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美国电价形成机制和输配电价监管制度及启示

日期:2016-09-07    来源:国家发展改革委价格司  作者:施子海 侯守礼 支玉强

国际电力网

2016
09/07
08:56
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关键词: 美国电价 美国电力市场 输配电价

2015年,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》和《关于推进价格机制改革的若干意见》对我国电力价格改革的目标、任务和具体措施做出了明确部署。为加快推进我国电力价格改革,近期,笔者对美国电力价格形成机制和输配电价监管制度进行了研究,美国的电力价格监管制度和经验对我国深入推进电力价格改革具有一定的借鉴意义。

一、美国的电力价格形成机制

(一)电力市场化改革情况

1996年,为推进电力市场化改革,美国政府颁布法令规定无歧视开放输电网络,鼓励构建RTO(区域电网运行中心)或ISO(独立系统运行中心)来管理整个输电系统运行。此后,美国形成了联邦政府、州政府两级监管体系框架,并逐步形成了PJM、加州、得州、纽约、东南、南方、西南、西北、中土、新英格兰等10个区域电力市场。虽然美国在电力市场化改革上推行多年,但美国东南部和广大西部地区仍采用发输配售垄断一体化方式运营。从用电量方面看,全美约60%的电量通过市场机制竞争形成,其余40%仍垄断运营。从各州层面来看,美国约23个州(包含华盛顿特区)已先后启动了电力改革,而其余28个州至今仍实行发输配售一体、政府严格监管价格的方式。美国方面表示,建立市场机制的目的是为了优化资源配置,而不是为降低用电价格;美国受联邦权限所限,在全国范围内推进市场化改革难度很大。

(二)电力价格形成机制

美国销售电价主要由发电价格(批发市场电价)、输电价格、配电价格和政府性基金构成,各环节电价形成机制主要取决于电力市场化程度。美国电力价格形成机制主要分为三种情况:

一是没有建立电力市场地区。处于垂直一体化的传统状态,公用事业公司负责调度机组为其辖区内的用户供电。发电价格按成本加收益或基于市场定价(MBR)方式核定,MBR类似于我国的标杆上网电价机制,但会考虑电厂所处的地理位置,上网电价水平由监管机构审核监管;输电、配电价格都采取成本加收益的监管方式,针对不同输配电公司单独定价;政府性基金由各州制定,种类复杂,主要包括各种改革成本补偿,低收入群体电价补贴资金,鼓励可再生能源发展的资金,鼓励安装智能电表费用,核电处置费用等。

二是仅放开电力批发市场的地区。发电企业全部竞价上网,由市场形成批发电价,供电服务由区域的公用事业公司垄断经营。销售电价由市场形成的批发电价加上输、配电价和政府性基金组成。

三是批发、零售市场全面放开的地区。电力用户可以自主选择不同售电商,售电商制定各种销售电价套餐吸引电力客户购电。售电商的购电成本由电力市场批发电价、输电价格、配电价格和政府性基金组成,售电商再加上一定利润后销售给终端电力用户。当然具有一定规模的电力用户也可以直接向发电企业购电,并按规定支付输、配电价和缴纳政府性基金。

(三)居民电价构成

美国居民电价主要由各州公用事业委员会制定,通常按照实际用电成本制定居民电价水平。居民电价调整,特别是提高居民电价,一般召开听证会,充分听取各方意见。居民电费一般由三部分构成,一是居民服务费,各州标准不同,如华盛顿特区居民用户需要每月交纳约13美元,该项收费跟用电量多少没有关系。二是实际用电费。这部分费用按电量实行阶梯费率计收,有些州实行递增费率,第二段电价高于第一段;也有少数资源丰富的州实行递减费率,用电越多越便宜。三是政府性基金。一般包括:低收入群体电价补贴资金、鼓励可再生能源发展的资金、改革转型费(向竞争性市场转型产生的搁浅成本)、系统恢复成本回收费(用于维修和更换被飓风毁坏的电力设备)、鼓励安装智能电表费用、核电处置费用、输电配电成本回收费(用于支付新增但未包括在上一次批准的输配电价格核算范围内的成本)。具体收费项目各州有所差异。

