电价上调
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电价上调范文第1篇
作者单位：海通证券
执业证书编号：S0850511010021
对行业的影响
调整时间、幅度基本符合预期。此前我们10月电力数据月报中已经指出，从电力股的二级市场表现能看到，市场已经有较为强烈调价预期――这一方面是因为国内CPI出现连续3个月回落，通胀预期略有缓解；另一方面是因为火电企业的确经营压力比较大，不及时调整容易对今冬明春用电较为紧张时期，火电企业甚至面临资金链断裂的问题。此次电价调整时间、调价幅度与之前市场传言基本一致，符合预期。
主要改善火电短期现金流而非盈利。对于火力发电企业来说，0.026元/度的电价上调仅相当于煤价涨幅67元左右。而从今年秦皇岛5500大卡的山西优混，从年初780元/吨上涨到目前的860元/吨。即使考虑到今年4、6月间还调过一次电价（15个省市平均0.0167元/度），但是相比于2009年年初590元/吨的电煤价格，本次电价上调对火电企业盈利能力的改善仍然有限。短期更大的意义在于补充企业购煤现金流。
限煤价措施能否奏效取决于经济环境。在2011年6月的电价调整方案中也已经涉及到控制煤价，但实际收效甚微，年内煤价稳步向上；而在2008年的2季度，更是因为市场需求旺盛，电煤价格创出历史新高（秦皇岛山西优混为1000元/吨），迄今未破。从上述的例子可以看到，对于电煤价格而言，简单的行政控制有效性较差，甚至可能会出现人为造成供给不足。所以我们更倾向于观察未来一段时间的国内投资增速变化，这对于未来国内煤炭供需、及煤价的影响更为长远。
脱硝电价出台有助于脱硝市场启动。市场期待已久的脱硝电价在本次电价调整中也最终确定为0.008元/度，价格基本也符合此前预期。对于经营困难中的火电企业，上述价格的明确将有利于整个电力脱硝市场的启动，对应上市公司主要受益的有：九龙电力、国电清新、龙净环保、永清环保等，其中，九龙电力因为已经投产脱硝催化剂生产线、且背靠中电投集团，所以相对而言，竞争力更强。
投资策略
上调电价对火电股价仍以脉冲式影响为主。我们仍然认为当前调整电价只能给火电企业带来“瞬间”的盈利改善，股价表现也主要以脉冲式的行业为主，由于前期市场预期已经较为充分，“见光死”的风险相对较大。但是站在一个更为长远的角度来看，未来火电企业盈利景气大周期回升趋势已经确认。所以我们建议在利好兑现股价回落过程中，寻找那些安全边际较好，且较为典型的火电企业。从投资标的选择上，我们推荐两个选择思路：一是行业标志性龙头企业，如华能国际、国电电力；二是区域性弹性较大企业，如华电国际、粤电力；以及自备煤占比较高的ST金马。
电价上调范文第2篇
电价刚调缺电呼声又起
为缓解煤价上涨和加息周期对火电企业的盈利负担，4月中旬国家发改委上调全国16个省（区、市）上网电价，其中山西涨幅最高，为2.6分/度，山东等五省上调2分/度，河南等两省上调1.5分/度，另三省上调1分/度，一个省上调0.9分/度，还有四省上调0.4至0.5分/度；16个省平均上调上网电价约1.2分/度。
上网电价上调，缓解了部分区域火电企业发电意愿不足的问题，但是依然有部分区域因下游需求旺盛导致出现拉闸限电的现象，并引起能源局领导的重视。
4月25日，媒体报道国家电网浙江公司调度中心副主任戴彦日前向中国广播网证实，浙江已出现2004年以来最严重的电荒，一季度被限制用电的企业达到50多万户次。目前浙江已制定严格的有序用电方案，将对高耗能企业进行轮流限电。
江西省电力部门向中国广播网透露，江西全省用电负荷增幅居全国前列，1月份以来，江西电网最大用电负荷始终保持在1000万千瓦以上的高位运行状态。
4月23日，国家能源局局长刘铁男在全国经济运行工作会议上表示，将从增加有效供给、压缩不合理需求两个方面着手应对，全力做好电力迎峰度夏工作，绝不允许拉限居民生活用电。
电力股有投资机会么？－2011年20倍PE以下个股可以适当布局
由于部分区域上网电价上调直接改善当地电力企业盈利能力，加上部分区域确实出现明显的高耗能限电情况，那么电力是否会加入上半年水泥、机械、钢铁、银行（金融）、石化（化工）的金花行情中呢？
对此，我们认为电力股从全局角度看想出现类似前述周期股的整体行情较难，但部分个股存在补涨需求。理由如下：
二、三线中小电力股因其存在的资产注入预期、参股矿山预期等，在过去12个月中已经取得巨大的涨幅，如明星电力、西昌电力、广安爱众、涪陵电力、郴电国际和最近的皖能电力、上海电力等；对于这些个股，利用小时或煤价波动对其自身资产盈利的影响已经不再是股价的决定因素，其股价走势是独立于周期股行情的。
一线电力股是否能复制其他周期股的投资机会呢？
1)我们认为今年以来的周期行情，归根结底是源于政府过去调控带来的供给面减法导致产业内企业盈利能力得到真实提高，而非低估值向高估值中小盘股票靠拢的结果，所以周期性行业能否取得明显的投资机会，关键在于是否有供需层面变化带来的明显盈利提升。
2)而对于火电企业来说，虽然局部地区上网电价的上调确实改善了盈利能力，但是由于2010年全年内煤价涨幅巨大，从盈利绝对能力来看，依然不强；且电价调整受政府调控，在CPI高企的环境下，难以期待电价频繁、持续的上调，电力企业盈利继续改善得到压制，而仅靠利用小时提高带来的盈利提升有限，更不用说煤价面临继续上涨的压力。
电价上调范文第3篇
6月8日，国家发改委体改司负责人就《2011年深化经济体制改革重点工作意见》答记者问时透露，年内将出台居民阶梯电价具体实施方案。一周前的6月1日，国务院召开会议，将煤电等资源型产品价格矛盾作为当前经济运行中的突出问题看待，并把“调电价、限煤价”作为眼下宏观调控的着力点。
与往年电力供应紧张时期不同，今年“电荒”悄无声息地提前两个月到来，并严重影响到国民经济稳定运行与居民正常生活。
波及多省
在过去十年里，每年都或多或少的出现“电荒”，其中最为严重的是2004年。当时，“电荒”波及面很广，覆盖了十几个省市。
今年电荒始于3月份，最初仅在江苏、浙江、山东等地，后来逐渐有向全国遍布的趋势。进入4月后，我国从东部到中西部，多个省份都出现了缺电现象，各地也采取了限电等措施。
而根据国家电网预计，6月份全国将进入用电高峰，仅国家电网负责的26个省份经营范围内电力缺口就将达到3000万千瓦左右，其中，北京、天津、河北、上海、江苏、浙江、安徽、湖南、河南、江西、重庆等10多个省级电网将出现电力供需紧张局面。如果电煤供应仍持续当前态势，迎峰度夏期间电力供需矛盾将进一步加剧，预计电力缺口将扩大到3000万千瓦至4000万千瓦，缺电集中在华北、华东、华中地区。
4月中旬，国家发改委通知，预警今年大部分地区将出现电力供需“偏紧”。通知称，今年大部分地区电力供需形势偏紧，年初已有20个省（区、市）实施了有序用电，预计夏季高峰期华东、华北、南方供需缺口较大。4月10日，发改委上调其中12个省份上网电价，平均每千瓦时上调2分左右。其中，山西上调3.09分，调价金额最低的是贵州，每千瓦时上网电价上调1.24分。国家发改委5月30日宣布，自6月1日起，15个省市工商业、农业用电价格平均每千瓦时上调1.67分，但居民用电价不变。
