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    能源价格改革回顾及现状
    点击:   发布日期:2018-01-09
        11月10日,国家发展改革委发布《关于全面深化价格机制改革的意见》,明确未来三年价格改革攻坚“路线图”。在能源价格方面,对煤、电、油、气、新能源等方面,也提出相应要求。具体来看,主要为以下内容:
     
        1.电力:结合有序放开发用电计划,扩大市场形成发电、售电价格的范围,加快推进电力市场交易,完善电力市场交易价格规则,健全煤电价格联动机制。对输配电实行严格监管,全面开展定价成本监审。研究逐步缩小电力交叉补贴,完善居民电价政策。
     
        2.成品油:坚持市场化方向,进一步完善成品油价格形成机制。
     
        3.天然气:深化非居民用天然气价格市场化改革,适时放开气源价格和销售价格,完善居民用气价格机制,加快上海、重庆天然气交易中心建设。对天然气管道运输实行严格监管,全面开展定价成本监审。
     
        4.可再生能源:根据技术进步和市场供求,实施风电、光伏等新能源标杆上网电价退坡机制,2020年实现风电与燃煤发电上网电价相当、光伏上网电价与电网销售电价相当。完善大型水电跨省跨区价格形成机制。开展分布式新能源就近消纳试点,探索通过市场化招标方式确定新能源发电价格,研究有利于储能发展的价格机制,促进新能源全产业链健康发展,减少新增补贴资金需求。
     
        针对以上内容,本文对能源价格改革历程进行了简单的梳理,呈现改革现状,供参考。
     
        一煤电价格联动历程
     
        为解决“市场煤”与“计划电”矛盾,2004年12月15日,国家发展改革委出台《关于建立煤电价格联动机制的意见》,建立煤电联动机制,以不少于6个月为一个煤电价格联动周期,若周期内平均煤价变化幅度达到或超过5%,将相应调整电价。2005年以来电价调整情况见下表。
     
    2005年以来电价调整情况
     
     
        首次煤电价格联动于2005年5月1日启动。上网电价上调了2.3分/千瓦时,销售电价上调2.52分/千瓦时。然而此后电煤价格仍继续上涨,导致2006年产运需衔接双方始终无法在供需价格上达成一致,谈判再次陷入僵持。
     
        第二次是在2006年7月1日。2008年连续实施了第三次和第四次煤电价格联动,由于当年煤炭需求量增长及“煤炭资源税”“矿山环境恢复治理保证金”和“煤矿转产发展资金”等加征,使煤炭生产企业的利润进一步降低。
     
        2012年12月25日,煤电联动机制迎来“新版本”。国务院发布《关于深化电煤市场化改革的指导意见》,对联动机制进行了修改:当电煤价格波动幅度超过5%时,以年度为周期,相应调整上网电价,同时将电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%。上网电价出现两次调整,但均未涉及煤电联动。在此期间,燃煤发电上网电价也经历多次调整,但并没启动煤电联动。
     
        第五次正式煤电价格联动在时隔7年之后。2015年4月8日召开的国务院常务会议决定,按照煤电价格联动机制,下调全国燃煤发电上网电价平均每千瓦时约2分钱。2015年底,国家发展改革委印发《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》,宣布2016年1月1日起开始实施完善后的煤电联动机制,并公布完善后的机制基准和具体内容。
     
        第六次煤电价格联动隔年而至。2016年1月1日起,国家发展改革委称降低燃煤发电上网电价全国平均每千瓦时约3分钱,同时降低一般工商业销售电价全国平均每千瓦时约3分钱。这是“新机制”后的首秀。

        二电力市场化改革降低企业用电成本
     
        新一轮电改推进竞争性环节电价市场化改革。2015年3月,中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号),作为顶层设计方案,中发9号文描绘了新一轮电力体制改革蓝图。2016年,全国市场化交易电量突破1万亿千瓦时,约占全社会用电量的19%。其中,大用户直购电量接近8000亿千瓦时,平均降幅6.4分,每年减轻企业用电支出约500亿元。截至目前,输配电价改革试点实现省级电网全覆盖,已有28个省级电网公布了输配电价。输配电价改革后,平均输配电价,比现行购销价差,平均每千瓦时减少将近1分钱,核减32个省级电网准许收入约480亿元。
     
        调整电价结构,减少电价附加费。销售电价中包含的基金和附加平均征收标准从5.4分下降到3.05分,占销售电价的比例从8.18%下降到4.66%。取消向用户征收的城市公用事业附加,取消电气化铁路还贷电价,取消在电价中征收的工业企业结构调整专项资金,将重大水利工程建设基金、大中型水库移民后期扶持资金的征收标准分别降低25%。目前,我国的可再生能源附加征收标准为1.9分/千瓦时。在价格政策支持下,新能源产业驶入快车道,全产业链技术水平不断提升。自2009年以来,风电、光伏产业技术水平显著提升,工程造价明显下降。根据新能源技术进步和工程造价降低情况,2016年底,国家发展改革委实行光伏发电、陆上风电标杆上网电价退坡机制,较大幅度降低2017年新投产光伏电站标杆电价,适当降低2018年新投产陆上风电标杆电价。
     
        三成品油价格形成机制改革历程
     
        1998年以前的很长时期内,中国的成品油用户享受着低油价的待遇,石油价格的调整,一直由国家确定,往往是一次调整,长时期内不变。1993年中国成为石油净进口国,完全由政府定价已经不合时宜,也不符合市场经济的趋势。1998年,随着中国石油、中国石化两大集团重组,油价改革也拉开了序幕。
     
