电力经济学第四章电力价格PPT课件.ppt

第四章电力价格王雁凌华北电力大学 电力市场研究所 内内 容容1 电价体系（补充）电价体系（补充）2 电价制度（补充）电价制度（补充）3 定价的基本原理和方法定价的基本原理和方法4 我国电价沿革及现状我国电价沿革及现状5 我国电价改革基本思路及方案我国电价改革基本思路及方案1 1 电价体系（补充）电价体系（补充）电价体系（补充）电价体系（补充）电价是一个体系，是电力生产、输送、分配和销售等各环节电价的集合。从电能生产消费的流通过程来看，电价可以分为：1.1 发电上网电价1.2 输电电价1.3 配电电价1.4 销售电价1.5 辅助服务费1.1 1.1 发电上网电价发电上网电价上网电价是指：发电企业向购电商提供上网电量时与购电商之间的结算价格。在开展市场竞争之前，独立核算的发电企业按照“一厂一价”的原则，单独核算了上网电价，或执行”标杆电价“。在竞争的市场中，上网电价通过竞价或交易双方协商形成，由发电成本、发电利润和价内税构成。1.21.2输电电价输电电价 1.31.3配电电价配电电价输电服务价格和配电服务价格（分别简称输电价和配电价）是指输电网和配电网的拥有者提供相应的输、配电服务的价格。在厂网没有分开的时候，不存在真正意义的输配电价格。厂网分开后，如果输、配和售三个环节还没有分开，而且输、配和售这三个环节的服务成本也不独立核算，则输电服务费、配电服务费和售电服务费将由电网拥有者按售电价一并向用户收取。一般来说，输配电价由输配电成本、输配电利润和价内税构成。1.4 1.4 销售电价销售电价销售电价是向终端用户售电的价格，一般也称用户电价。与一般商品的零售价格内涵接近，是该商品生产、流通和消费过程中所有发生的费用在终端用户间分摊的价格。一般来说，销售电价由销售成本、销售利润和价内税构成。销售成本由电力销售企业支付给发电商的购电费用、输配电费用和企业向终端用户销售电能过程中自身的成本构成。1.5 1.5 辅助服务费辅助服务费辅助服务是发电企业向电网提供的保障电网安全和电能质量的服务。通常，调频、备用（、调峰、无功）服务是按照发电企业提供的服务量和服务价格向发电企业付费；黑启动（、无功）服务不按价和量计费，按年或月支付费用。辅助服务费用在电力用户中分摊，计入终端售电费。2 2 电价制度（补充）电价制度（补充）电价制度（补充）电价制度（补充）就某一环节的电价而言，又包含电价制度定价方法电价水平三个方面，总称为电价机制。2 2 电价制度（补充）电价制度（补充）电价制度（补充）电价制度（补充）电价制度包括:2.1 单一制和两部制电价制度2.2 分时电价制度 2.1 2.1 单一制和两部制电价制度单一制和两部制电价制度2.1.1 单一制电价2.1.2 两部制电价2.1.1 2.1.1 单一制电价单一制电价在发、输配电价中，单一制电价包括：单一制容量电价 是按发电机组/变压器容量制定价格，按发电机组额定容量或可用容量小时/变压器容量计费。单一制电量电价2.1.1 2.1.1 单一制电价单一制电价在销售电价中，单一制电价包括：（1）定额电价制度（2）电度电价制度（1 1）定额电价制度）定额电价制度定额电价制度:是按负荷容量定价和收取电费。电价的制定和电费收取方法比较简单，它主要考虑用户的需求量而不是用户的实际用电量。这种电价制度的缺点是用户用电量的多少和电费无关。在需量相同而实际用电量不同的用户之间会产生不公平，导致不节约、不合理用电等现象。（2 2）电度电价制度）电度电价制度电度电价制度：是按预计负荷电量定价，按电表计量数收费。形式:单纯电度制电价梯级制电价区段制电价单纯电度制电价单纯电度制电价单纯电度制电价:用户全部用电度数均以一个单一的费率计算，电费与用电度数成正比。单纯电度制电价把用户用电量和所付电费直接挂钩，用电越多，所付电费也越大。可以促使用户节约用电，减少浪费。计价方式也很方便，易于为用户所了解和接受，适用于小负荷用电和负荷不易调整的用户的用电价格，特别是居民照明用电。梯级制电价梯级制电价 梯级制电价:即根据用户用电度数多少分若干梯级，各级电价不同。在电力供大于求的时期用电越多，单位电价越低，目的是增供促销。当用户在该月用电度数适合某一梯级时，则该用户本月全部电按照这梯级的电价计算。这种电价制度也叫折扣制，是对多用电的一种鼓励。在电力供不应求的时期用电越多，单位电价越高，目的是鼓励节约用电，提高用电能效。如在日本就采用了分级递增的梯级电价。