但是业内人士分析，此次国家发改委及时上调上网电价和销售电价，短期来看，将大大减轻电力企业亏损压力，但是电价上调仍然不能阻止发电企业亏损。6月份，进入电力需求高峰，同时也是用煤高峰时期，毫无疑问，煤炭价格将继续上涨，从而将电价上涨带来的微薄利润化为乌有。粗略计算，每千瓦时上网电价上调1.67分，可以抵消每吨电煤上涨50元。6月7日，秦皇岛5500大卡山西优混煤平仓价在835~845元/吨之间，预计7月份电煤涨价很可能达到880元/吨，价格上涨幅度可能超过5%。
到底何因
4月中旬，国家发改委预警“电荒”时指出了其中原因，受用电需求增长较快，少数地区电源、电网建设相对滞后，以及电煤、自来水等不确定因素共同影响。
经济学家郎咸平教授认为，“电网一家独大，瓜分走大部分利润，是造成电荒主要原因，在发电企业上网价和用户销售价之间差价，成就电网超额利润，基本上是稳赚不赔。”有数据显示，近五年，国家电网累计实现利润1336亿元，资产总额达到21192亿元，增长81.2%，净资产收益率4.87%，提高2.8%。火电企业在煤价和电网垄断之中受着夹板气。
煤炭业专家李朝林认为造成电荒主要是“市场煤、计划电”体制因素造成，由于煤炭市场化，价格可随行就市，而且近几年煤炭行业整合，煤企对价格控制能力进一步增强，形成“煤企强势，电力弱势”局面，煤炭企业议价能力增强，是造成电力企业亏损的主要原因。
也有专家认为，中国能源需求快速增长、煤炭地域分布不均衡，电力结构单一等问题也都是其中的重要原因。长期以来，电力需求增速快于发电量的增长速度，特别是当电力需求增速呈加快增长时候，很容易引起“电荒”。要不是2008年爆发金融危机造成下游电力需求下降的话，那么这场迟来的“电荒”早在2008年就该发生了。从电力供求两方面说，供给上，在中央推动节能减排大背景下，如果推动煤电联动，暂不考虑电价上涨对下游企业及居民消费影响，当利益关系理顺了，电价上涨，电力供应上来了，但是这将变相鼓励发电企业扩大火电发电规模，那意味着我们将更加依赖火电，届时能源产业结构调整将更是无稽之谈了；另一方面，近两年电力需求的快速增长，不单是因为经济增长，更多是由于钢铁、水泥等高耗能产业不合理的消费引起的，工信部统计数据显示，高耗能行业投资增速略有加快，1～4月六大高耗能行业完成投资8271亿元，同比增长13.7%，其用电量创历史新高。
前述人士表示，除此之外，中国电力能源结构单一，煤炭资源分布不均是造成目前电力产业畸形发展的先天因素。粗略计算，目前70%左右是火电，20%左右是水电，核电等其他电力约占10%左右。煤炭资源分布极为不均，呈现“西多东少、北富南贫”格局，其中新疆、内蒙古、山西和陕西等四省区占全国资源总量的81.3%，东北三省占1.6%，华东七省占2.8%，江南九省占1.6%。煤炭资源分布不均，而电力又绝对依靠火电，这就造成运输紧张，成本高昂的“北煤南运”局面，是诱发中国电荒重要成因之一。
另外，电网体制也是电荒原因之一。南方多省电荒一片时，北方的内蒙古却出现了窝电现象。根据内蒙古经信委的消息，整个内蒙古装机和外送总量位全国之首，每年有700亿度的电窝在区内，如果富余电力全部外送，足以填补全国电荒缺口。
电荒何解
业内人士建议，短期来看，缓解“电荒”，除电力提价外，重点要缓解煤电价格矛盾，在煤炭、电力、电网以及运输之间建立一个合理的利益分配机制。
首先，可以实现煤电有限度联动，同时政府建立一套完整科学的价格干预机制，当煤价涨幅超过一定幅度时，政府打开干预机制，一方面要求煤炭企业加大生产力度，增加煤炭市场供应，另一方面为煤炭运输开通绿色通道，降低中间运输环节成本，另外推动上网电价，实行地区差异价格，经济富裕、电力需求量大地区，上网、销售电价相应大幅提高。
其次，继续推动煤、电企业签订煤炭购销长期合同，减轻煤价频繁波动对电力成本影响。最后，在华东、华南等地区建立大型煤炭储备基地，用于平抑因突发事件引起的煤炭价格过快增长。
电价上调范文第4篇
6月19 日傍晚，北京的一些加油站前逐渐排起了漫长的车队。“油价即将上调”的消息开始通过短信、电话在全国很多城市蔓延。
当晚10点，新华社快讯，国家发展和改革委员会（下称发改委）宣布，自6月20日起，将汽油、柴油价格每吨提高1000元，航空煤油价格每吨提高1500元，液化气、天然气价格不作调整。随后，发改委又陆续上调电价和冻结电煤价格的消息。依照惯例，这样的消息一般是在零时的。
这次北京奥运会之前的大范围价格调整，可谓出人意料。仅仅在此一周多以前，发改委副主任张国宝还表示，中国现行的成品油价格政策有利于社会经济稳定。
“中国目前原油价格已与国际完全接轨，成品油价格也计划与国际接轨。”张国宝6月8日接受新华社专访时说，“但是，当前正值国际石油价格出现飙升的时期，如果快速推进成品油价格也与国际接轨，必将对农业等产业产生巨大影响，因此暂缓成品油价格改革有利于稳定社会经济。”
由于张国宝是在日本出席中印日韩美五国能源部长会议期间作出上述表态，外界纷纷对中国短期内上调油价不抱希望。就在6月19日，一家中国国有石油企业一位高层还对《财经》记者表示，对奥运会前调价不抱希望了，尽管该公司炼油业务今年以来已经亏损惊人，股价甚至一度跌破发行价。
此次三项价格调整，或许得益于5月通货膨胀指数短暂减轻的机会，不过，这并未在价格机制上带来实质改变。未来的价格机制改革，仍有待于下半年宏观经济走势，形势并不乐观。
“此次对成品油价和电价的调整，是改善资源配置的有利的第一步。”美国投资银行高盛中国经济学家梁红在随后发表的研究报告中表示。同时她认为，对电煤限价是一步倒退，而油价和电价很可能需要在未来进一步上调。
调价“三箭齐发”
这也是发改委罕见地一次性下发三个文件，同时调整油价、电价和煤价。当晚，发改委的网站就像各地的加油站一样，因访客过多而一度堵塞。
根据公告，汽油和柴油的平均零售基准价分别由每吨5980元、5520元调整为6980元、6520元，上调幅度约为17％。如果零售企业用足8％的上浮空间，则汽、柴油的全国平均零售价分别为每吨7540元和7040元，折合每升约分别提高0.80元和0.92元，上调幅度提高到26％。
此外，发改委还宣布，从2008年7月1日起，将全国除自治区的省级电网销售电价平均每千瓦时提高0.025元。但居民生活用电、农业生产和化肥生产用电价格暂不调整，四川、陕西、甘肃三省受地震灾害影响严重的县（市）电价也不作调整。
电煤的出厂价被冻结在2008年6月19日这一天，以当日电煤实际结算价格为最高限价，冻结至2008年12月31日。在流通环节，发改委要求省级价格主管部门采取限定差价率等措施进行控制。
发改委在其网站上解释说，适当提高成品油价格，有利于缓解企业生产经营困难，增加国内成品油供给，保障市场供应，促进石油资源节约；提高电力价格适当补偿电力企业成本增支，有利于缓解电力企业经营困难，保障电力供应，促进能源资源节约；对煤实施临时价格干预，则是为防止煤、电价格出现轮番上涨。
此前各界一直在猜测中国是否会调整价格，且往往以北京奥运会前后为界。投资银行摩根士丹利大中华区首席经济学家王庆曾预测，“奥运会之前如果价格没有上调，那么奥运会之后上调的可能性将大大上升。”