(四)电价计费方式

虽然美国的电价制定受政府影响和控制,但各电力公司在电价结构和电价分类上有一定自主权。一般根据用户不同分为居民用户、小用户、中等用户、大用户和其他用户。其中小用户、中等用户、大用户都属于工商业用户,根据用电容量和电压等级不同实行不同的电价。从电价计费方式上讲,根据电力用户不同分为表计费用、容量电费、需量电费、电度电费、最低费用、最高费用等。美国配电费执行两部制,即基本电费和电度电费。其中,基本电费可以选择按容量计费或按需量计费,对应称为容量电费或需量电费。

(五)销售电价水平

根据美国能源信息署(EIA)发布的数据,2015年美国全年销售电价平均值为10.42美分(我国约为10美分,按美元兑人民币汇率6.68计算,下同),其中居民用电价格最高,平均为12.7美分(我国约为8.4美分),美国居民用电量占比约为37.5%,我国为13.1%(如果加上电价更低的农业用电占18%);商业用电价格为10.6美分(我国约为12美分),美国商业用电量占比36%,我国为21%;工业用电价格为7美分(我国约为10美分),美国工业用电占比为26.5%,我国为60.5%。从数据上可以看出,美国的销售电价水平结构和我国恰恰相反,我国的一般工商业价格最高,大工业用电电价居中,居民和农业电价最低。在美国,各州电力价格差异较大。

(六)电力市场价格监管

加州电力市场危机后,美国政府意识到电力市场并不是一个信息对称的完全竞争市场,必须加强对市场公平性的监管。部分地区批发市场电价放开后,政府监管机构监管重点从发电企业成本监管逐渐转变为对市场操纵行为的监管,以保障市场充分竞争,防范违规牟利行为。目前,美国政府监管机构建立了电力批发市场在线监控系统,对电力市场交易所每天的价格变化及现货批发市场等多渠道的价格,通过系统进行实时监控,对价格波动进行严格审核,发现问题将及时要求独立系统运营商或电网企业进行解释说明。通过上述监控机制,相关部门有效控制了发电商利用市场操纵力导致电力批发市场价格大幅波动的问题。

二、美国输配电价监管制度

(一)美国输配电价格形成机制

美国对电网公司输配电成本的监管主要是通过对电网公司输配电价格监管来实现的。在美国主要是对电网企业采取输配电准许收入监管,根据制度规定测算了电网企业的准许收入,再除以电量就得出输配电价格。一是如何测算电网公司输配电准许收入。电网输配电准许收入,采用合理成本加合理利润的方式确定,不合理的成本不能计入输配电价。美国电网公司输配电收入计算公式为:

TR=E+D+T+r*I

其中,TR为输配电收入,E为运行维护费用,D为年度折旧,T为税收成本,r为合理利润率,I为固定资产投资。从上述公式可以看出,美国电网公司成本需要合理回报的只有固定资产投资,其他成本只需要覆盖即可。在固定资产投资认定方面,固定资产投资的范围主要指为提供输配电服务需要的固定资产净投资,包括输配电线路、变压器、变容器以及其他输配电设备的净投资。净投资等于固定资产总投资减去累计折旧。