区段制电价区段制电价区段制电价：将用电量按度数分为一系列区段，每一区段制订一个电价，用户全部电费等于落在每一个区段中的电度数乘以该区段的电价以后的加总数。因它只是将超过本区段部分的数量按下一区段的电价计算，所以可避免梯级制的缺点。区段制电价在国外应用较多，例如美国对居民采用的“生命线电价”就是对居民的基本生活所需用电设置一较低的区段电价，而对于超过此区段的用电执行较高的区段电价。单一制电价单一制电价总的来说，单制电价简便易行，但没有考虑电力成本的特点固定成本较大。对用电量大的工业用户不利，一般对于用电量不大的用户都采用这种电价制度。2.1.2 2.1.2 两部制电价两部制电价两部制电价是将电价分成基本电价（容量电价）和电度电价（电量电价）两个部分计算的电价制度。2.1.2 2.1.2 两部制电价两部制电价电力成本的特点：电力企业向用户供应电能的全部成本包含两个部分固定成本和变动成本。固定成本代表电力工业中的容量成本，即固定费用部分；变动成本代表电力工业中的电能成本，即流动费用部分。固定成本数额巨大，在总成本中所占比例也较大。2.1.2 2.1.2 两部制电价两部制电价采用单一制电价难以保证电力企业获得合理的收入（包括合理成本、税金和合理收益）；将成本分解为两个部分回收，电价相应也分解为两部分。一部分为基本电价，分摊电力成本中的部分固定成本。一部分为电度电价，分摊电力成本中的变动成本和其余的固定成本。两部制电价在电价构成中即考虑了用电量的因素，又考虑了负荷率的因素，并与电力成本变动的特点相适应，因而具有许多优点。2.1.2 2.1.2 两部制电价两部制电价目前世界上各国的销售电价都采取两部制。我国一般对大工业生产用电，即受电变压器总容量为320千伏安及以上的工业生产用电实施两部制电价。2.1.2 2.1.2 两部制电价两部制电价现行两部制电价的基本电费收费办法有两种：一是按变压器装接容量计算二是按一月中15分钟或30分钟平均负荷的最大需量计划定额计算。对有两路及两路以上进线的用户，各路进线分别计算最大需量。电度电价是用户实耗电度数的费用。2.1.2 2.1.2 两部制电价两部制电价对实行两部制电价的用户，一般还实行功率因数调整电费的办法高于标准功率因数的，按本月生产用电全部电费的一定比率增收电费。实行基本电费、电度电费，并辅以功率因数调整电费的办法，对于保证电力供应的固定费用的回收和在用户之间的合理分摊，合理利用发、供（输配）、用电设备，改善电力系统功率因素，提高电能质量，减少电网损耗起了一定作用。2.1.2 2.1.2 两部制电价两部制电价各国对大工业一般都实行两部制电价的制度。我国从1953年开始实行，一直延续至今。电力市场化改革，使得发电、输电、配电和售电环节分开，又出现了独立的（发电）上网电价、输电价格和配电价格，这些电价也同样可以采取单一制和两部制形式。2.2 2.2 分时电价分时电价电度电价可以分时或分时定价。分时电价即是根据一天中不同时段电力需求量不同、发电成本不同而分别分时段（每15分钟/30分钟/60分钟一个时段，或峰、谷、平时段）定价的一种电价制度。2.2 2.2 分时电价分时电价目前分时电价主要形式有：2.2.1 峰谷电价2.2.2 季节电价(丰枯电价)2.2.3 实时（24/48/96时段）电价 2.2.1 2.2.1 峰谷电价峰谷电价峰谷电价即是在一天中对于用电高峰时段和用电低谷时段分别计费的一种电价制度。用电高峰时段是指用电单位较集中、用电负荷较高、供电紧张的时间段；用电低谷时段是指用电单位较少、用电负荷较低、供电较充足的时间段。峰谷电价水平可以用当期的平均电价为基准，根据电网的具体情况，按一定比例上下浮动。低谷电价可不含固定电力成本，高峰电价为低谷电价的一定倍数。2.2.1 2.2.1 峰谷电价峰谷电价电网的日负荷曲线通常不是条均衡的直线，而是一条有高峰有低谷的非线性曲线。用电高峰和低谷出现的时间都有一定的规律性。采用峰谷电价可以引导用户削峰填谷，缓和高峰时段的供需矛盾，充分利用电力资源。世界上很多国家都在实行峰谷电价，有的峰谷之间电价之差达8倍，我国有的省份也试行峰谷电价。2.2.2 2.2.2 季节电价季节电价季节电价即是在一年中对于不同季节按照不同价格水平计费的一种电价制度。实行季节电价主要是为了引导用户合理利用电力资源、促进电力平衡，解决以下两类问题：（1）针对不同季节的气候差异较大，导致不同季节的电力需求出现较大的差异的电力系统，在不同季节分别按照不同的电价水平计电费。