水电上网电价形成机制的有关问题探讨
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科技信息２００７年第３６期ＳＣＩＥＮＣＥ＆ＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹＩＮＦＯＲＭＡＴＩＯＮ
２００６年，我国水电新增装机容量超过１０００万千瓦，累计装机容量达到１．２８亿千瓦，占总容量的２０．２７％，目前，我国水电在建规模达上亿千瓦。“十一五”后期将有大量水电站投产发电，由于水电站投资差异大、缺乏可比性，水电电价的形成机制面临着更大的挑战，出台合理的水电定价机制是电价改革必须尽快解决的课题。一、现阶段我国水电上网电价的定价政策１．标杆电价随着厂网分开和电力市场的改革试点的推进，原有的政府定价方式受到空前挑战，国家价格主管部门２００４年对发电企业新投产的电网统一调度范围内的机组在同一地区实行统一的标杆电价政策，按照社会平均成本，依据经营期上网电价测算方法，分别确定各省新投产机组的上网电价。标杆电价改变了过去事后定价、一厂一价的情况，采用各个区域（省份）的社会平均成本定价，为降低新建项目的造价起到了一定的作用。此后，鉴于水电行业投资差异过大的特殊性，而标杆电价核定过于简单，形成一刀切的局面，缺乏一定的科学性，部分省份取消了标杆电价定价政策。目前只有少数省份在执行标杆电价政策。２．经营期电价随着部分省份停止水电标杆电价政策，其水电上网电价政策又回到２００４年实行标杆电价前执行的经营期电价，根据补偿成本、合理收益（统一规范的电力企业资本金收益率水平）的原则制定上网电价。３．跨区送电电价跨区送电的水电企业，上网电价是按照各受电省（区）电厂同期平均上网电价扣减输电价格后，按各省（区）受电量加权平均确定。二、水电上网电价形成机制改革的探索电价改革的最终目的是在稳步推进电力体制及电力市场改革的基础上，建立清晰的、分环节的电价体系和相应的电价形成机制，提供一个公平、公正的市场竞争环境。水电上网电价改革，是为了又好又快的发展水电行业，有效提高水电企业的综合职能，通过水电上网电价的改革，充分发挥电价的杠杆作用，发挥电价在资源优化配置中的作用，正确引导水电项目投资，从部分电量参与竞价的有限竞争最终过渡到全部电量参与竞价的市场化竞争。１．竞价上网前价格形成机制的思考水电站可分为流域水电站（又可分为流域水电站、跨区送电流域水电站）、非流域常规水电站（也可分为非流域常规电站、非流域跨区送电常规电站），每一类水电站中又有经营多年的老水电站、近期投入运营的新水电站。因此，可以延续现有的标杆电价政策，结合水电站的分类特点，建立“大标杆电价”水电价格形成机制：即流域标杆电价与标杆电价。⑴流域电站建立流域标杆电价流域水电站。流域内各电站按相同的投资收益率，采用经营期上网电价测算法分别测算各个电站的上网电价，再将流域内各水电站的测价收入、成本、上网电量加权平均，确定流域上网标杆电价。跨区送电流域水电站。若流域内电站送出电量进入本省（区）电网，该部分水电站上网电价测算同上；若流域内电站跨区送出电量，以送出电量落地省（区）平均上网电价为基础，扣减输电价格后倒推出流域内送电水电站的上网电价，再将流域内各水电站的测价收入、成本、上网电量加权平均，确定跨区送电流域上网标杆电价。⑵非流域常规电站建立标杆电价常规水电站。