王庆认为，通胀压力的减缓，将为中国政府提供在未来几个月执行初次价格上调的机会，到7月中旬的未来几个星期内将有可能出现此项政策变化，“7月中旬以后，由于过于临近北京奥运会，政府不太可能作出政策改变。”
中金公司首席经济学家哈继铭也在其研究报告中表示，“短期内，中国可能仍将继续控制国内能源价格，因为控制成本尚在可承受范围之内，且中国政府担心能源价格改革导致的短期通胀，将对奥运前的社会稳定带来不利影响。”哈继铭建议，中国应将成品油价格提高50％，以使国内炼油毛利与国际水准一致。
这次调价，恰好距北京奥运会召开还有50天，均较上述预期提前，表明国内油价、电价和煤价扭曲带来的种种弊端与矛盾已经难以控制。
被扭曲的负担
以油价为例，国际原油价格已经接近140美元/桶，比年初上涨超过40％，可是中国成品油价格自2007年11月以来一直没有调整，目前只有国际基准价格水平一半。这令中国的炼油企业严重亏损。对于叫苦不迭的中石油和中石化等央企，政府惟有给予财政补贴。
不仅中石油和中石化叫苦，合资炼油企业大连西太平洋石油化工有限公司、福建联合石油化工有限公司（福建联合石化）等也都严重亏损，纷纷找政府要求解决。中国石化新闻网6月18日消息称，财政部专程派人前往福建联合石化调研，目的是“研究对中外合营公司合作相关政策，对企业提供支持，帮助福建联合石化公司走出困境”。
甚至连电力企业也开始叫嚷政府补贴，其理由是煤炭价格上涨而电价不涨，导致今年以来发电企业亏损面急剧扩大。对于没有希望获得财政补贴的地方炼油企业，不少干脆选择停产，免得“越炼越亏”。这令国内汽油和柴油供应愈加紧张，发改委最后不得不严禁成品油出口，以保证国内供应。
根据王庆发表的报告，中国2007年政府隐性补贴（包括通过国家预算的财政补贴与国有石油公司损失额）总计可达270亿美元，占当年GDP的0.8％；而今年，若按原油价格继续保持在每桶130美元，国内成品油价格保持目前水平不变计算，总补贴额将达到1000亿美元，占今年预计GDP的2.2％。
中金公司估计，目前中国成品油价低于国际水平50％以上，国家对于油价的补贴去年已逾2200亿元，占GDP比重达0.9％。摩根大通预计，如果国际油价维持在每桶130美元的价格，且中国维持价格管制，则今年国内石油公司此项亏损大概在1800亿元。
哈继铭认为，对于生产者的间接补贴加剧了财政负担，近来周边经济体纷纷上调成品油零售价格，就是由于财政不堪重负。从5月开始，中国周边面临相似困境的不少经济体纷纷上调成品油零售价格，其中包括马来西亚（6月5日，47.8％）、印度（6月4日，10％－15％）、中国台湾（5月28日，13％－16％）、印度尼西亚（5月24日，25％－33％）。
“问题已经不再是中国会不会上调油价，而是中国将于什么时候与其所在区域内的其他经济体一样上调国内成品油价格。”王庆说。
中国国内油价问题，甚至首次出现在刚刚结束的第四次中美战略经济对话上。美国财长保尔森促请中国调高成品油价格，以减低原油需求、抑制国际油价。
对此，发改委副主任张晓强回应称，中国国内成品油价格与国际接轨的方向不会改变，但调整的关键是“选择适当的时机，采取适当的措施”。
通胀放缓窗口
中国能源网首席信息官韩晓平在接受《财经》记者采访时表示，发改委选择此时调价，一是由于“三夏”接近尾声，此时调价对农业的影响会减小，另外，是由于5月的CPI指数有所降低。
5月全国居民消费价格指数（CPI）同比上涨7.7％，为2007年以来首次显著回落，表明汶川大地震短期对通胀的影响有限。政府、民众为通货膨胀而紧张的神经暂得以舒缓，似乎为调整迎得了“适当的时机”。
据梁红估算，成品油在中国CPI中的权重约为0.5％，汽油零售价格上涨26％，仅拉动CPI上涨0.13％。她认为，6月通胀可能因食品价格下降而继续回落，此次成品油价格上涨，不会改变CPI趋降的态势。
哈继铭也认为今年CPI呈现前高后低走势。此次调价将推高下半年CPI的0.9个百分点，使下半年CPI涨幅达7.0％，预计全年CPI涨幅达7.0％-7.5％。但长期来看，调整有利于缓解通胀压力。
瑞银证券中国首席经济学家汪涛认为，上调成品油价格不代表政府对通胀的关注有所放松，此举是减少价格管制对实体经济的不利影响。汪涛称，能源价格在CPI构成中所占比例并不大，因此直接影响有限，仅为0.5个百分点左右，但间接影响可能很大。因此，瑞信证券调高了通胀预测，认为上半年CPI涨幅约为8％，接近年底，单月通胀才会降到5.5％左右。
花旗集团中国经济学家沈明高预测，油电调价对CPI的影响可能在7月初显露，成品油提价将推高非食品通胀0.5个百分点，推高整体通胀0.3个百分点。如果价格走高，那么CPI可能重返8％以上。他对《财经》记者说，即便食品价格保持稳定，成品油提价也会减缓通胀回落的速度，“最近南方水灾对食品价格的影响值得关注”。
不过，通胀的风险依然存在。《财经》杂志特约经济学家谢国忠指出，在全球普遍高通胀、低增长的大环境下，不能仅凭单月数据就认定通胀压力有所减缓，抑制通胀不可能仅通过打压粮食、肉禽类价格来完成。
“中国经济目前面临的首要风险，依然是通胀。”伦敦政治经济学院（LSE）院长、中国银监会顾问、前英格兰银行副行长霍华德戴维斯（Howard Davies）对《财经》记者说。
从CPI构成来看，压力犹在。“通货膨胀永远是易升难降的。”瑞士信贷亚洲首席经济学家陶冬对《财经》记者说。5月CPI下降，无论食品还是非食品通胀， 都与基数效应有很大关系，且肉禽类价格上涨依然很快。中国明显在由食品单一通胀向全方位通胀转化，包括工资、原材料、能源，以及由于短缺引起的公共产品的价格上涨。
对于此次调整影响，中信证券6月能源专题研究报告分析认为，成品油价格每吨上调1000元，汽、柴油用车成本将分别上升428亿元和377亿元，农业受影响也较大，成本上升为241亿元，建筑及民用成本上升208亿元。
近期南方九省区连遭暴雨洪涝灾害，其影响已经在食品价格上有所体现。6月以来，农产品价格止住跌势，基本持平。哈继铭认为，如果这一趋势持续，6月CPI回落幅度就可能低于预期。
下半年通胀如何变化，另一决定因素则是货币政策。“通胀仍然是中国面临的最大风险，货币政策不能因为增长有所减缓而放松。”谢国忠表示。
梁红也在研究报告中指出，中国通胀前景取决于央行控制货币供应量的能力。
“中国的能源价格改革不仅有利于自身，也有利于世界。”哈继铭说。由于中国已占全球新增石油消费的40％，国际油价水平在很大程度上取决于中国的能源政策。中金公司测算，如果不进行改革，中国经济将持续过热，2009年通胀率或上升至8.7％。而如果将成品油价格上调50％以上，则明年通胀可能低至 7.3％，并使其他经济体的通胀也有所放缓。
资源配置需优化
不少学者进一步呼吁，物价涨幅回落时，首先应当考虑理顺价格关系，使价格变化反映资源的稀缺性，通过市场机制促进经济增长模式的转变。
“成品油调价凸显国家对于节能减排、加强能源利用效率的重视。”哈继铭说，本次调价将抑制对高耗能行业的消费、出口和投资，使今年经济增速下降约0.2个百分点。中金公司研究部将今年GDP增速预期由10.5％下调至10.3％，明年预测由9.5％-10.0％下调至9.5％。
亦有分析师认为，通胀暂时放缓仅提供了一个价格改革的“临时窗口”，能源电力价格放开，需考虑是否会带来多米诺骨牌效应，进一步推高通胀。“政府决策必定十分谨慎，不太可能做出很大调整。”陶冬说。