（2）针对水电比重较大的电力系统，枯水季节与丰水季节相比，可用发电容量少、发电成本高，在丰水和枯水季节分别按照不同的电价水平计电费。这种季节电价也称为丰枯电价。2.2.3 2.2.3 实时电价实时电价电力现货市场电力实时市场3 3 定价的基本原理和方法定价的基本原理和方法定价的基本原理和方法定价的基本原理和方法3.1 会计成本定价方法3.2 边际成本定价方法3.1 3.1 会计成本定价方法会计成本定价方法3.1.1 还本付息定价方法（上网电价测算）3.1.2 经营期定价方法（上网电价测算）3.1.3 成本加收益定价方法（略）3.1.1 3.1.1 还本付息定价方法还本付息定价方法依据：1985年国务院关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定。1987年，原水电部、国家经委、国家物价局关于多种电价实施办法的通知。1990年，原能源部和国家物价局关于新建电力项目实行新电新价暂行办法。3.1.1 3.1.1 还本付息定价方法还本付息定价方法特点：前高后低，还贷结束后降价上网电价（发电成本、费用发电利润发电税金）厂供电量。其中，发电成本、费用=生产成本+财务费用。3.1.1 3.1.1 还本付息定价方法还本付息定价方法生产成本包括燃料成本、水费、材料费、折旧费、工资福利费、大修理费、购电费和其它费用等项目。财务费用=长期贷款利息+流动资金贷款利息+当年汇兑损益分摊额。长期贷款利息=形成固定资产的长期贷款余额贷款利率（1+贷款利率）n(1+贷款利率)n-1-当年应还贷款本金。其中，n为还贷年限。3.1.1 3.1.1 还本付息定价方法还本付息定价方法发电利润=还贷利润+资本金收益还贷利润=（当年应还贷款本金当年折旧可用于还贷数额）（1-所得税率），其中，折旧资金用于归还贷款的比例为投产后三年内80，三年以后为50；后改为80%、90%。资本金收益=（资本金资本金收益率）（1-所得税率）。3.1.1 3.1.1 还本付息定价方法还本付息定价方法发电税金=（发电成本、费用+发电利润）进项税抵扣额增值税率（1+城建、教育附加税率）。3.1.2 3.1.2 经营期定价方法经营期定价方法依据：国家计委国家计委关于规范电价管理有关问题的通知（计价格2001701号）3.1.2 3.1.2 经营期定价方法经营期定价方法在综合考虑电力项目经济寿命周期内各年度的成本和还贷需要的变化情况的基础上，通过计算电力项目每年的现金流量，按照使项目在经济寿命周期内各年度的净现金流量能够满足按项目注册资本金计算的财务内部收益率为条件测算电价的一种方法。3.1.2 3.1.2 经营期定价方法经营期定价方法确定项目的基本参数计算成本费用确定经营期限和收益率水平计算经营期各年现金流量3.1.2 3.1.2 经营期定价方法经营期定价方法投资参数投资总额资本金比例流动资金贷款额贷款利率等一般以国家有关部门批复的文件和国家颁布的政策为依据。3.1.2 3.1.2 经营期定价方法经营期定价方法生产能力发电设备容量年利用小时发电量厂用电率等一般采用机组设计标准。3.1.2 3.1.2 经营期定价方法经营期定价方法成本费用参数各种原材料的耗用定额人员定额综合折旧率大修理费预提比例等按电厂所在地区同类机组平均水平确定。3.1.2 经营期定价方法经营期期限一般火电20年水电30年资本金内部收益率水平资本金财务内部收益率与银行贷款利率挂钩，比贷款高出一定的百分点（23%）3.1.2 3.1.2 经营期定价方法经营期定价方法现金流量计算公式：现金流入产品销售收入回收固定资产残值回收流动资产产品销售收入厂供电量上网电价回收固定资产残值指固定资产在项目经营期末的残留价值在期末年作为项目效益回收。回收流动资金指在项目期初投入的用于周转的流动资金在期末年作为项目效益回收。3.1.2 3.1.2 经营期定价方法经营期定价方法现金流出资本金投入本金偿还利息支出经营成本所得税+销售税金+职工奖励及福利基金+其它净现金流量现金流入现金流出经营期与还本付息电价的比较经营期与还本付息电价的比较相同之处测算的电价都能够满足电力项目正常运行及投资者取得合理收益的需要。所依据的基本参数是一致的。经营期与还本付息电价的比较经营期与还本付息电价的比较不同之处电价核定的期限不同。电价核定的方法不同。核定的电价水平不同。经营期与还本付息电价的比较经营期与还本付息电价的比较结论：从方法上讲，经营期电价计算办法遵循了管理会计原理和项目评估中的方法与参数，与项目可研报告中的财务效益评估相衔接一致，为投资者对项目投资的获利能力提供了判断基础。