一般而言,纳入成本的固定资产投资必须是有用和有效的资产。“有用”是指该线路或设备必须是已经投入使用的资产;“有效”是指该线路或设备能够降低供电成本或提高供电服务水平,而且其利用率必须要达到设定水平。如果资产不符合“有用”的条件,将不能计入定价成本;如果资产不符合“有效”的条件,则只能将相关固定资产按照其利用程度折算比例计入定价成本。在运行维护费用认定方面,美国监管机构一般会依据一定的基准指标来判断现有成本和过去成本之间变化的合理性,来具体确定运行维护费的范围。如电网公司的工资成本会依据劳工统计局统计的近似行业劳动力成本确定。在合理收益率认定方面,美国电网公司投资一般通过债券和股权组合的方式融资,因此,电网公司固定资产投资合理利润率一般采用债务和股权成本的加权平均值。即对上市电网公司,一般参照股东合理回报的标准核定;对非上市公司,会考虑企业的债券融资等成本确定利润率。对政府资助资金将不给予回报,仅补偿合理的运行维护费。总体看,输电定价回报率水平在10%左右。二是如何确定输配电价。按照上述规定测算得出准许收入,准许收入除以电量得出输配电价,但不是将准许收入简单直接分摊到所有电量上,因为,不同电压等级的电力用户用电负荷特性和供电成本是不同的。美国电力用户主要分为工业、商业、居民等。工业用户电压等级较高,负荷也较平稳,单位电能输配电成本较低;居民用电量少且很分散,负荷也相对不平稳,单位电能输配电成本最高;商业用户供电成本居中。电网公司准许收入要根据不同用户类别对电力系统的使用程度来进行分摊,因此,美国居民电价最高,商业其次,工业最低。

(二)输配电定价程序

美国输配电价实行联邦和州政府分级管理的体制。美国联邦能源监管委员会(FERC)具体负责跨州输电的约150家企业输电价格监管,各州公用事业监管委员会负责本辖区配电价格监管。美国输电和配电价格在监管方法和程序上类似,在定价技术上没有本质区别,都是依据准入成本加准许收益的原则制定。以FERC负责的输电价格核定程序为例,定价程序主要包括:

1.企业提交核价申请。电网企业按照FERC规定格式提交经第三方会计师事务所审计的报表。输电价格核定后,输电企业每年、每季度都要填报执行情况报表,且上述报表都会在FERC官网上公开。由于美国输电工程产权多元化,一条线路可能由多个企业分段投资,每个企业都要提交核价申请表。

2.依法核定输电价格。首先,由FERC会计部门对企业申报报表进行合规性审查。对企业提交的成本项目进行重点审核,剔除不合规成本项目。其次,由FERC输电定价部门进行定价监审。主要采取成本对比法,即对相同类型输电设备运维成本进行对比,要求电网企业对差异进行说明,并剔除不合理成本。最后,按照市场回报率核定每个投资方合理的输电价格。FERC根据不同电网项目风险不同分别确定回报率,不同地区的回报率也存在差异。

3.输电价格调整周期。美国输电价格主要有定期调整和不定期调整两种形式。一是定期调整。FERC每年对输电价格执行情况进行审查,要求电网企业按年上报经会计师事务所审计的报表,如果成本出现较大变化,则要求电网企业进行解释说明,获得FERC审核同意后对电价进行调整。二是不定期调整。电力用户若认为电价偏高,或电网企业认为新增成本需要提高价格,均可向FERC提出调整电价的申请。由于输配电价可以及时进行调整,美国没有专门设置平衡账户机制。

4.听取利益相关方意见。美国电力市场法律制度健全,虽然法律授予FERC和各州公用事业委员会输配电价格定价权限,但在输电价格核定期间和核定后,电力用户、电网企业或任何第三方均可以对电价水平提起行政诉讼,提交FERC行政法官裁决。行政法官通过听证会、书面沟通等方式充分听取各方意见后,做出裁决。听证会参与者包括电网公司、FERC等监管机构、消费者代表以及由监管机构批准参与的环保团体等。如果一方不服裁决结果,可继续向法院提起法律诉讼。