发改委即表示，为控制调价连锁反应，这次成品油调价后，与居民消费密切相关的铁路客运、城市公交、农村道路客运（含岛际和农村水路客运）、出租车、液化气、天然气价格均不得提高。
相比之下，电力业内对于电价的调整最不满意。中国电力联合会的一位专家认为，发改委一方面提高一点电价，另一方面压制煤价，是在电和煤之间搞平衡游戏，延续了过往控制电价和煤价的一贯思路。
“这个涨价幅度相对煤价的涨幅太小了，很有可能不是最终的调价，我们预计在奥运会后电价将再度上调。”这位专家告诉《财经》记者，“国家对煤炭的限价，会在一定程度上减少对电力企业的成本压力，但也很可能导致电煤供应短缺。”
发改委相关部门负责人则透露，此次调价主要由于电煤价格持续大幅攀升，电厂脱硫成本增加，电网因追加建设投资而增加了还本付息额的负担。此外，为鼓励风力发电、生物质能发电等可再生能源的发展，需要提高电力价格，适当补偿电力企业成本增支。
据中电联和煤炭运销协会统计，2007年，全国发电用煤平均每吨提高25元，今年以来又连续两轮上涨近60元，两年累计每吨上涨80多元。发电企业普遍出现亏损。今年1月-5月，华能、大唐、国电、华电、中电投等中央五大发电集团公司中，除华能集团略有盈利，其余四个集团公司都出现了严重亏损，发电企业亏损面达到80％以上。
电价上调范文第5篇
电价改革是电力体制改革最为核心和敏感的环节。目前我国所有电价都受管制,一厂一价,一机一价,并且成本煤的上涨也无法向下游传导,电力企业的盈亏完全靠政府的电价调整。矛盾的长期存在,使得电力改革势在必行。
需要注意的是,电价水平仅仅是电价改革的一方面,电价改革还包括电价结构和电价与其他能源的比价。电价改革的最终目标是发电、售电价格由市场竞争形成,输电、配电价格由政府制定。
电价体制改革方向
电价体制改革的大方向应该是理顺煤电关系、建立基于市场化的电价形成机制,充分反映能源的使用成本。所谓市场化的电价形成机制,主要是电价反映供需状况,并且由交易双方自主定价,从而充分反映能源的使用成本,也就意味着电价的形成机制应该是成本加合理利润。但是,考虑到我国现状,短期内完全建立基于市场的电价形成机制可能性较小,更多的是采取循序渐进的方式,逐步向市场化推进。基于上面的分析,近期电价体制改革主要包括以下三方面:
发电环节
一是完善煤电联动机制。一方面,确保发电企业和电网合理的利润空间,确保电力供应;另一方面,让电价能够有效地反映能源价格,通过价格机制调控电力需求,促进节能减排。
二是水火电同网同价、规范水电定价机制。长期以来,我国水电价格被一定程度扭曲,不能充分反映水资源和环境成本,同时,水火同网不同价也导致了水、火电的不公平竞争,因此,水火电同网同价将是改革的一个重要方面。
三是建立和完善新能源上网电价形成机制。目前,国内还没有一个有效的新能源上网电价形成机制,一定程度上阻碍了许多风电、太阳能等新能源发电的及时上网,电价不能有效反映成本,从而制约整个新能源产业的持续发展。
输配电环节
一是明晰输、配电成本,建立合理的输、配电价格体系。输、配电环节一直是困扰电力价格改革的一个重要因素,而要想建立市场化的电力价格形成机制,前提是要建立一个成本明晰、合理的输配电价体系,这是近期改革的一个重要内容。
二是推进直购电试点、建立双边交易的市场平台及竞价上网试点工作。该工作是推进电力体制市场化改革的一个重要内容,通过小范围的试点来摸索改革的路径,寻求建立发电企业和用户之间基于市场有效的交易体系。直购电和竞价上网无疑对电力和用户都是有利的,可以减少双方的交易成本,同时,也可以充分发挥电价的市场调节功能。
电力消费环节
继续推进电价结构调整,包括工商业同电同价、居民用电价格改革,不断降低电价交叉补贴。目前国内三分之二的省份实现了商业用电与工业用电同价,为促进第三产业健康发展,工商业用电同价将继续推进,商业用电价格将逐渐降低。截至目前,除个别地区外,我国已基本实现了城乡居民用电同价,但是,相对于电网对居民供电的较高成本,我国居民用电的价格处于绝对的地位水平。国外居民电价一般是工业电价的1.5～2倍。而我国长期对居民用电实行低价政策,据统计,2008年全国居民用电平均价格为每千瓦时0.50元左右,既低于工业电价,也低于平均电价。国家有关部门正在研究居民用电价格改革的问题,拟推行阶梯式电价,促进居民生活中电力的合理使用,同时有利于减少其他产业对于居民用电的交叉补贴。
酝酿三大投资主线
一是期待调整火电、水电上网电价。
对火电而言,随着电力价格体制改革的推进,“市场煤,计划电”的局面将会逐渐得以扭转,电力企业向下游传递成本的能力将会增强。在这种情况下,像2008年出现全行业亏损的可能性将会大大降低,有利于确保火电企业获得相对稳定的利润空间,行业的公用事业属性将更加明显。基于这样的趋势,火电企业中拥有煤炭资源或存在煤电一体化经营趋势的上市公司的优势将逐步显现,其燃煤成本可控。而电价随着全行业平均煤炭成本的涨跌而调整,大唐发电、华电国际、国电电力、广州控股、内蒙华电和京能热电等公司将有望实现高于行业平均值的盈利水平及业绩弹性。
对水电企业而言,水、火同网同价将明显提高水电企业的上网电价。如果以2008年的水、火电上网价格和水电发电量5633亿千瓦时为参考,根据测算,当前水电和火电的平均上网电价大约相差0.11元/千瓦时(含税),因此,如果水、火同网同价,全部水电企业将增加530亿元左右额外收入,大幅提高企业盈利能力。
尽管水、火上网同价后,国家对于水资源费的征收比例也会一定程度增加,并且水电开发的移民等成本也会有所增加,但是,总体上仍将有利于水电企业的盈利能力增强和不断发展。
电价上调范文第6篇
8月上旬,一份关于近期能源资产产品价格改革进展的通报,一直占据着国家发改委网站的首要位置。通报里关于电价改革的部分,国家发改委表态称,“按照既定的改革方向,继续深化电价改革。”
据国家发改委介绍,今年上半年已经积极推进上网电价、销售电价等方面的价格改革。今后,国家发改委还将指导各地开展电力用户与发电企业直接交易试点;研究制定大型并网光伏电站标杆上网电价,完善生物质发电价格机制;抓紧研究下发销售电价分类结构的指导办法,减少交叉补贴;进一步规范电能交易价格管理办法等。
“令人意外的是,业内关注的电网企业输配电价改革等内容,并没有纳入近期的改革日程。”中国能源网信息总监韩晓平告诉《财经》记者。这意味着输配电价改革出台的日期被再次推迟。
所谓输配电价改革,是指电网企业提供的电源接入、联网、电能输送和销售服务的价格的总称。这一改革原定与大用户直购电的改革同步在今年中推出。但是,7月1日,国家电监会、国家发改委等部委下发了《关于完善电力用户向发电企业直接购电试点工作有关问题的通知》,输配电价的改革被暂时搁置。
不过,“煤电联动”的改革方案,国家发改委价格司正在酝酿之中。国家发改委的一位相关负责人已经将其定调,目前正在制定煤电价格联动机制方案,将选择适当的时候“择机出台”。
电价“涨声”何来
2004年,中国开始建立“煤电联动”机制。按照这一机制,如果半年内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过5%,电价也应相应调整。中国电力企业联合会(下称中电联)和煤炭行业协会分别负责电、煤两方的价格测算。
