煤电改革何时是头

一、应停止煤电联动始于2004年的煤电联动，实施五次后，从2009年年底开始基本归于沉寂。

煤电联动政策出台于2004年底，是为了解决煤电矛盾而制定的过渡性政策。从2005年5月至2009年11月，国家共实施了5次煤电联动。但电价的上调幅度大大低于煤价的上涨幅度，远不能弥补因煤价上涨造成的火电企业成本费用的增加。从执行情况看，国家出于控制CPI上涨、宏观经济调控等因素，该政策在实施过程中逐步出现联动不及时和联动幅度不到位的情况，至后期基本无法执行，致使火电企业独力面对煤价大涨造成的经营困局。2011年上半年，全国平均到厂标煤价含税880元/吨，比2008年上半年每吨上涨200元左右；而全国燃煤机组上网电价从2008年8月20日以来上涨3分钱/度，只消化了90元/吨的煤炭涨价。因此,煤电联动并不是解决目前电荒的最佳方式。

煤电之争的根本原因在电价。国家出台煤电联动实际上就是想通过行政手段解决这一问题。“煤电联动根本无法解决问题。”此前国家实施过的价格联动，结果只是解决临时性问题，根本触及不到深层次的矛盾，也无法从根本上解决电力企业的亏损。煤电联动政策的一个基本思路是通过最终上涨电价，让普通消费者承担一部分的电煤上涨成本。但是煤电联动政策在这点上存在明显误区，而这也导致了煤电联动政策无法彻底执行。现实情况是，广大人民不但没有享受到资源增值的成果，反而要为煤价上涨导致的电价上涨埋单，这完全不合理。再结合我国长时期面临流动性过剩的背景，煤电联动政策初衷是想让市场在资源配置上发挥基础性作用，实际上却变成向全社会传导资源涨价影响，这必然对CPI上行产生助力，无法执行也就可以理解了。

煤和电应该形成一种“谁也不敢先涨价、谁先涨价谁受损”的均衡。目前完全是一个不稳定的系统，最终演化成轮番涨价。目前的‘电荒’是体制性‘电荒’，其会以1.5~2年为一个周期出现。这种均衡，最终还要诉诸电力体制改革,甚至梳理中央与地方的架构关系。目前，火电企业巨亏，煤炭企业暴利格局是由我国资源配置体制的现状决定的。多数省份骨干火电企业主要隶属于五大发电集团等央企，而煤炭企业除神华、中煤等少数央企外基本全都是地方企业，煤肥电瘦是央企与地方深层次利益博弈的结果。

“电价涨一分，煤价涨一块，卖电照样赔钱。”

有电价调整无疑会牵一发而动全身，电价上调之后，几乎所有商品生产成本都将出现不同程度上涨。在通胀预期本来就强烈的情况下，上调电价无疑会进一步增强通胀预期，加大整体物价上涨压力。另一方面，启动煤电联动可能会使煤价、电价陷入螺旋式上涨的怪圈，不利于改善社会分配，从而会加剧当前社会矛盾。

“煤炭市场化之后电力也需要进行配套改革。”

一位电监会官员认为只要配套改革跟上了，煤炭彻底市场化“算不上什么问题。”“改革需要上下游联合，这不但需要从发电、输电、配电改起，而且还要改革电力价格形成机制，让它按照市场规律来运转。“但电价不可能市场化。”

中国能源网首席信息官韩晓平表示，“因为有一个电网‘垄断’在里头。”“在供需相对缓和的情况下，目前的煤电矛盾还不会集中体现。”鉴于目前电力需求相对低迷，煤炭供给并不紧张，一旦经济形势好转，电力需要上扬，而煤炭价格又趋紧，“不排除火电企业的亏损会再创新高。”

2002年，国务院下发《电力体制改革方案》，即“5号文件”，定下了“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的电改四大步骤。厂网分开进展很顺利，五大发电集团和两大电网企业早已组建成功；2011年国庆长假前，中国能建集团和中国电建集团两大辅业集团的挂牌，标志着主辅分离工作也已基本结束；尽管业界对电网建设和设计机构留在电网内部颇有非议，但瑕不掩瑜。

而对下一步分割电网业务的“输配分开”，业界则一致表示挠头。

关于输配电，一位专家打比方说，“发电厂发出的电，通过输电网送到目的地。输电网就像高速公路；配电网再把输电网的电分成小包装，给各个用户送去，配电网就像市内的零担运输；输电网像树干，配电网就像树枝”。输配电收入是两大电网的主营收入来源，输配分开则是电力体制改革打破电网垄断的关键一环。要使得电网分割输电业务和配电业务，首要任务是理清输配电价。2010年国家发改委发布了《关于开展输配电价研究测算工作的通知》，要求各省成立输配电价研究测算小组，自2010年6月起启动全国范围内输配电价研究测算工作，2010年11月提交中期研究报告，2011年3月提交最终研究报告。