三、启示和借鉴

(一)要结合国情推进电力市场化改革

美国的改革经验表明,推进电力市场化改革有利于优化资源配置,但要结合本国国情和优势,防止盲目照搬照抄国外经验。美国电力市场化改革是在联邦与各州博弈的基础上推进的,我国中央政府主导下的电力体制改革具有明显的制度优势,有利于在全国范围内全面推开。我国目前实行的输配一体为主的网架结构和管理体制,有利于降低成本。美国专家认为,美国实行输配分离,主要是基于联邦和各州权限形成的,输配分开增加了运营和监管成本。从美国经验看,电网产权越分散,运营和监管成本越高,最终还会传导至销售电价由电力用户承担。这也是美国发电价格与我国相比较低,但是销售电价与我国基本持平的主要原因。此外,由于电力实时平衡的特性,电力市场是信息不对称的市场,在推进发电、售电价格通过市场竞争形成的同时,要依据本国本省实际情况科学设计市场规则,建立和完善制度机制,严格事中事后监管,防止加州电力危机的教训在我国重演。

(二)价格管制应规则明晰公开透明

FERC对输电价格的监管科学严格,成本审核制度监管有力,要求被监管企业填报的会计报表多达上百页,还引入第三方机构参与监审;定价机制科学明晰,监管队伍规模很大,监管措施十分有效。此外,在监管程序上十分公开透明,输电价格定价机制、企业成本数据资料、定价过程及结果全部向社会公开,接受利益相关方质询和监督。按照三中全会要求,网络型自然垄断环节是我国价格主管部门监管工作的重点,我们要借鉴美国的监管经验,完善各种类型自然垄断行业政府定价机制,建立科学合理的成本监审制度,积极推动定价全过程公开透明。具体到输配电价领域,一是完善输配电定价成本监审办法。要求电网企业按照电压等级准确记录和合理归集输配电成本,为按照电压等级合理分摊成本奠定基础;并不断完善有用有效资产的认定标准和运行维护费用的认定原则。二是尽快制定输配电定价办法。总结地方实际情况,借鉴国外监管经验,尽快研究制定输配电价管理办法,做到规则明晰,科学合理。三是推进成本和定价过程公开。努力推进输配电成本公开,完善输配电价制定过程中的公众参与、专家论证等制度,主动接受社会监督。四是提升监管能力。加强国际交流合作和人员培训,优化人员结构,完善制度法规,提升电价监管的科学化、专业化、制度化水平,努力做到管细、管好、管到位。

(三)坚持实行两部制电价

如前所述,美国配电价格一般执行两部制,相应的工商业用户和居民用户的电价一般也是执行两部制。我国主要对大工业用户实行两部制电价。两部制电价由基本电价和电度电价组成,基本电价是供电成本的固定费用,主要是为保障用户随时用电需要而做各项准备所耗费的成本,如变压器折旧、维护费等,与用户某时刻是否用电、用电多少没有直接关系,但与用户的用电容量或最大需量相关;电度电价是供电成本中的变动费用,与用户用电量多少相关。这是国际通行做法,对于促进电力用户节约公共电网变压器容量成本及运行维护成本,提高电力系统整体效率,减轻全社会电力用户经济负担具有重要作用。

(四)妥善处理电价交叉补贴

在联邦政治体制下,美国各州财政、税收实行自治管理,而且输配电价主要以用户为对象制定,配电网成本按用户类别归集后形成价格,没有将各项成本分摊至各电压等级,因此,不存在各州之间、各电压等级之间的交叉补贴,仅在部分州存在工商业用户对低收入居民用户的交叉补贴。一些州政府为了保证低收入用户能享受到低价的供电服务实施了一系列电价优惠政策,如加利福尼亚州、马萨诸塞州、宾夕法尼亚州等为低收入用户制定了折扣电价,华盛顿特区对低收入居民用户免收配电费,这部分差价费用通过向工商业用户征收政府性基金的方式弥补。我国存在较严重的电力交叉补贴主要是历史上保护居民、农业等弱势电力用户利益以及支持边疆少数民族地区发展形成的,与美国差别很大,况且就是在市场经济发达的美国也存在交叉补贴问题。减少交叉补贴涉及多方面利益调整,需要结合市场化改革进程稳妥推进。

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