从2005年到2008年,中国曾四次实施“煤电联动”。但电力企业仍然认为,电价调整还没有到位。中电联的相关部门表示,燃料增支因素推动电价疏导的需求约为0.11元,而2008年国家发改委两次上调火电价格近0.04元,实际电价疏导缺口仍有0.07元。
2008年7月,发改委实施煤电联动,仅仅上调了上网电价,没有提高销售电价。国家发改委副主任、国家能源局局长张国宝今年6月1日在国务院新闻办的会上解释,“去年夏天,由于电力需求旺盛,煤价上涨,当时考虑到不要影响中国过高的通货膨胀,所以让电力企业也承受了一部分煤炭价格上涨的因素。”
2009年的重点电煤合同谈判,从一开始就陷入僵局。去年底煤炭产运需衔接会上,五大电力集团抱团抵制煤价上涨,一单未签,最终拂袖而去。从上半年开始,煤炭企业不断传出与五大电力集团签订合同的消息,但均遭到电力企业的否认。今年6月初,五大电力集团与山东省内煤企达成涨价4%的合同,僵持半年的电煤僵局首度破冰。但五大发电集团坚持称与神华、中煤这些巨头仍未达成一致。
电网企业受2008年单边上调上网电价、售电量下降等因素影响,亏损扩大至60.4亿元。国内五大电力集团与中电联多次向国务院上书,陈述企业由于政策性亏损而导致经营困难,呼吁政府再度上调电价。中电联3月向政府有关部门建议实施煤电联动,“把握能源资源价格改革的契机,深入开展电价机制研究”。
中电联还提出,在当前煤电价格联动不到位的情况下,应先出台暂免电力企业增值税以及根据企业亏损情况给予财政补贴的政策,保证发电企业维持经营。继续坚持煤电联动原则,抓紧理顺煤电价格关系。
今年5月28日,国务院副总理也作出批示,要求发改委对“煤电联动”这一问题进行研究。
7月份,一份上报至国务院的报告中提出,当前“发电量回暖,国外进口煤炭与国内电煤的差价减少,CPI下降,经济出现回升”,因此,“目前是理顺电煤价格关系的好时机”。在电价改革难以取得实质性突破的情况下,可以首先“理顺煤电价格关系,疏导电价矛盾”。
根据《财经》记者采访,国家发改委价格司正在酝酿的煤电联动的改革方案中,销售电价的上调额度将大于上网电价,以化解去年单边调价遗留的矛盾。此外,新的方案将实施上网电价、输配电价和终端销售电价同步调整的联动方式。
至于电价上涨的额度和时机,有关负责人表示,要考虑经济的承受能力而确定,目前仍在测算之中。
电价煤价“螺旋上升”
中国电价改革的路径,在2002年国务院通过的《电力体制改革方案》中已经明确。电价改革是中国电力体制改革的核心任务。不过,在“厂网分开”的改革之后,电力改革一直没有实质进展,而电价改革也一直处于停滞,并且电价和煤价陷入涨价“怪圈”,难以自拔。
由于煤价已经放开,在电价改革裹足不前的情况下,政府不得不用“煤电联动”这个机制,在两个行业之间寻求平衡。这也倒逼政府逐年把煤价通过“煤电联动”“顺出去”――不论有多高的煤价,根据“成本定价,煤电联动”的原则,电价都会相应“顺出去”,在实际上形成了煤炭和电力轮番涨价的机制。
今年“煤电联动”遇到了复杂的局面。上半年,全国发电量大幅下滑,其中一个关键的原因在于,未能通过“煤电联动”将提高的价格传导给下游。
目前,市场煤价相比去年时已经大幅下滑。河北省秦皇岛5500大卡的电煤报价,已从去年每吨1000余元的高点跌至每吨600元,跌幅在40%左右。受此影响,今年上半年发电企业的盈利情况已经有所好转。
国家统计局的统计显示,2008年全国火电企业亏损达700亿元,五家中央发电企业整体亏损322.5亿元。今年1月至5月,火电行业虽然利用小时大幅下降,但是受去年电价两次调整影响,已经转亏为盈,整体盈利114.4亿元。
不过,由于煤电双方分歧过大,重点合同电煤谈判始终未能落定。至今,中电联与煤炭行业协会未公布重点煤电价格测算的数据,这使得外界对于目前是否满足实施“煤电联动”的条件,存在疑问。
“我们也在担心,电价一旦调整,煤炭企业认为煤价的涨幅又能顺出去了,会引发电煤价格的又一轮上涨。最后变成循环上涨的局面。”中电联一位专家对《财经》记者表示,我们也呼吁政府“出台电价和煤价都‘能上能下’的机制,后来发现非常困难。‘市场煤、计划电’的体制,导致电煤价格脱离了供需关系。”
电价改革难局
中国的电价调整,一直“跌时不灵涨时灵”。一位电力业内资深人士告诉《财经》记者,2002年上网分开的改革,使得中国的发电侧产生了巨大的效益――火力发电厂的单位造价,从改革之前的每千瓦6000元左右,下降到目前的每千瓦3000元-4000元。这还包括了增加的脱硫设备的费用。但由于电价不改革,这部分成本的下降,并没有惠及消费者。
在8月3日于广州举行的亚洲能源论坛上,中国电力国际有限公司(02380.HK,下称中电国际)董事长李小琳称,电力行业面临诸多压力,电价改革就是其中之一。
“由于电力改革进程的滞后,导致了价格不够灵活,用户不能直接受益。”李小琳指出,应该理顺电力行业“上下游输发配”的关系,使上下游企业的合作更加协调,让电价真正符合市场规律。
中国近年来上网电价采取平均成本定价。2004年,中国按价区分别确定了各地水火电统一的上网电价水平,并事先向社会公布。新建发电项目实行按区域或省平均成本统一定价,即“标杆电价”(“标杆”是指参照的标准)。今年7月,国家发改委出台的《关于完善风力发电上网电价政策的通知》,明确了风电“标杆电价”。
电网输配电价方面,由于输配电成本费用不清晰,未能建立有效的电网输配电成本约束机制,从而导致独立和合理的输配电价机制和水平难以确立。虽然国家有关部门近期出台了“输配电价标准”,在执行过程中,输配环节所收取的费用要远高于标准。
国家电监会的调查表明,跨省的交易规定不明确、不合理,交易中存在着上网电价偏低、电网收取费用偏高的问题;峰谷、丰枯电价政策不尽完善、合理,不同程度地降低了发电企业上网电价水平;新建发电机组试运营期间上网电价较低,不足以弥补变动成本,而且试运行时间普遍较长;此外,可再生能源发电价格、接入工程价格及电价附加补贴支付等政策也还有待研究完善。
不过,在发改委的改革日程中,今年下半年的重点工作是推进电力用户与发电企业直接交易,输配改革仍然未提上日程。
今年3月,发改委明确放开了20%的售电市场,对符合国家产业政策、用电电压等级在110千伏以上的大型工业用户,允许其向发电企业直接购电,鼓励供需双方协商定价。
6月,国家发改委与国家电监会、国家能源局联合下发《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》(下称《直购电通知》)。国家发改委对大用户直购电改革抱有很高期望,认为这些措施出台后,进一步推进了电价改革,促进合理的电价机制形成。
根据《直购电通知》规定,大用户支付的直购电价格,包括直接交易价格、电网输配电价和政府性基金三个部分。但是,发电企业发现,由于输配电价过高、电量分配不合理,开展直购电试点对他们来说并不划算。
在实际执行时,直购电遭遇种种难题。8月初,国家电监会一位内部人士向《财经》记者证实,目前电监会还没有收到上报方案,“企业积极性不高,是试点的一个大问题”。
目前,中国尚未建立独立的输配电价体系,《直购电通知》规定,直购电输配电价按照电网企业的平均输配电价扣减“电压等级差价”来计算。