“各省都没完成，没有一个省提交报告。”2011年9月在长沙召开的全国电价工作座谈会上，国家发改委价格司有关负责人只好要求各省口头汇报；最后，全国各省（市区）发改委的物价部门和电网的省级分公司、子公司（简称网省公司）人员悉数到场，挨个发言。

各省汇报的输配电价测算的结果大相径庭，省和省之间差距巨大，有表示不到0.1元/度的，也有0.1元/度以上甚至超过0.2元/度的；有的省份，根本没有完成测算；而有几个省的物价局直接表示该项工作是电网企业代做，请网省公司人员代为汇报输配电价测算结果。

《政府制定价格成本监审办法》明确规定，“成本监审具体工作，由各级人民政府价格主管部门的成本调查机构组织实施”。“这就好比让狼自己决定要吃几只羊，当然结果是多多益善。”电监会一位官员说。“不改革压力太大，对电网企业发展也不利。”

国家发改委价格司一负责人在谈论推进输配电价改革时用了“坚定不移”这个词。他认为，“这其实是认识问题。电网企业担心在输配电价测算中吃亏，也有其道理；但目前的首要任务，还是输配电成本要透明”。

输配电成本如何透明，主要涉及诸多定价参数。“最关键的是参数怎么测算，怎么定的问题”。国家电网财务部主任李荣华说，折旧、运行维护费、职工薪酬、资本回报等参数都十分重要。国家电网拥有2.2万亿元资产，但目前主营业务利润每年才200亿元左右，净值收益率还不到2%。

李荣华认为，现行的购销电价差不合理，输配电价不到位；假如参数定得不合理，甚至要求一些网省公司降低输配电价，会挫伤电网企业的改革积极性。国家电网财务部价格处处长谭真勇建议，根据各地不同情况，取值范围应给予比较大的区间选择；另外，谭认为应先把平均的实际输配电价搞出来，而分电压等级、分用户的输配电价则没有意义。

之所以不分电压等级，是因为有些不好分，能不能算出来确实是问题。国网能源研究院总经济师李英说，“职工薪酬和税金难以分解到电压等级，而且也没有分解的必要；即使分解到电压等级，也很难判断其合理性”。

为了减少改革阻力，国家发改委价格司有关人士建议“老资产老成本，新资产新成本”，即改革初期把目标设为有限目标，存量和增量资产分开，不动或者少动电网既得利益。

对此，国家电网财务部有关人士提出，可不可以锁定2010年实际输配电价水平，对于2011年及以后的新增资产核定合理的参数，以解决历史和现实衔接问题。

若此建议通过，即意味着2010年以前的成本完全合理化，不再参加监审，只核定2011年之后新增资产的参数。有分析人士指出，不改存量，只改增量，保持既得利益，主要目的是为了减少改革阻力。

折旧费，是定价监审中重点审核的费用，也是此次争论的焦点。一些网省公司提出，折旧年限完全按照国家规定来不太合理，应统筹考虑固定资产的性质、实际使用情况和电网发展阶段，理由是“中国的电网资产因为先天后天条件、技术进步、更新换代等原因，经济使用寿命普遍低于国际水平，过低的管制折旧率政策，不符合电网发展实际”。

国家电网有关高管也表示，适当提高折旧率，比提高利润水平，更可以有效规避企业所得税对电价的影响，“每提高折旧率1个百分点，输配电价可降低2厘左右”。

除了折旧费之外，运行维护费也是此次热议的焦点。运行维护费包括材料费、修理费、职工薪酬等多种费用，是成本的另一重要部分。

电网高薪高福利的说法，在社会上流传已久。对于职工薪酬，多家网省公司人员表示，电网的人工成本是双轨制，实际从业的职工人数远多于定编职工，这些聘用人员工资以往都从劳务费中体现，造成实际成本高于账面成本，要求予以考虑。

在长沙会议上，国家电网公开称，电网企业技术、资本、人才密集，近年来劳动强度、工作负荷持续增加，人员素质改善，有必要适当提高薪酬水平。

“国家发改委提出的采用多行业‘社会平均工资’计算职工薪酬的办法，使得企业员工收入增长依赖其它行业收入增加，不利于激励企业员工提高劳动生产率，也不利于鼓励企业进一步压缩定员标准”。