经营期与还本付息电价的比较经营期与还本付息电价的比较按社会平均成本定价，并明确规定项目投资回报，一方面摆脱了以往以项目个别财务成本为基础的定价方法，有利于鼓励企业加强管理，降低成本。另一方面，有利于吸引投资。有利于鼓励投资者利用资本市场，通过资金运作降低融资成本，减轻用户负担。3.2 3.2 边际成本定价方法边际成本定价方法3.2.1 边际成本定价的原理3.2.2 电力系统的边际成本3.2.3 长期边际成本计算3.2.1 3.2.1 边际成本定价的原理边际成本定价的原理边际成本定义：在一定时期内，最后增加一个单位产量所需支付的成本。数学意义：总成本曲线上各点的斜率。经济意义：产量的单位增长引起成本额外增加的数值。边际成本定价的原理边际成本定价的原理0BAE2E1总成本产量能源E1和E2的总成本曲线E2在B点的切线在B点能源E1与E2的边际成本相等在A点能源E1与E2的平均成本相等边际成本定价的原理边际成本定价的原理0AE2平均成本E1：平均成本等于边际成本单位成本产量能源E1和E2的边际成本与平均成本E2边际成本3.2.2 3.2.2 电力系统的边际成本电力系统的边际成本根据是否需要增加系统的装机容量分为：短期边际成本长期边际成本短期边际成本：在不考虑增加发电装机容量的情况下，满足单位电力负荷的增长所引起系统成本的增加，等于停电损失费用和燃料成本费用之和。从短期来看，系统的发电装机容量是一定的。3.2.2 3.2.2 电力系统的边际成本电力系统的边际成本长期边际成本：满足单位电力负荷的增长所引起系统成本的增加，新增装机的容量成本和燃料成本费用之和。从较长时期来看，为满足单位电力负荷的增长，必然要增加发电装机容量。长期边际成本是制定电价的依据，短期边际成本是调整电价的依据。边际成本的计算基础：影子价格。3.2.3 3.2.3 长期边际成本计算长期边际成本计算 长期边际成本计算的先决条件是在电力系统规划和电力系统运行方式优化的基础上。3.2.3.1长期发电边际成本计算3.2.3.2长期输配电边际成本计算3.2.3.13.2.3.1长期发电边际成本计算长期发电边际成本计算根据电源扩展优化模型及年费用最小的原则，计算出逐年的最佳电源结构，得出各类电厂的投入顺序，以确定边际电厂及边际发电容量成本。按照电力系统的最优运行方式，得出各种运行条件下各电厂之间的最佳功率分配及各电厂的工作位置，以确定各时段的边际发电电量成本。3.2.3.13.2.3.1长期发电边际成本计算长期发电边际成本计算电力系统中不同电压等级、不同地点、不同季节以及一天内不同时间的长期边际供电成本是不同的，需要分别考虑。3.2.3.13.2.3.1长期输配电边际成本计算长期输配电边际成本计算根据输配电扩展优化规划，计算各电压等级的边际输配电容量成本。按照电力系统的最优运行方式，计算各种运行条件下各电压等级的网损成本。3.2.3.13.2.3.1长期输配电边际成本计算长期输配电边际成本计算电力系统中不同电压等级、不同地点、不同季节以及一天内不同时间的长期边际供电成本是不同的，需要分别考虑。在长期边际成本计算中，发电、输配电资产以及煤都要采取影子价格。按边际成本制定的电价能够真实地反映电力资源的价格。概念补充概念补充 影子价格设计水平年的选择边际电量成本 边际容量成本影子价格影子价格经济评价的尺度是价格。但当各种资源的价格严重偏离价值时，它既不能很好地反映成本，又不能很好地反映供求关系，在这样的价格基础上进行经济评价，会导致错误的结论。因此，应该采用合理的价格尺度国际市场价格、理论价格、影子价格。其中，影子价格是联合国工业发展组织及世界银行极力推荐采用的。影子价格影子价格实用的影子价格计算方法：对于可外贸商品，采用口岸价格；对于不可外贸商品，采用调整后的国内价格，并分别以外币和国内货币表示。在会计成本定价中，电力系统的各种成本都是以现行价格核定的。2024/3/19 周二设计水平年的选择设计水平年的选择一般可选用国民经济发展规划年份作为水平年。边际电量成本边际电量成本边际电量成本是电力系统为了满足微增电量而增加的发电厂运行成本，取决于电源结构和电力系统的运行方式，通常主要是电厂的燃料成本。边际电量成本边际电量成本（1）全火电系统的边际电量成本可将系统中的发电机组归并为两类机组：A类机组调峰机组B类机组基荷机组 各类机组的年费用=容量成本 +运行成本*年发电利用小时数边际电量成本边际电量成本（2）水火电混合系统的边际电量成本 水电厂的燃料成本为零，如何确定相应时段的电量成本？