由于国家发改委对各省的输配电价核准偏高,大多数企业表示对此无法接受。在改革推进困难的情况下,有关部门寄望地方政府能在制定具体方案的时候调动企业的积极性。
清理整顿优惠电价,是发改委近期关于电价改革的又一重要内容。针对部分省份自行出台对高耗能企业实行优惠电价,国家发改委表示,这不利于促进高耗能行业结构调整和产业升级的情况,因此,今年出台了《关于清理优惠电价有关问题的通知》。
电价上调范文第7篇
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一、厂网分离时的上网电价遗留问题
（一）多种上网电价并存，使电力生产企业失去了公平竞争的基础 在国家发改委印发的《电力厂网价格分离实施办法》（发改价格[2003]352号）中，电价改革方案对离网电厂是按成本费用、零利润设计的，其核定的发电设备利用小时普遍较高，当时出于较快地进入市场竞争和便于操作考虑，而现在看，大部分地区建立电力市场还需要一段时间，而零利润是不可能长期维持的。因此，显然不应让离网电厂“临时价格”长期化。2002年12月国家电力公司被拆分为两大电网公司以及五大发电集团。同时电网内保留了用于支持电网企业主辅分离改革的预留920万千瓦发电权益资产和用于补充电网建设资本金的预留647万千瓦发电权益资产。由于“920”、“647”发电资产的特殊性，其上网电价更是普遍偏低，即使经过两次煤电联动亦是如此。同一电网内多种电价并存且差距巨大，则不仅增加了国家电价管理的难度，而且使电力生产企业失去了公平竞争的基础，妨碍了“厂网分开、竞价上网”的开展，增加了深化电力体制改革的复杂性。
（二）零利润原则使现行上网电价无法合理反映发电企业的成本支出，使价格与成本倒挂 ，《电力法》中有关电价最简单的内容就是补偿成本，但是现在的电价根本不能补偿成本。原因主要表现在：煤电“不”联动、煤价居高难下、环保技改支出增加、发电设备利用小时下降、利率趋升等。
1.合同煤价格涨幅超过预期，成本大幅提升继续压缩火电企业利润。造成火电企业亏损的主要原因是燃料成本大幅度上升，由于CPI涨幅较大，2007年在达到煤电联动条件的情况下未提高电价。2007年全国电煤供应紧张，受国有大矿煤炭生产能力和铁路运力等因素影响，计划内煤炭到货率和兑现率均有所降低。为保证安全生产和电力供应，许多火电厂被迫从小矿大量采购计划外高价煤炭，使得燃料成本大幅上升。另外，煤炭不仅紧缺，而且煤质还在持续下滑，这样不仅增加了原煤的消耗量，还导致了标煤单价和燃料成本上升。同时，对锅炉设备的安全稳定运行也造成了严重影响，无形中还增加了运行成本。2008年重点煤价格每吨上涨30至40元，涨幅在10%-15%之间，个别地区合同煤价格涨幅高达18%以上。由于受雪灾影响，2月下旬，秦皇岛发热量5500大卡/千克以上山西混优平仓价达到600-610元/吨，5000大卡/千克以上山西大混平仓价达到545-550元/吨，价格分别比2007年12月下旬上涨20%以上；华东沿江电厂2月下旬的动力煤到场接收价比2007年12月下旬上涨15%以上。
2.环保、水资源费等各项收费标准呈上升趋势，发电成本支出不断增加，对电厂生产经营带来巨大压力。随着国家节能降耗、节能减排等政策的实施，国家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大幅提高。“十一五”时期重点加大对二氧化硫、城市污水等污染物的排污费征收力度。根据二氧化硫排放当量，实行阶梯式排污收费。如国家自2007年7月1日起调高电企排污费，二氧化硫排污费由0.63元/公斤提高到1.26元/公斤。河北省政府确保节能减排目标的实现，已要求各地全面开征城市污水处理费，2007年底前必须达到设区市吨水平均收费不得低于0.8元、县城不得低于0.6元。同时要求，提高垃圾处理费、二氧化硫排污费征收标准。目前河北省水价由水处理费、南水北调基金与污水处理费三部分构成。污水处理费调整后，各地水价将就此做出相应调整。这都加大了发电企业的成本支出。
3.市场竞争进一步加剧，发电设备利用小时逐年下降。由于2005年以来电源点建设过猛，远远超过用电量的增长速度，导致发电企业发电小时连年下降。2008年，全国许多地区新投产机组较多，已经出现供大于求的局面，从网省公司看，其电量计划均为年内新投机组总体留出合理电量空间，火电机组面临发电设备利用小时数下降的压力。以河北南网为例，2007年新机组投产280万千瓦，2008年预计投产300万千瓦。发电设备利用小时已由2006年的6 100小时下降为2007年的5 400小时，降幅11.48%。 4.2007年以来，由于国家加强宏观调控，银根紧缩，国内贷款利率不断上调，这对电力企业财务成本构成较大压力。2007年电力供求拐点出现后，电力运营环境将不如以往。如银行对电力的贷款可能收缩，电力装机快速增加的地区的发电小时数将受到限制，政府关停小火电的力度将进一步加强，外资对电力投资热情下降等等。此外，加息及汇率上升将使中国出口受阻，用电需求将进一步放缓。
此外，许多困难老电厂普遍面临机组规模小、人员多、历史负担重、发电成本、经营压力大等问题。
二、煤电联动政策的几点不足
一是根据煤电价格联动的计算方式和联动周期来看，发电企业必须自行消化30%的煤炭上涨因素。近年来，虽经过两次煤电联动，但要求发电企业消化30%的涨价因素，由于燃煤支出属于变动成本，在发电量一定的情况下，企业已无压缩空间。因此煤电价格倒挂现象越来越严重，而且煤电联动存在6个月的联动周期，即电价的调整比煤价上涨时间要滞后最少6个月。两次煤电联动后，上网电价按照国家发改委文件精神进行了适当上调，但该电价调整方案在报告期内补偿成本上升的作用有限，在煤价持续走高的情况下，成本压力仍旧不断增大。
二是销售电价与上网电价联动，使电网企业吞噬了发电企业有限的电价调整利润空间。近两年，为疏导煤电矛盾，我国发电企业上网电价上调过两次，但电网企业的销售电价也同步提高，且煤炭涨价30%的涨价因素由发电企业消化，70%的涨价因素由用户消化，对电网企业几乎没有影响。 煤电联动，是电价随着煤价的变化而变化，因此，和煤价波动有关的价格可以联动，和煤价波动无关的产品价格不应该联动。可是，两次煤电联动的结果是，一方面电价和燃煤发电的上网电价联动；另一方面不燃煤的电网销售电价也要联动。以2006年6月电价调整为例，销售电价平均提高2.494分/千瓦时，其中上网电价即发电环节仅调1.174分/千瓦时；而电网环节上调为1.32分/千瓦时。即与煤价相关部分的上网电价的调价幅度只占总调价幅度的47.1％，不到总涨价幅度的一半。
对火电来说，燃料费约占成本支出的70%，为主要成本。电厂发电需要烧煤，煤价提高了可以联动电价，可是电网不烧煤，成本根本不受电煤涨价影响，那为何电网也要以煤电联动的名义调高电力销售价格？在电网环节，它的成本只是电网建设成本，与煤炭成本无关。它的利润是销售电价与上网电价之间的差价。在目前发改委的电力价格管制下，煤炭涨价的压力一直是由发电企业在承担，而电网企业的高利润却显而易见。如河北南网，省电网公司购进发电企业的上网电价按照平均每千瓦时0.335元（河北南网标杆电价）计算，经过电网公司的线路后，电网销售电价就到了每千瓦时0.50元甚至0.70元，商业用电价格则更高。