水电上网标杆电价政策停止后，其定价仍然由价格主管部门按照合理补偿成本、合理确定收益、以及合理计入税金的原则核定；历史原因造成的水电上网电价政策性差异，还本付息等多种定价制度使得一厂一价的局面仍然存在。水电电价的标杆电价缺失，不利于水电企业的发展，所以，常规水电站应建立水电标杆电价的价格形成机制。各省（区）可以根据本区域内水能资源分布的特点、水电企业承担的发展任务、以及水电企业规模等实际情况，根据社会平均成本加权平均，划分二档或三档平均成本，建立二至三类常规水电站标杆电价。跨区送电常规水电站。与常规水电站标杆电价测算方法相同，只是将区域社会平均成本测算，调整为：以受电省（区）该类常规水电站平均上网电价为基础扣减输电价格后，根据各省（区）受电量加权平均确定标杆电价。２．完全竞价上网后，形成“两部制”定价机制竞价上网是整个电力改革的方向，在保证电力供应安全的基础上确定合理的价格体制，是最核心的内容之一。２００５年国家发改委出台了《上网电价管理暂行办法》，办法中竞价上网后价格机制的核心内容就是建立区域竞争性电力市场并实行竞价上网后，参与竞争的发电机组主要实行两部制上网电价，容量电价逐步过渡到由市场竞争确定。据此不难得知，“容量电价＋电量电价”模式的“两部制电价”将成为今后竞争性电力市场的核心定价模式。通过实行两部制电价，达到建立和培育电力市场、优化电力资源配置、打破垄断。两部制电价是水电电价改革的目标。水电站投资大，发电季节性强，投资成本差异大，通过由地方政府根据区域经济制定出容量电价弥补水电的低效益甚至无效益投资，使水电企业可以按照市场规律参与电量电价的竞价，形成多赢的竞价态势。三、完善水电价格机制需着力解决的几个问题１．划分水电站发电成本与外部成本，合理分摊外部成本电力产品是由功能不同的很多部分组成的，包括峰荷和基荷，以及调频、调压、备用、黑启动等辅助服务。对应不同功能，成本也有水电成本和水电站外部成本构成。水电站除发电外，大多还兼有防洪、环保、航运、旅游、水产养殖、移民补偿等功能，这部分外部成本由水电企业承担了，而其带来的收益并不归属水电企业，表现为社会效益。因此，理应由社会承担的外部成本完全由水电企业承担了。由此增大的水电企业成本支出，在目前的电价形成机制中未予补偿。火电企业同样为环保安置脱硫装置，电价中却给予了１．５分／千瓦时的脱硫电价。并且这部分投资并没有在社会平均成本中体现，约束了水电企业的发展。电力体制改革就是要打破垄断，建立市场竞争，企业是市场的竞争主体，水电企业同样要遵循市场规律才能生存。水电企业承担过多社会职能的低效益乃至于公益性资产，抑制了可再生能源的开发。在新的价格机制中，可以将外部成本内部化，即“承认”水电企业承担的外部成本（社会成本），在价格制定中予以疏导。２．配合税制改革，合理设计水电行业财税政策１９９４年税制改革后，水电企业涉及的税种主要有增值税、企业所得税、其他税种（如城建税、耕地占用税、房产税、建安营业税、矿产资源税等等）。水电增值税税负大大高于火电。火电企业成本构成中６０％以上的燃煤、燃油以及其他原材料采购环节形成的进项税可以获得抵扣，火电企业的实际税负仅为６％－１０％。而水电企业缺乏上游环节提供可以抵扣的生产环节进项税金，成本构成中占６０％左右的折旧费中进项税水电上网电价形成机制的有关问题探讨李正青（贵州乌江水电开发有限责任公司）【摘要】２００２年我国电力体制改革以来，一直在探索适合我国经济发展所需的电价形成机制。本文从水电上网电价形成机制的变迁入手，对现有的水电上网电价形成机制、价格改革方向、以及新的价格机制应解决的问题进行分析。【关键词】水电上网电价；水电上网电价形成机制○问题与探讨○