另外，国家电网认为各地条件不同，运行维护水平存在较大差异，现阶段不宜划定统一的运行维护费用标准，“根据国内外对垄断行业运维费监管的经验，应该按照实际发生数据核定运行维护费水平，监审和披露分开”。另一个主要话题，是权益资本回报率。国家电网希望再提高目前的权益资本回报率，按长期国债利率加3~5个百分点确定，“便于上市融资和国有资本保值增值”。

国网能源研究院电价专家李成仁表示，国债利率是4%~5%，这个回报率水平远低于国际上确定的电网企业合理回报率水平，“国际上多数情况下都是在10%以上”。

长沙会议上，多家网省公司高管诉苦，称目前电价低、投资多、缺乏资金、微利甚至亏损……最后被国家发改委价格司有关领导打断：“输配电价不能贯彻的话，考虑电网的问题没门！”

数年前，国家发改委就在广东进行过输配电价改革试点，结果不了了之。国家发改委价格司有关人士总结试点失败的原因，认为主要是“当时体制改革不到位；再加上电网那段时间频繁在网省公司之间调拨资产；工作力度也不够大”等造成的。

去年启动的输配电价研究测算，也有诸多问题没有解决。国家电网认为，现有规定“偏重于对输配电成本进行约束，从紧认定有效资产范围，从低核定输配电成本标准，基本没有体现对电网企业的经营激励机制，不利于鼓励和引导电网企业主动加强成本控制”，“完备数据的获取和科学合理的测算方法，是当前面临的主要困难，希望放宽输配电价研究测算的时间要求”。

中国电力企业联合会相关人士表示，“输配电价没什么难的，就把有效资产核算一下，需要剥离的剥离；再明确审计、监管者和被监管者的关系”。

对电网提出的运行维护费核定方法，一发电企业资深人士表示非常担心：“其它行业中，单个企业可能不透明，但行业整体情况可以从多方面了解到；但电网不一样，都是一家买卖，它不给你运行维护费的各种数据，你就没有第二个来源”，“如果据实核定，它可能会把各种费用都塞进来，到底是不是合理，谁也不知道，信息来源只掌握在电网公司手中”。

也有业内人士表示，电网企业的一些诉求确有其合理性，“比如分电压等级核定，其实并不困难，是最简单的办法；但各地电网等级标准不一致，不能一刀切，要区别对待；有的地方输电业务220KV以下的算配电网，有的地方不发达、用电量小，110KV以下就算配电网，没有统一标准。如果按照电压等级一刀切，肯定不合适。”一位电力行业人士说。

中电联相关人士也表示，输配分开有很多现实问题无法解决，比如部分地区农网的配电本身很薄弱，存在严重的交叉补贴，“国家电网用富裕地区的收入来补贴落后地区，如果输配分开，落后地区的配电更没有人管了”。

电监会人士指出，2011年是“十二五”开局之年，明年将是电力体制改革启动十周年。经历了厂网分开后的快速发展，再经历了难产的主辅分离，目前又要面对更有挑战性的输配分开，“但是，独立的输配电价是整体电价改革绕不过去的坎儿”。

“输配电价不分开，大用户直购电无法执行。直购电是通过输电网，不经过配电网。不分开，大用户直购电还得付配电的价钱。”一位发电企业资深人士称，仅仅是个输配电价测算，就遇到如此多的困难，“足见改革进入了深水区”。

二、结构型电价应是方向关于电力体制改革，发改委价格司相关人士讲了一个段子：改革目标就像雪山，大家都能远远望到；但去雪山的路却云遮雾罩，不知如何才能到达。

中国的能源改革好似小脚老太,又像摸着石头过河……

近期，煤电问题引发高层关注，电价形成机制改革呼声渐高。在“主辅分离”收尾后，中国电力体制改革终于进入最为艰险的“输配分开”阶段；但“深水区”的改革，仅是输配电价的测算，就面临各方利益主体的轮番博弈。

电价改革一直是电力体制改革最为核心和敏感的环节，由于各种各样的原因，原计划于2003年启动的新一轮电价改革迟迟没有迈出实质性步伐。多年来，电价改革这个电力体制改革的核心，在煤电联动等一次次修修补补中蹒跚前进，诸多矛盾始终未得到彻底解决,反而愈加严重。占中国发电装机量70%的火电，被一些分析人士认为已到崩溃边缘。

在“十一五”期间，我国发电装机累计达到了9.6亿千瓦，仅2010年新增发电装机就达9127万千瓦。然而，据有关部门统计，全国火电机组闲置率高达40%，这就意味着，有近2.8亿千瓦火电设备都处于闲置状态。据此，有学者认为，部分发电企业的消极发电，也在一定程度上加剧了严重缺电局面的蔓延。