（替代成本）可将系统中的发电机组归并为三类机组：A类机组调峰机组B类机组基荷机组C类机组水电机组边际电量成本边际电量成本（2）水火电混合系统的边际电量成本 根据水电厂在系统中的作用不同，水电厂的替代成本也不同。可以分三种情况讨论：水电机组作为基荷机组边际电量成本为零径流式电站发电丰水期弃水发电因灌溉、航运等要求水库放水发电水电机组作为腰荷机组水电机组作为调峰机组边际电量成本边际电量成本（2）水火电混合系统的边际电量成本水电机组作为调峰机组 考虑到水电厂的发电量有限，从全系统电量平衡的角度来看，如果没有这个水电厂，为了满足系统微增电量的的需要，仍需要小容量、高燃料成本的火电机组（或抽水蓄能发电机组）发电。因而，带峰荷的水电机组的边际电量成本，等于调峰火电机组的燃料成本。边际电量成本边际电量成本（3）全水电系统的边际电量成本采用为满足单位电量增长而引起的平均增量成本（水库扩容、新增火电）作为边际成本。边际电量成本边际电量成本（3）水火混合系统考虑丰枯季节的边际电量成本一个电力系统，在一年的丰水、枯水等不同季节，各电厂的运行方式差异很大，亦即各电厂在系统日负荷曲线上的工作位置在不同季节变化很大。在这样的系统中，边际电量成本的计算可以采取以时间为权重，各类机组不同发电利用小时数对燃料成本的加权平均。边际电量成本边际电量成本举例 某水火混合电力系统，有三类机组A、B、C，其燃料成本分别为 、和该系统的典型运行方式如下：在丰水季节，由A类机组担任调峰机组在枯水季节，由B类机组担任调峰机组雨季时，由C类机组担任调峰机组全年丰水、枯水和雨天的比例为：30%、50%和20%边际电量成本边际电量成本举例 可以得到：高峰时段的边际电量成本为边际电量成本边际电量成本非高峰时段的边际电量成本如果非高峰时段B、C类机组的发电利用小时数比例分别为20%、80%那么，非高峰时段的边际电量成本为边际容量成本边际容量成本在一定时期内，为满足单位千瓦负荷的增长而引起的发电容量成本的增加，就是边际发电容量成本。边际电厂的选择国外：燃气机组国内：小容量、高燃料成本的火电机组4 4 我国电价沿革及现状我国电价沿革及现状我国电价沿革及现状我国电价沿革及现状4.1 改革开放以来实行的主要电价政策4.2 电价政策的作用和效果4.3 我国目前的电价水平、结构4.4 我国电价与国外的比较4.1 4.1 改革开放以来实行的改革开放以来实行的主要电价政策主要电价政策燃运加价还本付息电价电力建设基金（农网改造还贷基金）、三峡基金、公用事业附加贴费统一销售电价（以省为单位）4.1 4.1 改革开放以来实行的改革开放以来实行的主要电价政策主要电价政策90年代以来的电价政策调整对电价进行清理、规范，基金并入电价结合农村电网改造和农村电力体制改革，逐步推进城乡用电同价改还本付息电价为经营期电价方法厂网价格分离规范超发电量的电价管理事前公布新机平均上网电价按水、火、核、风电分类区分环保与非环保煤电价格联动机制4.1 4.1 改革开放以来实行的改革开放以来实行的主要电价政策主要电价政策煤电价格联动机制建立上网电价与煤炭价格联动机制确定调整电价解决煤价上涨幅度的比例，根据煤价变化情况相应调整上网电价。建立电价“稳定带”制度以6个月为一个煤电价格联动周期，若平均煤价变化幅度累计超过5%，则在下一周期调整电价。销售电价与上网电价联动居民电价、农业电价保持相对稳定电力企业消化30%的煤价上涨幅度4.1 4.1 改革开放以来实行的改革开放以来实行的主要电价政策主要电价政策煤电价格联动有三种可供选择的管理方式：政府定价以区域电网为单位实行联动以省级电网为单位实行联动政府指导价煤价变化达到或超过5%时，调整中准电价；煤价变化不到5%时，由电力企业在电价浮动幅度内消纳市场调节价 4.2 4.2 电价政策的作用和效果电价政策的作用和效果“燃运加价”政策保证了电力企业简单再生产的正常进行；“还本付息”电价政策为扩大再生产提供了条件；征收电力建设基金和贴费政策为电力建设提供了直接的资金来源。4.2 4.2 电价政策的作用和效果电价政策的作用和效果2004年与1978年相比，电价提高了7.8倍装机容量提高了7倍发电量提高了6倍4.2 4.2 电价政策的作用和效果电价政策的作用和效果还本付息电价政策对电力项目造价、成本攀升缺乏有效约束。引发各级政府层层加价集资，用户的实际电费负担过重。