最近，广东下调电价引起全国关注。需要指出的是，这次下调电价的环节是广东电网，下调的是销售电价，即终端电价。据报道，广东居民电价将平均下降1分钱，工业电价平均下降2—3分钱。广东省副省长谢强华对广东下调电价的解释：经过物价部门一年多的调查发现，近年来广东电网效益非常好，2006年的利润有120多亿元，到2007年更是高达142亿元。而整个广东电网的资产才800多亿元，算下来资产回报率高达11%，大大超过了国际上6%到8%的平均水平。由此看出，资产回报率超过国际平均水平，是广东电价下调的根本原因。而这与以前销售电价上调有直接关系。
三、对现行上网电价政策的建议
（一）严格执行同网同质同价原则 即在同一个省、区域电网内，由于电力产品的特殊性，不分电厂类型、不考虑电厂投产的时间等因素，对所有电厂在同一季节、同一时段内均实行相同的上网电价。不同的上网电价水平，造成企业间盈利能力差距巨大，严重阻碍了电力体制改革与发展。现阶段只能有条件地执行同网同价原则，即应考虑不同类型、不同投产时间电厂在还贷、成本、运行方式上存在的差异，分类制定上网电价。待将来条件成熟时，再逐步地进行归并，消除还本付息电价、经营期电价，并对困难老厂予以适当补偿。电价的统一趋势必然导致发电企业盈利水平出现较大分化，原来发电成本高进而上网电价偏高的发电企业将上网电价下调，从而给原来发电成本较低、上网电价偏低的发电企业电价上调留出空间，减少同一电网发电企业的上网电价差距，逐步向国家出台的标杆电价靠拢，最后实现严格意义上的同网同质同价，使企业得以在同一起跑线上公平的竞争发展。
（二）妥善解决厂网分离后部分电厂上网电价偏低问题 “厂网分开”是“十五”电力改革的一项标志性内容，但划分资产后留下的一系列遗留问题如“920”、“647”发电资产电价普遍偏低等迟迟未得到解决。随着“920”、“647”发电资产的变现划拨，这些遗留问题已经影响到了各市场主体的利益关系、电力安全生产和队伍稳定，因此需要在下一步改革中尽快解决。特别是厂网分离电价核定是按照2001年成本费用、零利润原则设计的。煤电联动仅仅考虑了部分煤炭成本支出，仅在当前CPI上涨等情况下，现行上网电价已无法真实、合理地反映许多电厂的成本水平。特别是一些困难老厂已经形成成本与电价倒挂，企业政策性的巨额亏损，经营困难。在目前无法实施同网同质同价下，可以参照2003年厂网分离电价制定办法，按照同口径依据企业当前的发电成本、财务费用和税金构成，重新核定其上网电价。这样才可能使企业得以维持正常的生产经营秩序。
（三）形成与市场机制相配套的价格机制 价格改革是电力市场化改革的核心，目前我国的电价体系、电价联动机制都不健全，电价信号对电力消费和生产的市场引导作用远没有发挥出来。
1.继续实行煤电联动，建立符合市场经济规律的电价形成机制。煤电联动作为一项重要的国家政策，应当在符合实施条件的情况下坚决执行，以维护政策的严肃性。电价也应当同煤价一样，反映能源稀缺和环境成本。能源价格反映能源稀缺和环境成本，是为了提高能源有效使用；人为压低电价不能解决能源效率问题，更无法抑制高耗能产业的增长。由于能源的稀缺性，限价并不能改变总供给，并使总需求在扭曲的价格下不断上升。因此，现在如果该涨而没有涨，将来资源的更稀缺意味着更高的价格。 2007年全国合同煤价平均上涨10.7%，经测算，电煤价格上涨10%，电价需上涨5%～7%，即提高电价0.015~0.02元/千瓦才能完全消纳煤价上涨带来的发电成本上涨。此外根据煤电联动政策，即使实行煤电联动，发电企业也要无条件地承担30%的煤炭价格涨幅。
2.严格控制煤价涨幅，为发电企业减压，这也是控制CPI的重要措施；按照市场经济规律，电价应该上涨，但国家为了控制CPI，一直不让电价上涨，这是可以理解的。但是，既然不让电价上涨，就应该同步控制煤价，但事实上，煤价近两年一直在疯涨。如果这种局面持续下去，发电企业就将面临生存危机，这是严重违背市场经济规律的。事实上，CPI快速上涨的重要原因之一就是煤炭等一次能源价格的涨幅过快，由于国内煤炭的消费总量占能源消费总量的60%-70%，正是由于煤炭等资源性产品的价格上涨，引起下游企业成本增长，最终发生连锁反应，从而导致CPI快速上涨。因此，控制CPI的关键，首先要控制煤炭一次能源价格，要从源头进行控制，如果不解决一次能源的涨价问题，控制CPI就是一句空话。
3.适当考虑上网电价上涨但销售电价不涨的办法，由电网公司也承担一部分煤价上涨的因素。电力企业内部可以对利润做一个合理分配，将发电厂提供的上网电价调高些，化解相对增加的煤炭成本压力，而对于电网企业输出的销售电价（包括工业用电、居民消费用电）保持不变。有条件的地区，甚至可以像广东一样考虑适当下调销售电价，这样使电网企业在追逐利润的同时，也承担起必要的社会责任，更重要的是可以使CPI保持稳定。
四、结语
标杆电价政策对发电工程造价即发电项目固定成本存在明显约束,而经营期电价政策可以相对减缓发电企业电力工程造价见涨的趋势,也说明事前定价机制下发电企业降低成本的努力程度更大.发电企业减少成本的努力程度与单机容量和年利用小时数成正比.电价政策的改革调整激励发电企业采用高参数、大容量、低煤耗的大机组.从电价政策对发电企业运营成本的影响来看,不同电价政策都对发电企业减少其运营成本有激励作用。
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电价上调范文第8篇
摘 要 本文主要分析香港中华电力的电价体系，研究其成熟的电价运营经验，探索解决国内电力行业存在的电价矛盾问题。
关键词 电价体系 成功经验 借鉴 思考
电力企业作为大型国有企业，对全国的电力进行投资、生产、输配、销售，以满足社会经济对电力能源的需求。随着经济的高速发展，电力企业内部以及电力企业与外部经济环境均产生了系列矛盾，如何疏导这些矛盾，已经成为制约电力行业与社会经济发展的关键。
一、我国电价体系的现状
我国电价体系运行二十多年来，在平抑电价、保障电力供应、规范用电秩序、优化电力资源配置等方面发挥了重要作用，改善了投资发展环境，促进了经济发展。但是，随着社会经济等因素的巨大变化，电力行业呈现的问题肆待解决。
（一）电价价目结构性矛盾突出，梳理工作繁重
目前各省市运营的电价体系主要是在2004年国家发展改革委确立的电价体系框架上建立起来的。2004年，按照国家新的电价管理体制，国家发展改革委对各省市的电价体系和定价权进行梳理，确立了各省市电价体系的基本框架。至今运行8年来，虽然进行了多次煤电价格联动，开展了一些局部性的调整工作，但各省市电价体系调整绝大多数仅限于单一的价格上调或下降，并未根据电价运行的实际情况，进行全面性、系统性的阶段性梳理和测算。
（二）电价体系矛盾突出，及时疏导迫在眉睫