６７３科技信息２００７年第３６期ＳＣＩＥＮＣＥ＆ＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹＩＮＦＯＲＭＡＴＩＯＮ
（上接第６５１页）底区工作面贯通后，我们利用此种报废穿层钻孔对工作面采空区进行补灌浆６２１１３，每小班灌浆０．５￣１小时，每个圆班灌浆两小班，浆水通过穿层钻孔进入采空区底部，渗流到底区工作面顺槽，浆体固体物沉淀在采空区底部，封闭底板岩石裂隙，包裹部分破碎煤体，起到封闭采空区下部的作用。底板穿层钻孔封闭密集，因此对整个采空区灌浆充分，是对老塘埋灌压浆、风巷钻孔灌浆的很好补充。５．总结通过以上实践，总结经验有如下２点：１．利用粉煤灰与黄土混合制浆在水土比为３：１：１时效果良好，部分解决了粉煤灰替代黄土制浆的问题，黄土较以前用量减少５０％，缓解了黄土紧张的问题，且粉煤灰为废物利用，具有巨大的经济和环境效益；２．利用工作面倾向钻孔、穿层钻孔再辅以工作面收作石门立体式灌浆防灭火，尤其是利用报废的穿层钻孔灌浆防灭火是在实践中一个创新，报废钻孔二次复用，经济效益明显，穿层钻孔灌浆是工作面立体式灌浆防灭火不可或缺的重要组成部分。６２１１３（底区）工作面实施灌浆防灭火以来，工作面目前已回采过半，在对工作面、上隅角的日常检查中至今没有发现ＣＯ和任何煤炭自燃的迹象，这在新庄孜矿６０年Ｃ１３煤层的开采史上是绝无仅有的。灌浆防灭火作为一种传统防灭火工艺，将粉煤灰制浆、钻孔灌浆结合起来，应用于巨厚煤层分层开采底区工作面并取得成功，对于全国其他类似条件的矿井、工作面防灭火工作，具有一定的借鉴意义。作者简介：陈时清，１９６５年生，毕业于抚顺煤校，从事“一痛三防”技术管理工作，发表论文多篇。［责任编辑：蒋虎］●（上接第６４８页）垮落，带着剧烈的响声并从采空区冲出浓浓的粉尘烟雾，并对支架造成很大冲击力，尤其是支架后尾梁的有关部件损害较严重：①老顶突然垮落使５１号架推向煤壁，造成两伸缩梁千斤顶弯曲；②６３号架后尾梁与顶梁的焊接部位断裂，造成后尾梁支撑失效；③４５号架后插板变形，失去放煤作用；④５３号架后尾梁平衡千斤顶耳座砸断，造成后尾梁失去作用。另外，由于老顶突然垮落造成多架后尾梁安全阀同时失去作用，需停产进行大量更换。在实际操作过程中，随着现场操作经验的积累，强调后尾梁随着后部刮板输送机的收回，及时调整后尾梁距后部刮板输送机约２００ｍｍ处，这样在顶板突然垮落时减轻对后尾梁的冲击力。（４）由于９煤层硬度较大，后部刮板输送机机头处运输空间相对较小，易造成后部刮板输送机机头淤煤，损坏支架后立柱内接及安全阀。另外，后部刮板输送机易出现压死及断链事故。建议在放顶煤过程中，３号架设专人观察后部刮板输送机的运行情况，发现大块堵塞，及时向支架工发出信号以便停止动作支架，进行处理；３号架至１５号架后立柱液压锁移到立柱一侧，减少对液压件的损坏。因此，双输送机低位插板式放顶煤支架能够适应ＩＩ８６５工作面坚硬顶板倾斜煤层较厚煤层。３．结语倾斜煤层较厚煤层综放工作面克服了倾斜煤层一次采全高存在的支架易歪倒的弊端，解决了因采高大而带来的煤壁片帮不利顶板管理的难题，解决了一般机采工作面丢底煤浪费资源的问题，降低了分层开采所带来的掘进工作面及巷道支护、维护费用，相对减少了工作面拆、安、搬次数，消除了一系列生产过程中的不安全因素。作者简介：秦子明，大学本科（１９７６—），２０００年毕业于安徽芜湖机电学院，现任安徽淮北矿业集团朱仙庄矿综采区副区长。