新老电厂两种价格机制，不利于公平竞争和实现资源的优化配置。没有独立输配电价，不利于电网的建设和发展。4.2 4.2 电价政策的作用和效果电价政策的作用和效果造价上升情况造价上升情况“七五”平均每千瓦2577元；“八五”平均每千瓦4780元；“九五”一般为每千瓦6000元左右；“十五”每千瓦4500元左右4.3 4.3 我国目前的电价水平、结构我国目前的电价水平、结构省及省以上电网经营企业销售电价由上网电价、输配电费用和电费附加三部分构成，水平为每千瓦时0.498元（2004年，含税，下同）。上网电价为每千瓦时0.333元，占67%。省及省以上电网输配电费用平均为每千瓦时0.138元，占28%。电费附加平均约为每千瓦时0.027元，占5%。4.3 我国目前的电价水平、结构电价构成4.3 4.3 我国目前的电价水平、结构我国目前的电价水平、结构销售电价的地区结构各地区电价东高西低呈阶梯状分布。华东、华南地区电价水平较高，为每千瓦时0.5-0.6元；东北、华北、中南地区一般为每千瓦时0.4元左右；西北、西南地区一般为每千瓦时0.3-0.35元。4.3 4.3 我国目前的电价水平、结构我国目前的电价水平、结构上网电价的地区结构各地区上网电价呈东高西低分布。南方电网平均每千瓦时0.379元；华东电网平均每千瓦时0.368元；华北电网平均每千瓦时0.307元；东北电网平均每千瓦时0.302元；华中电网平均每千瓦时0.293元；西北电网平均每千瓦时0.228元。4.3 4.3 我国目前的电价水平、结构我国目前的电价水平、结构销售电价的分类结构商业电价0.776元非居民照明电价0.644元非普工业电价0.61元居民生活电价0.539元(不含广东为0.503元)大工业电价0.443元农业生产电价0.364元贫困县农业排灌电价0.178元趸售电价0.378元注：不含基金及附加4.3 4.3 我国目前的电价水平、结构我国目前的电价水平、结构电价与可替代燃料的比价关系 价格（元）发热量（Kcal）比价电力0.47129001液化气2.67120001.4天然气1.785001.2人工煤气1.038001.6燃料油2.0 4.4 4.4 我国电价与国外的比较我国电价与国外的比较我国销售电价总体上较低经济较发达的东南沿海地区平均电价已经接近国际水平。从电价结构看，我国电价中发电价格占的比重相对较高，输配电费用比重偏低。4.4 4.4 我国电价与国外的比较我国电价与国外的比较世界经济合作组织(OECD)27国平均工业电价6.3美分，居民电价11.6美分；美、英、日、德、法、意6国平均工业电价7.67美分，居民电价14.3美分我国平均大工业电价0.443元，折5.3美分；居民电价0.539元，折6.5美分；5 5我国电价改革基本思路及方案我国电价改革基本思路及方案我国电价改革基本思路及方案我国电价改革基本思路及方案5.1 总体电价改革思路5.2 发电价格改革思路5.3 输配电价（含售电服务价格）改革思路5.4 终端用户电价改革思路5.1 5.1 总体电价改革思路总体电价改革思路将电力工业分为自然垄断环节（输、配）和非自然垄断环节（发、售）在非自然垄断环节逐步引入竞争机制，以约束成本，提高效率，实现资源优化配置；在自然垄断环节建立科学的成本核定办法和电价管制机制，提高电价管理的科学性和透明度。5.2 5.2 发电价格改革思路发电价格改革思路方向：发电价格由市场供需各方竞争形成过渡：有限竞争5.2.1 市场结构5.2.2 有限竞争模式5.2.1 5.2.1 市场结构市场结构竞价主体b燃煤发电（含热电）、水电、燃汽（油）发电b核电和风电等新能源和可再生能源机组b抽水蓄能等调峰、调频机组b外商直接投资的发电企业市场范围区域电力市场省级电力市场省以下电力市场 5.2.2 5.2.2 有限竞争模式有限竞争模式两部制电价模式（国办发200362号文件主要推荐形式）-容量电价由政府制定：按电力市场平均投资成本的一定比例制定，同网同价；提供部分收入保障，引导长期投资；不具备解决“搁浅成本”功能 -电量电价在市场竞争中形成5.2.2 5.2.2 有限竞争模式有限竞争模式部分电量竞价模式（国办发200362号文件允许的过渡模式）-一部分电量执行政府定价；-另一部分电量价格由市场竞争形成，如浙江省“差价合约”。分组竞价模式竞争电价加附加费模式5.2.2 5.2.2 有限竞争模式有限竞争模式两部制上网电价容量电价国外经验容量市场。