        开启成品油价格改革。1998年6月3日,原国家计委出台《原油成品油价格改革方案》,基本确立了与国际油价变化相适应,在政府调控下以市场价格为主的价格形成机制。规定中石油和中石化两个集团公司之间原油交易结算价格由双方协商确定,价格由原油基准价和贴水两部分构成。
     
        实现我国油价与国际市场的完全接轨。从2000年6月起,国内成品油价开始参考国际市场价格变化相应调整,每月调整一次,当时参考的只有新加坡市场的油价。从2000年5月至2001年11月,国内成品油价格随国际市场油价变化累计调整了17次。
     
        从2001年11月,中国推进成品油定价机制改革。此次改革的核心是国内成品油价格改为参照新加坡、鹿特丹、纽约三地市场价格调整国内成品油价格,当国际油价上下波动幅度在5%~8%的范围内时保持油价不变,超过这一范围时由国家发展改革委调整零售中准价。
     
        实施石油价格综合配套改革。2006年3月26日,国家发展改革委在宣布成品油价上调的同时,实施石油价格综合配套改革。方案包括两大内容:一是成品油价由原来的与国际成品油价直接接轨,改为以国际市场原油价格为基础,加上国内合理加工成本和适当利润确定。二是推出“四个配套机制”:包括建立石油企业内部上下游利益调节机制;建立相关行业价格联动机制;建立对种粮农民等部分弱势群体和部分公益性行业给予补贴的机制;建立原油涨价收入的财政调节机制。
     
        实施成品油价格和税费改革,理顺成品油价格。2008年12月18日,国务院印发《关于实施成品油价格和税费改革的通知》(国发〔2008〕37号),指出提高现行成品油消费税单位税额,不再新设立燃油税,利用现有税制、征收方式和征管手段,实现成品油税费改革相关工作的有效衔接。国产陆上原油价格继续实行与国际市场直接接轨。国内成品油价格继续与国际市场有控制地间接接轨。
     
        成品油价格机制化调整成为常态。2013年3月26日,《关于进一步完善成品油价格形成机制的通知》(发改价格〔2013〕624号)发布,进一步完善成品油价格机制,核心内容是缩短调价周期,调整国内成品油价格挂靠油种。将汽、柴油价格调整周期由22个工作日缩短至10个工作日,同时取消了国际市场油价波动4%才能调价的幅度限制。此举被誉为是成品油价格走向市场化的关键一步,打响了政府实质性推进资源性产品价格市场化改革的“第一枪”,是能源产业的重要里程碑。
     
        设置“天花板价”和“地板价”。2009年5月7日,国家发展改革委印发《石油价格管理办法(试行)》。根据近年来《石油价格管理办法(试行)》实施情况及此次成品油价格机制完善内容,2016年1月13日,国家发展改革委修订并形成《石油价格管理办法》,设置调控上下限,上限为每桶130美元,下限为每桶40美元。
     
        四天然气价格市场化程度显著提高
     
        我国明确的天然气价格市场化改革从2005年年底开始。受各种因素影响推进缓慢,且在2013年年底之前,一直沿着“政府模拟市场”的思路推进。党的十八大以来,按照“管住中间、放开两头”的总体思路,又快又稳推进改革。
     
        天然气价格形成机制逐步放开。2005年,国家发展改革委将天然气出厂价统一改为实行政府指导价。2011年底,在广东、广西开展天然气价格形成机制改革试点。将天然气价格管理由出厂环节调整为门站环节,实行最高上限价格管理,并将定价方法由“成本加成”定价改为“市场净回值”定价,建立起天然气与燃料油、液化石油气等可替代能源价格挂钩的动态调整机制。
     
        2013年6月,在总结广东、广西试点经验基础上,在全国范围内推广天然气价格形成新机制。2013年,国家发展改革委在制定非居民用气门站价时,明确门站价为政府指导价并实行最高限价管理。2015年,国家发展改革委将非居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理。降低后的最高门站价格水平作为基准门站价格,供需双方可以在以基准门站价格为基础,上浮20%,下浮不限的范围内协商确定具体门站价格。2017年9月12日,上海石油天然气交易中心开展了国内首次管道天然气竞价交易。这使竞价交易部分天然气的价格形成过程更加公开、透明,进而使长协合同气价格的调整有了更透明的市场价格信号参考依据。
     
         气源价格放开“小步快走”。2013年放开页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气价格;2014年9月放开液化天然气气源价格;2015年4月放开除化肥企业外的直供用户用气价格;2016年,先后放开化肥用气价格,明确储气设施相关价格由市场决定,并在福建省开展门站价格市场化改革试点;2017年,明确所有进入交易平台公开交易的气量价格由市场交易形成。
     
        管输价单独核算。2016年10月9日,国家发展改革委印发《天然气管道运输价格管理办法(试行)》和《天然气管道运输定价成本监审办法(试行)》的通知,放开气源和销售价格由市场形成,政府只对属于网络型自然垄断环节的管网输配价格进行监管。2017年5月21日,中共中央、国务院正式印发《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》,提出要分步推进国有大型油气企业干线管道独立,实现管输和销售分开,实现油气干线管道、省内和省际管网均向第三方市场主体公平开放。2017年6月20日,国家发展改革委印发《关于加强配气价格监管的指导意见》,继2016年建立起管道运输价格监管规则后,进一步建立起下游城镇燃气配送环节价格监管框架,从而构建起天然气输配领域全环节价格监管体系。2017年上半年,国家组织12个成本监审组对13家天然气长输管道运输企业按照统一方法、统一原则、统一标准进行了成本监审。8月核定了长输管道运输价格,核定后的管道运输平均价格下降15%左右,并有2家管道运输企业第一时间主动宣布向第三方开放管道。

    来源:《电力决策与舆情参考》
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