節能,也有緩解交叉補貼壓力的初衷。但是,從目前的情況看,第一、二檔電量覆蓋面基本超過90%,各階梯的電價設置區分度不高,階梯電價發揮的作用相當有限。


        因此,建議短期內,在現有交叉補貼規模不擴大的基礎上,厘清交叉補貼總水平并改為明補的補貼路徑;中期建立妥善處理交叉補貼的長效機制,建立明補基金或稅制,進一步完善居民階梯電價制度;長期逐步減量、取消對居民電價補貼,逐步建立按用戶用電負荷率定價的機制。


        有業內人士認為,目前解決交叉補貼問題或許不是“最優先級”,因為交叉補貼的測算、新機制設計等并非一兩個主體可以完成的工作,牽涉財政部、國家發改委、能源局,各地物價管理部門、電網公司、用戶等等,牽一發而動全身。


        但更多業內人士呼吁,隨著市場化電量進一步擴大,補貼來源將不斷減少,補貼的增速將大于補貼提供方,同時,市場設計越來越精密,補貼問題相對會被放大,應適時推出針對妥善處理交叉補貼問題的頂層設計。


        有研究者建議,如果短期內無法減少交叉補貼總額,那么先測算出完全不含交叉補貼的電價,再將補貼單列,即暗補變明補,是最基礎、最規范的方式。交叉補貼發揮著類稅收的功能,將來應逐步減少補貼范圍,取消對中高收入家庭不合理的補貼,盡可能去補貼低收入群體和貧困地區,做到精準補貼。


        電網公司相關負責人曾在“電改四周年:進程評估與行業愿景——2019中國電力體制改革研討會”上說,補貼總是沒有效率的,下一步應讓價格歸價格,補貼歸補貼。


        交織的社會責任與企業經營目標


        電力行業將始終承載保障民生等非商業化社會目標,如何既保證社會性目標得以實現,又能夠支持市場化進程?


        由交叉補貼牽引出的還有一個更廣泛的話題,即電力企業的普遍服務職責。


        《電網行業經營效益情況報告》披露,輸配電價占銷售電價比重約30%,近年來承擔降價資金約6成,2016-2018年,監管業務利潤分別為691億元、655億元和413億元,年均降幅22.7%。


        其中,蒙東、黑龍江、四川、西藏等省級電網累計虧損246億元,中西部欠發達省份電網設施發展相對滯后,農網改造升級、深度貧困地區電網建設等政策性投資占比高,電力普遍服務任務繁重。


        在上述學術研討會上,相關業內人士提到,部分城市近年來啟動城市服務改造升級計劃,其中包括將供電線路遷移至地下,以上海為例,按照當地的政策要求,2018-2020年470公里線路要“入地”,電網公司需承擔這部分投資。


        有電網企業研究人員指出,目前普遍服務的范圍、內容、責任等依然不明確,服務對象卻正在從傳統用戶側拓展至供給側,比如全額消納風、光等新能源,更重要的是,補償機制不明確,支出來源正在減少。


        《中國電力工業現狀與展望》(2019)中指出,電力普遍服務主體責任亟待從法律層面進行明確,電力企業作為市場主體的發展目標與普遍服務的基本原則存在一定沖突,履行電力普遍服務的主體責任亟待明確。


        同時,地區經濟發展不平衡,資金問題掣肘中西部偏遠地區長期可持續發展。電網企業從2011年起開始實行企業內部東西幫扶政策,輸配電價改革后,由于各省級電網被作為獨立核價主體進行輸配電價核定,電網資產權屬范圍、成本和收益水平都受到嚴格監管,“東西幫扶”難以為繼。


        朱成章曾在其文章中說,電價改革的“八座大山”中又一座是要求電力企業承擔非商業化社會目標。


        資料記載,在1993年7月的一場國際研討會上,世界銀行中國蒙古局工業能源處處長鈕法曼就中國電力改革發表了他的看法,其中包括實行政企分開,電力企業公司化、商業化;建立簡單、透明、統一的電價,達到合理配置電力裝備并使市場機制發揮作用。


        1993年-1994年,世界銀行與我國研究“中國電力部門改革戰略選擇”,報告指出,電力企業的非商業化社會目標包括兩個方面,一是電力企業內部的非商業化社會目標(如醫院、住房、幼兒園等);二是電力企業外部非商業化的社會目標(如低價支持貧困地區、農業用電、農產品用電和救災用電等)。


        當時,世界銀行給出了四大處理辦法:具體地框定非商業化社會目標的范圍和內容;核定達到非商業化社會目標所需的費用;將非經營性資產從電力企業中分離出去,建立獨立核算的服務公司,與電力企業簽訂責任制合同,實行有償服務,同時面向社會,自主經營,自負盈虧;電力企業與政府訂立實現非商業化社會目標的責任制合同,政府承諾對電力企業所消耗的費用和損失給予補償。


        26年后的今天,隨著電力市場化改革的推進,經營性與社會性目標再次成為討論的焦點。


        一位資深研究者說,鑒于電力行業將始終承載保障民生等非商業化社會目標,目前業內討論的針對市場與非市場部分設計“不對稱監管”,可能僅是其中一環,如何測算、評估實現非商業化社會目標的投入和收益或許將是更大的“一盤棋”,其目標是既保證社會性目標得以實現,比如保障優先發用電等,又能夠支持市場化進程,而不是“干擾”市場價格信號。

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