如美国PJM电力市场规定所有的供电商必须拥有一定的备用容量，供电商与发电商协商确定容量电价。在计算电力市场购电价格时考虑容量因素。如英国规定电力市场的购买价格PPP=SMP+LOLP(VOLL-SMP)，SMP为电力库边际价格，LOLP为失负荷概率，VOLL为失负荷价值。西班牙、阿根廷由政府制定容量电价5.2.2 5.2.2 有限竞争模式有限竞争模式两部制上网电价西班牙容量电价1998年12月29日法律规定容量电价与电量电价分开支付。所有参与报价的机组均有权得到容量电费。容量电费标准由政府制定，按月支付。容量电价实行季节电价和分时电价。1999年容量电费占电费总额的21.3%。5.2.2 5.2.2 有限竞争模式有限竞争模式两部制上网电价容量电价改革方向是建立备用容量市场，价格由容量市场竞争确定。过渡时期同网同价。按电网内机组平均投资成本的一定比例（K）确定，K反映供求状况。东北区域市场经验容量电价：非脱硫机组5.1分/千瓦.可用小时 脱硫机组5.6分/千瓦.可用小时造价7000元/千瓦机组：7.5分/千瓦.可用小时电量电价电量电价由市场竞争形成。与竞价模式关系密切。5.3 5.3 输配电价改革思路输配电价改革思路5.3.1 分阶段改革思路5.3.2 政府核定输配电价格的原则5.3.3 输配电价格制定办法5.3.4 输配电价分类5.3.1 5.3.1 分阶段改革思路分阶段改革思路输、配电价格由政府严格监管长远看，输电和配电价格分别核定输电业务大致可分为点对点服务和网络服务两种类型，价格核定的方式有所不同；配电服务主要是网络服务，价格可以考虑按配电区域统一核定。5.3.1 5.3.1 分阶段改革思路分阶段改革思路近期在我国输配电网实行统一经营和管理的情况下，输配电价格可以捆绑核定，但对大型用户直接从电厂购电的输电价格需按电压等级单独定价。5.3.2 5.3.2 政府核定输配电价格的原则政府核定输配电价格的原则原则原则合理成本合理盈利公平负担依法计税5.3.2 5.3.2 政府核定输配电价格的原则政府核定输配电价格的原则适用条件：双边合同交易（如发电企业向大用户直供电）或销价与上网价联动（输、配业务分开；煤、电价格联动）现阶段只有在发电企业向大用户直供电过程中，输配电价才有独立表现的空间。管制方式：-基于成本的管制（成本加成）；-方向性目标：基于业绩的管制（收入上限或价格上限）。5.3.3 5.3.3 输配电价格制定办法输配电价格制定办法我国输配电价格的制定：-第一步采取倒扣的办法(05年底已公布）；-第二步采取成本加成办法；-逐步过渡到基于业绩的管制。5.3.3 5.3.3 输配电价格制定办法输配电价格制定办法成本加成方法成本加成方法-以以电电网网经经营营企企业业准准许许年年收收入入为为基基础础-准准许许年年收收入入=准准许许成成本本+资资产产回回报报+税金税金5.3.3 5.3.3 输配电价格制定办法输配电价格制定办法国外有标准成本法和边际成本法两种标准成本法以输配电企业会计成本为基础,将输配电企业的经营成本在同时进行的多项服务中分摊。成本分摊方法主要有合同路径法、邮票法、节点法、边界潮流法、兆瓦公里法和逐线计算法等。边际成本法又分为长期边际成本法和短期边际成本法。5.3.3 5.3.3 输配电价格制定办法输配电价格制定办法近期我国输配电价格宜以企业合理成本为基础按邮票法分电压等级核定，再逐步引入边际成本定价方法。5.3.4 5.3.4 输配电价分类输配电价分类共用网络服务专项服务辅助服务(近期与远期不同的实现方式）5.3.4 5.3.4 输配电价分类输配电价分类电厂接入价：解决电厂之间公平竞争问题专用输电价：三峡输电、西电东送等联网价：网间备用；日前国家电网内部已实行5.3.4 5.3.4 输配电价分类输配电价分类电厂接入价是否需要接入价？否定意见认为：（1）电厂按接入价向电网经营企业支付接入费，增加电厂负担，除非政府相应调整上网电价；（2）实行接入价不利于水电“西电东送”；（3）厂址是政府批准的，非招投标等市场手段形成，现在用市场手段调整，不合理。5.3.4 5.3.4 输配电价分类输配电价分类支持意见认为：（1）有利于公平竞争。有些电网存在远距离送电电厂，如坑口电厂。这些电厂和处于负荷中心的电厂燃料成本差异较大，需要考虑接入价；（2）有利于公平负担。目前电厂接入系统工程既有电网投资建设的，也有独立电厂投资建设的；（3）有利于资源优化配置。