有分析认为,在这个时段缺电，主要是由于煤价比较高，发电企业长期亏损，没有发电意愿，导致发电能力不足和停机这种现象，这是现在这个时段造成缺电的一个比较主要的特征。

因此,电价改革要想获得真正的推动，不单单是电力改革的问题，还应该是整个能源市场改革、规划、推动的问题，按照市场规律和价格传导机制，电价涨了以后百姓认不认可？这才是真正的市场！现在能源严重短缺的情况下，很多高耗能的企业还在大力发展，而且还在要求政府维持低电价，这是不合理的，毕竟电力也是一种能源，而且是二次能源，电价自然会受到一次能源价格也就是成本价格的影响。因此，电价改革一定是整个能源市场的改革而不仅仅是电力市场的改革。

有分析认为，电荒将倒逼中国进行电价改革，煤电联动频率未来可能加快，但业内并不看好。业内人士普遍认为，解决“电荒”的治本之策仍在于推动煤电体制深层改革。种种迹象也表明，发改委正在为下一步深化煤电体制机制改革做好政策储备。

中国能源网首席信息官韩晓平说，19年前，自他开始从事电力投资咨询工作起，面临最为复杂的问题就是中国的电价结构，这是一个足以让人的头脑陷入疯狂的课题。你无论如何也无法向国际投资者说明白这个问题的来龙去脉，什么“一厂一价”、“一机一价”、“集资办电电价”、“超发电价”、“三产电价”等等，在一个电网中各个电厂、各类电源、各种投资方式和各种不同的投资主体形成了五花八门的电价结构，在各省电力局或大区电管局中，能够说明白的人几乎寥寥无几，最终能将账算清楚的更是少之又少，基本上都是一笔糊涂账。

在那个计划经济和市场经济双轨制的时代，在权利和利益纠葛不清的体制下，这笔“糊涂账”在企业之间、供需之间、消费者之间制造了太多的不公平，也为利益当事人创造了太多的“灰色乐土”。而这种项目电价审批机制几乎让所有的人都感到不改不行，其中最为荒谬的就是所谓“电价反算”机制，你的造价越高，融资成本越高，管理成本越高，电价就可能越高，这让大多外国投资者想起来就会忍不住发笑，就是这样一个与市场经济体制格格不入的项目电价审批体制，直到今天仍在有滋有味地运行着。

国家能源局王骏同志在去年就电力体制改革及电价机制改革写了万言长书，从“水火同价”问题引出了中国电力改革长期被搁置、问题淤积形成今天错综复杂的局面，以及中国为此承受的巨大资源、环境和社会代价，他还探索了走出困境的途径和办法。作为一个长期在主管电力行业部门工作的官员，直接揭露和抨击目前体制存在的病垢，他的勇气和责任感着实令人敬佩。

尽管王骏同志详细描述了电力价格体制层面问题的诟病，但他提出，根本的问题还在于体制自身。我们现在常常强调价格改革的重要性，将大量精力聚焦于所谓价格改革的“攻坚战”，却把市场主体的解放和市场机制的建立抛向九霄云外，这似乎有点本末倒置。王骏引述了国务院2003年批准的《电价改革方案》，基本思路是首先对电网企业实行单独定价，然后放开对发电价格和用电价格的政府管制，让发电企业与电力用户直接进行电力交易，通过讨价还价形成市场价格。也就是说，让发电企业和电力用户以及能够代理用户利益的地方供电企业进行有效、充分、多元化的交易，让市场配置资源，让供需双方在交易中确定价格、发供电的结构、供电可靠性比例，不要形成电网公司这样的强势越俎代庖。

其实，大家只要想一想当年的安徽凤阳小岗村的生产责任制改革，如果在那一次改革中我们将重点若不是放在解放农民，允许他们在完成上缴公粮之后可将多余粮食自行处置，喂鸡也好，喂猪也好，拿到自由市场销售也好，由农民自己决定；而是放在所谓价格改革上，这样的“改革”能否成功？

这一次推动“阶梯电价”改革，就弄巧成拙，教训深刻。本来“阶梯电价”机制是一种可以有效实现资源、环境公平的好办法，可以在国民中很好地树立节约意识和环境资源意识，但未曾想，改革征求意见方案一出台就被全国老百姓骂翻了天。人民网的“人民调查”中的投票结果显示，86.8%的投票者对此表示“担忧”，认为“可能增加百姓负担”；只有10%的人认为实施阶梯电价“很好，可以让大家有节约意识”。在“人民论坛”中，批评者的指责一浪高过一浪，好事办成这个样子真是让人哭笑不得。