［责任编辑：翟成梁］●不能获得抵扣，使得水电企业实际承担的税负在１６％左右②，如乌江公司近几年增值税税负在１６．５％左右，基本是按增值税税率（１７％）全口径计征缴纳增值税，远远高于火电企业的税负，也高于其他行业的税负，违背了国家税务总局设置增值税的初衷。水电站坝内厂房开征房产税。２００５年，财政部、国家税务总局联合印发了《财政部国家税务总局关于具备房屋功能的地下建筑征收房产税的通知》（财税［２００５］１８１号）文件，规定对具备房屋功能的地下建筑，包括与地上房屋相连的地下建筑以及完全建在地面以下的建筑、地下人防设施等，征收房产税。根据原水利部颁发执行的《电力工业企业固定资产目录》和《电力工业企业固定资产管理办法》规定：“凡水电厂厂房是坝内式的，其资产统一列作大坝登记，不另分出来单独登记”。帐务核算上，坝内厂房是大坝资产的组成部分，没有单独价值；资产管理上，坝内厂房是作为大坝管理，而不是单列为房屋管理，其实质是大坝资产，不应属于房屋，这是水电站的特殊性构成的。因此，对水电站坝内厂房开征房产税至今仍存在争议。２００３年１０月十六届三中全会通过的《中共中央关于完善社会主义市场经济体制若干问题的决定》中，明确指出：“分步实施税收制度改革。按照简税制、宽税基、低税率、严征管的原则，稳步推进税收改革”。水电价格机制的改革应与当前的税制改革紧密联系，国家价格主管部门应加强与国家税务总局的沟通，通过税制改革解决水电行业中有争议的、影响水电行业发展的税收条例。３．解决水资源费开征对电价的影响２００６年，国家颁布了《取水许可和水资源费征收管理条例》，进一步明确了水资源费征收和管理。目前，除了广东、上海等少数省外，各省都已明确制定了水电站水资源费收费标准。现有的价格机制中，（不管是已投产电站的个别成本法定价，还是新投产电站的标杆电价）均未对新增加的后期扶持基金、库区维护基金、以及水资源费明确补偿。水资源费的开征完全转化为水电企业的经营成本，造成水电企业缺乏支付水资源费的来源，加重了水电企业的经营困难。同时，可能还会存在对流域、梯级水电站水资源费重复计征的情况，增加流域水电站开发负担。新的水电价格机制应根据国家提高环保标准，在价格制定中认可水电企业水资源费“合法成本化”，解决水电企业的支付来源。４．有偿提供辅助服务大中型水电站几乎都是所在电网网内调峰、调频、备用的主力电站，其为电网承担了大量调峰、调频等辅助服务，现有的价格机制中没有给予水电站价格补偿。新的水电价格机制中要充分考虑辅助服务的客观性与有偿性，并且辅助电价不作为推动电网销售电价的因素。５．解决同网不同价，推进节能减排工作国家八部委《关于加快电力工业结构调整促进健康有序发展有关工作的通知》（发改能源［２００６］６６１号）文件明确提出：加大对可再生能源的扶持力度，实现水电全额上网，同网同价。国家“十一五”规划确定了５年内单位ＧＤＰ能耗降低２０％和主要污染物排放总量降低１０％的节能减排目标。可以看出，国家在大力提倡发展清洁电能能源。因此，新的水电价格机制应合理、适当地提升水电上网电价，做到同网的水电、火电同价，通过电价政策的杠杆原理，释放国家鼓励水能、风能、核能等清洁电能，限制高污染的火电电能的政策信号。【参考文献】［１］李震宇，发电企业标杆电价政策研究．电力财务会计，２００７，（１）．作者简介：李正青（１９７５—），男，贵州省乌江水电开发有限责任公司，会计师。［责任编辑：汤静］●