接入价能为新电厂接入系统提供价格信号，促使其从经济上考虑选择合理的接入系统位置，从而在一定程度上优化发电和电网投资。5.4 5.4 终端用户电价改革思路终端用户电价改革思路5.4.1销售电价改革方向5.4.2 销售电价分类改革5.4.3 销售电价结构改革5.4.4 价格联动的实现及平衡机制5.4.5 改革实施步骤5.4.15.4.1销售电价改革方向销售电价改革方向方向：全部用户自由选择供电商竞争形成价格竞价初期：政府制定由购电成本、输配电损耗、输配电价和政府性基金构成5.4.2 5.4.2 销售电价分类改革销售电价分类改革现状：我国销售电价按用户所在行业和用途进行分类包括居民生活、非居民照明、商业、非工业普通工业、大工业、农业生产、贫困县农业排灌七大类工业用电价格中又分为中小化肥、电石电解烧碱、合成氨、电炉黄磷等子类 销售电价分类改革销售电价分类改革改革目标：有利于公平负担，兼顾公共政策目标，便于与上网价格联动分为居民生活用电、农业生产用电、工商业及其它用电（一般用户）三类。居民生活用电、农业生产用电采取定期调价形式，属于非联动用户；工商业及其它用电属于联动用户。5.4.3 5.4.3 销售电价结构改革销售电价结构改革计价方式及电价制度电力是即产即销即用的特殊商品，影响各时点成本及供求关系的因素有用电量、最大需量、受电电压、用电时间、负荷率、负荷同时率、供电可靠性等。计价方式应体现发供电成本特点和供求矛盾特点。居民生活、农业生产用电实行单一制电度电价；工商业及其它用电实行两部制电价。逐步引入高可靠性电价、可中断电价、节假日电价、分档递增或递减电价。5.4.3 5.4.3 销售电价结构改革销售电价结构改革计价办法电力生产一次性投资大，投资回收周期长，在总成本中，容量成本比重大，变动成本比重小。容量成本与用电负荷密切相关，与用电量相关性不大；变动成本主要与用电量相关。变动成本直接计入电度电价，与用电量直接挂钩回收容量成本在用户中科学、合理分摊是销售电价水平制定的关键。5.4.3 5.4.3 销售电价结构改革销售电价结构改革计价办法居民生活和农业生产用电：宜执行相对较低的电价水平，由其它用户交叉补贴。其它各类用户：确定各电压等级销售电价总额，扣除该电压等级应分摊的居民生活、农业生产用电价格补贴总额后，按“峰荷责任法”确定各类用户应承担的容量成本比例。5.4.3 5.4.3 销售电价结构改革销售电价结构改革计价办法容量成本分摊分三个层次：单单一一制制用用户户与与两两部部制制用用户户分分摊摊。分摊比例依据电网高峰时段单一制用户的负荷与两部制用户的负荷的关系，以及单一制用户的最大负荷与两部制用户的最大负荷的关系确定。两两部部制制用用户户中中各各用用电电特特性性用用户户的的分分摊摊。分摊比例按该用电特性用户在电网高峰时段的负荷与该类用电特性用户在电网高峰时段负荷之和的比率以及该用电特性用户的最大负荷与该类用电特性用户的最大负荷之和的比率确定。每每一一用用电电特特性性用用户户的的基基本本电电价价和和电电度度电电价价的的分分摊摊。根据用户的负荷率、用户最高负荷与电网最高负荷的同时率(负荷率分散率曲线)等因素确定。5.4.3 5.4.3 销售电价结构改革销售电价结构改革计价办法一般规律：负荷率高的用户基本电费高，电度电费低。负荷率低的用户基本电费低，电度电费高。用户可根据自身的用电特性选择相应负荷率的电价政府性基金计入电度电价，体现“谁用谁负担”原则。5.4.3 5.4.3 销售电价结构改革销售电价结构改革销售电价表设计：原则上按照电力用户的用电特性分类，主要考虑的用电特性包括受电电压、容量、负荷率。分类层次为：第一层：受电电压等级；第二层：用电容量；第三层：年用电小时（反映负荷率）。5.4.4 5.4.4 价格联动的实现及平衡机制价格联动的实现及平衡机制联动的两种方式实时联动：销售电价与上网电价实时同步联动。目前没有完善的电力市场，计量条件也不具备，成本过高。相对联动：当购电电价总水平升高或下降达到一定幅度、并达到规定的最小时间间隔时，销售电价相应升高或下降。5.4.4 5.4.4 价格联动的实现及平衡机制价格联动的实现及平衡机制我国现阶段宜选择相对联动方式居民生活、农业生产用电采取定期调价形式，调整间隔不小于一年。工商业及其他用户电价联动的两个关键因素：联动的前提条件：购电电价总水平升高或下降达到一定幅度，按23掌握。联动的最小时间间隔：拟设定为一个月，不宜再延长。5.4.4 5.4.4 价格联动的实现及平衡机制价格联动的实现及平衡机制电价平衡机制问题：电网企业的