这个“改革”应该总结的教训主要在两个方面：一是不该将改革与涨价混在一起。这些年几次将能源价格上调冠以“改革”之名，引起群众的诸多不满，似乎一提改革就是要“涨价”，因为每一次受益者都是央企中的少数几个“长子”。问题是涨了价非但没有改善这些企业的经营状况，反而进一步增强了他们不计成本、盲目扩张的亢奋之情。五大发电集团也好，电网公司也好，负债越来越多，利润越来越少，几乎成为公共财政的无底洞。二是应该放手让地方政府参与。中国这么大，情况千差万别，靠国家几个管价格的人，怎么可能为偌大的一个中国制定出适合各地情况的价格机制？你说110千瓦时的用电量覆盖70%的用户，数据是如何统计的？现在统计局连“房屋空置率”都统计不出来，你拿出的数据能有什么说服力？本来就应该“谁的孩子谁抱着”，放手让地方政府自己解决这个问题，中央政府做好裁判和指导工作，何必惹得老百姓将意见都对着自己。

现在为了上调电价将“阶梯电价”改革搬了出来，下一步又要涨价你搬什么？国家电网计划在“十二五”投资1.5万亿元，5000亿元建设特高压电网，5000亿元进行配网改造，5000亿元发展统一坚强智能电网，如果按5.56%的贷款利息十年还清，在国家电网公司供电区域的11亿人口每人每年要承担约178元，而下一个“十三五”还要投这么多。本该平均上网电价1.2元/千瓦时的太阳能光伏发电项目，五大发电公司却投标0.78元/千瓦时；本该1元/千瓦时的海上风电项目，央企只投资0.61元/千瓦时，只求规模，不讲效益，多少钱能够填平这些无底洞？

中国13亿人口，960万平方公里，这么大的一个用电市场，全成了中央财政的负担。电网建设地方竟然谁也不掏钱，上调电价谁也不同意，优化用电结构谁也不配合。农网改造要中央政府拿钱，城网改造也要中央政府出钱，在他们看来，反正电网和主要发电公司都是你中央的企业，不吃白不吃，吃了也白吃。

这也导致了发电企业和电网企业设备利用率和资产经营效率逐年降低，投资收益率难有提高。

如果不是胡锦涛主席代表中国政府在联合国大会上对世界庄严承诺，到2020年中国单位GDP温室气体排放将在2005年的水平上降低40%-45%的目标，目前这种既得利益格局或许还能再熬几年。但是，“十一五”节能减排目标完成的如此艰难，已经深刻说明我们不可能指望靠政府部门的几个官员和几家央企能让中国实现减排承诺。必须调动各级政府由衷的积极性，真正将责任承担起来；必须发挥各种所有制企业和广大人民群众创造力和参与意识，打一场“调结构，转方式”实现可持续发展的人民战争，才可能完成中国对人类的减排承诺。

电力改革近10年的停滞给我们最大的教训就是，我们没有能下更大的决心，没有面对困难的勇气。胡锦涛总书记几次告诫全党“不改革没有出路”！同样的问题，在中国电力行业不改革，能有出路吗？

日本是全球能源利用效率最高的国家之一，也是承受能源价格上涨能力最强的国家之一。尽管日本的各种能源价格都非常贵，但是据了解，日本家庭的能源支付额不一定比北京一个中产阶级家庭多出很多。

这主要得益于日本有一系列能够适应较高能源价格的机制、技术、体系和文化。

以日本家庭的电费机制为例，其与中国就完全不同。在日本，电费包括容量电费和电量电费，你装的电表容量大，家里使用的电器多就要多交容量电费，你要为电力公司为此增加的发电、输电、配电和供电设施承担更多的费用，不管用不用电都要交。在此基础上根据你的具体用电量交纳电量电费，而电量电费还要根据电网的峰谷差情况乘以峰谷系数，高峰用电更贵，而低谷较为低廉。

通过这样的“结构性电价”体制，不仅解决了每一个用户直接参与节约能源、节约投资、节约电费和需求侧管理等一系列问题，还大大降低了电网投资和网损问题，从而提高各种资源的利用效率，增加了双边的效益。

日本的电价经验对于中国来说有很强的借鉴意义。如果结构性电价在中国得以普及，那么，中国关于能源可持续发展的很多技术、机制都能得到发展。

比如“能效电厂”机制，就可以将节约下来的电力负荷作为一种有价值的资源进行出售并盈利，为节能和进行需求侧管理创造了基础。因此，结构型电价应是我国电价改革的方向。