目前电价体系主要存在发电企业与供电企业、供电企业与电力用户之间的矛盾。一是发电企业与供电企业的矛盾突出表现在发电成本和上网电价之间，一方面受市场调节影响的发电燃煤和燃油价格大幅上升导致发电成本大幅提高，另一方面由于电价受政府严格管制，一次能源价格上涨导致发电成本上升在上网侧不能及时疏导，抑制了发电企业的投资和生产积极性，减少了供电企业的能源供给。二是供电企业与电力用户之间的矛盾，一方面销售电价调整之前缺乏对发—输—配各个环节成本的核算，使销售电价上调缺乏透明度和说服力，导致公众对价格上涨产生不满，另一方面目前缺乏严格的机制保障价格的波动，没有规定什么时候上调或降低电价，且电价调整过于平凡，加之只有上调电价没有降低电价还原于民的情况，给公众一种随意涨价的客观感受，因此，为疏导电力行业主体之间的矛盾，应尽快完善电价定价机制，及时疏导电价矛盾。
（三）电力事业科学发展受阻，急需完善电价体系
一是需要提高科学用电水平。近几年电力供应形势整体持续紧张，有些经济发达的地区甚至出现“开四停三”的严峻局面，电网负荷不断冲高，峰谷落差大，说明企业科学用电有待提高，急需改进电力资源配置。二是需要建立科学的电价机制，进一步提升电力系统的资产质量和效益。现行的电价体系对电力企业的利润是以“销售电量”为基础进行核定的。电量是经济发展水平的重要体现，当经济发展到一定程度，经济发展的平稳导致对电力需求的平稳。而在电力紧缺时期，燃油发电机组因购电价格水平低于成本价格，导致发电企业减少发电，但从社会经济效益的角度出发，每千瓦时产生的GDP能够弥补发电企业高燃料价格引发的亏损。
因此，需要建立科学的可持续发展的电价机制，实现电力企业之间（资金投入、资产管理、利润分配），以及电力企业与用电客户之间（供电可靠性、客户服务）的利益均衡，最终实现电力事业的科学发展，是目前电价改革的主要目标。
二、香港中电电价体系运营的成功经验
为合理解决中国大陆电力行业面临的电价体系问题，放眼世界，我们必须学习研究世界经济发达地区电价体系的成功运营经验，移植和创新关系电力企业经济命脉的电价体系，促进社会经济的可持续发展。
香港电价体系以香港中华电力公司（简称香港中电）建立的电价体系为主，自1901年香港中电成立以来，电价体系以公平负担、简单易行、推行负荷管理和稳定经营为原则，包含利润回报机制、电价稳定平抑机制、经营绩效考核机制等。
（一）以固定资产净值为基准的利润回报机制
香港中电经营年利润主要按其固定资产平均净值总额的9.99%计算，其中可再生能源固定资产按平均净值总额的11%，除此之外还包括港府对中电在排放表现、客户服务、能源效益等达到政府考核指标的奖励，以及电力出口的利润分成（即境外售电利润的20%）。
（二）电价稳定平抑机制
中电电价主要由基础电价、燃料价格和电费回扣三部分构成，对应设立了电费稳定基金、燃料价格调整基金和减费储备金，类似于资金蓄水池，在经济变化引发电价水平变动时运用资金蓄水池平抑电价，减少电价波动次数，降低电价波动频率。
电价=基础电价+燃料价格+电费回扣
1.基础电价
基础电价主要反映电力需求所必需的电网投资及电力营运而向客户收取的服务成本。为保证中电经营所需的成本和利润足以收回，每年基本收费根据中电的经营费用、标准燃料费（700元/44千兆焦耳，相当于HK0.0573元/度）、利息、折旧、课税和利润之和测算的电费收入，除以预期售电量后进行厘定。每年实际收到的客户电费收入，扣除营运开支及准许利润后所得差额归入电费稳定基金。
电费稳定基金本质上是属于客户的资金，作为中电的一项负债来反映，不属于中电的利润，其主要用于降低客户电费或减少电费的增幅，当电费稳定基金结余数超出当年电费收入8%时，过剩的基金须一次性或通过来年电费调整返还客户，体现了取之于民、还之于民的服务理念。
2.燃料价格调整费
为减少发电端燃料价格上下波动引起电价的频繁调整，中电设置了燃料价格调整费，每年将实际收取的燃料价格调整费与实际支付的燃料成本之间的差额归入燃料价格调整基金，用于平抑燃料价格波动带来的电价水平的波动。当实际燃料价格超出已设定的燃料费标准时，须向客户加收燃料价格调整费，如实际的燃料价格低于设定的燃料费标准时，多增收的燃料价格调整费进入燃料价格调整基金。
3.电费回扣
由于电费稳定基金属于用电客户所有，其产生的利息属于用电客户，归入减费储备金，用作专项降低电费，该专项回扣至少每四年执行一次，返利于民。
（三）电费价目
中电电价价目简单明了，客户可以自主选择电价类别。
一是电价分类简单容易执行。中电的行业电价分为住宅用电和非住宅用电，非住宅用电客户可以根据自身用电需求和特点，选择按普通、大量、高需求三种价目计费。二是两部制电价保证了企业固定成本的合理补偿。对大量用电和高需求用电实行基本电费（按照用电需量计收）和电量电费的两部制电价进行收费，其中，大量用电的需量收费占其总电费比重的20%，高需求用电的需量收费则占30%。需量电费的比重均高于中国大陆（一般在15%左右），一方面有利于促进用户合理安排用电负荷，最大限度地利用好现有电网资源；另一方面，由于需量收费的计费标准是根据中电日常营运所发生的固定成本而核算的，所以需量电费的取使中电的固定成本支出得到了适当的补偿，保证了企业效益的稳定性。
三、合理移植香港电价体系的建议
香港电价以固定资产净值为基础的利润回报机制、区分电网运营成本与燃料价格（电源采购）波动的电价平抑稳定机制、注重节能环保和客户服务的经营绩效考核机制以及良好的价目安排，有效促进了电网投资、企业利润、供电可靠性、客户服务以及社会经济的良性循环，保障了香港社会经济的科学发展，结合我国大陆的电价体系现状，现提出以下 建议：
（一）鼓励投资，建立以固定资产为基础的利润回报机制
为鼓励电力企业投资，增强电力供应能力，改变目前以“销售电量”为基础的利润核定机制，建立以固定资产为基础的利润回报机制，使投入和产出成合理比例，客观反映电力企业为保障电力供应、提高供电可靠性和客户服务质量等投入的合理回报，改变目前部分电力企业投资回报率低于银行利率的现状，使电力企业经营利润回报更加稳定、可控。
（二）设立电价稳定基金，建立稳定的定价机制
为合理解决因发电成本变化引发的电价矛盾，以各省市为单位，建立电价稳定基金（目前在各省市设立了价格调节基金，用于平抑物价，但鉴于电力作为基础能源的重要性和涉及经济环境的复杂性，建议建立单独的电价稳定基金），制定电价调整的内外部经济条件，定价程序等。电价稳定基金来源于销售终端产生的合理利润，用于调节发电企业或供电企业因发电成本或供电成本的上升引发的电价水平波动，疏导燃料价格上涨引发的发电企业与供电企业之间的矛盾。
（三）彰显社会责任，建立新型电力企业经营考核机制
目前我国政府对电力企业的考核主要包括供电质量、线损率、电力供应（网供指标）和安全生产等方面，局限于供电企业内部，没有涉及到外部社会经济环境，为进一步明确国有企业的社会责任，借鉴香港的考核机制，将对其内部考核扩大到外部环境中，增强对节能环保、客户服务、能源效益等方面的考核，建立新型电力企业经营考核机制。
（四）优化电价分类，建立统一的电价价目
目前我国大陆各省之间甚至省内不同城市之间的电价分类不同，类别多，客户没有自主选择的权力，加大了电价执行难度。为减少电价执行中的矛盾，建议优化电价分类，建立统一的电价价目。一是减少了电价执行的纠纷。二是在对各个区域进行电量数据统计、分析、比较的时候，能准确透过各省市的电量数据掌握不同区域经济发展状况。三是形成了统一的外商投资环境。
参考资料：
[1]张文杰.统一上网电价产生的背景及影响.大众用电.2006（02）.
[2]闫红光.浅议电价改革的趋势.四川水利.2006（01）.