王骏:中国电价改革何去何从

中国1996年颁布的《电力法》就规定“同网同质同价”，但这个最基本的电价原则在发电领域一直没有执行。中国的发电价格至今都要由审批决定。审批主要内容是成本和利润，成本高的批给高电价，成本低的批给低电价。任何发电企业成本和利润的增加都需申报审批，然后以“宏观调控”的名义在全社会提涨销售电价，称之“顺价”或“疏导电价矛盾”，最后都“顺”到电力消费者身上去消化。供电紧缺时急需“顺价”，供电宽松时又是“疏导电价矛盾”的大好时机，所以不论形势好坏，电价走势从来都单边上扬，这违反了市场规律。这是许多地区占全部用电量85％左右的工业和商业用电实际支付的可比价格水平已高于美国等发达国家的原因。

近几年电力业大力呼吁，建议尽快实行“水火同价”。这其实是推行电力价格市场化形成机制的代名词，是建议遵从经济规律，而不是说要把水电价格审批得跟火电价格一样高。

宣传“水火同价”，是在与“电价改革就会导致销售电价上涨”的危言遥相呼应。无独有偶，“改革就会涨价”这个缺乏科学道理的论断，与十年前的“厂网分开就没人投资建电厂了，全国都会严重缺电”的著名警句同出一辙。说穿了，是在用大幅度提涨销售电价的前景，对整个电力行业市场化改革“将军”。

1．不同方式所生产的电力都是商品

各种不同发电方式所生产的电力，都是同样的商品，给使用者带来的效用相同，从消费者那里能够讨到的价格必然就是相同的。因为用户是在消费“电力”这种商品，而不是消费煤炭、天然气、水、核材料等原料。至于成本高低，对从事竞争性业务的企业来说，完全是自己产品竞争力的问题，用不着行政部门管。即使商品成本没有任何变化，也常常会因消费需求变化引起市场价格变化，而与发电方式和成本并无直接关系。如果行政管理者过于热心地为竞争性企业的成本和盈利操心，按照发电方式及其不同成本，分门别类地审批、规定价格，虽然工作既重要又热闹，但违反了经济科学的规律，结果会造成市场供求关系扭曲。

2．上网电价实行同网同质同价

《电力法》中的“上网电价实行同网同质同价”，已经朴素地表达了这个道理。国务院2003年批准的《电价改革方案》，基本思路也是首先对电网企业单独定价，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。这样，电力作为同一种商品，在市场里的价格自然就会是相同的。当然，风电、光伏发电等新能源在一定发展阶段还需要政府在市场价格基础上给予政策扶持。

至于有些电厂因技术特点所限，在发电时间和出力大小方面“不由自主”，不应属于电能质量问题，能够上网运行的电力，物理参数都是相同的。国际上成熟的电力市场并不存在“垃圾电”这类歧视性概念，因为只要实行“分时计价”就可看出，在同一计价时段内，是所有发电机组共同提供的电力电量满足了电力供应，因而该时段内每度电的贡献是相同的，缺一不可。在某一时段，不能说是最后加入的那台发电机组才满足了最高电力负荷需求。所以，“同时同价”比“同质同价”表达更为清晰，因为它更直接地反映出电这种商品在时间过程中稀缺程度的变化。

电力尽管具有“产供用”三个环节在同一瞬时发生的特点，但并不改变某种商品对于消费者的效用相同，其市场价格有相同的科学规律。正是基于这个规律，英、澳、美、欧盟等早已建立了发达的电力市场，有些已经发展到取消电网企业作为单一购买方的“竞价上网”办法，代之以全部电量都由发电商与用电户或配电商签订各类购电合同、自行商定电价的高级阶段。经营输电网络的企业不再被允许“买卖电力”，而只能做“传输电力”业务，这使电力成为一种高度市场化的普通商品，显著地提高了电力系统整体效率和经济性。

中国电力工业市场化改革于2000年前后起步，然而，厂网分开后，电力体制改革的核心任务--电价市场化形成机制改革却止步不前。当今世界上已没有几个国家还像我们一样，在发电和用电环节这样典型的市场竞争领域，仍由行政审批来规定全部发电电价和用电电价，将市场上时刻变化的电力供求关系牢牢罩在审批制度之内。而对最该尽快实行政府单独定价单独监管的电网环节，在十年后的今天，却依然处于“全部电力的惟一购买方和销售方”的垄断地位，所有收入都来自发电企业上网电价和终端用户电费之间价差，这是一种落后模式，将我们与世界先进电力管理体制的距离越拉越远。

现在，中国的电价改革“千呼万唤不出来”，电力是商品的概念甚至都开始“被模糊”。改革不进则退，不少水电站被规定，江河里的水，流过不同的水轮机所发出的电量要执行不同的上网电价。在这样的环境下，只有想方设法做大成本去讨要电价了。

现在业界听到最多的是：“只要把水电电价提高一两分钱，就能解决许多移民困难。”这种天真的建议的出发点是希望加快水电发展，但客观效果却是夯实计划体制基础，在市场竞争领域内继续对商品价格实行行政管理、依赖官员裁量、按照成本定价的模式。

原能源部老部长黄毅诚在最近发表的《核电定价机制必须改革》的文章中谈到：“最最重要的一条，就是要改变现在核电价格的制定办法，不能谁的造价高，谁就能卖高价电。”因实行按项目的成本审批定价，导致人为抬高工程造价的现象在全国盛行，中国电力行业在上世纪90年代已经历过，常规火电厂每千瓦造价曾经向匪夷所思的8000元攀升！给国家造成了难以估量的巨大经济损失。

3．标杆电价最多是过渡性措施：

如果审批确定具有一定代表性的“分类标杆电价”，比起过去的“一厂一机一价”，似乎是个进步。但关键是，“标杆”仍旧是单独以企业成本为基础的人为安排，是一种不考虑用电户需求情况的单向规定。所以，“标杆”无法反映市场上时刻变化的电力供需关系。事实上，只要考虑成本因素，标杆电价就要设为多种，像水电、火电、核电，发电成本各不相同；水电还准备按各水库的调节性能，分为日调节、周调节、月调节、季调节、年调节、多年调节；火电要分为脱硫、不脱硫、燃用高硫煤、燃用低硫煤、水冷、空冷、供热、凝汽、常规锅炉、循环流化床锅炉；核电要分新的、老的、进口的、国产的、轻水冷却的、重水冷却的；这么多种标杆电价，还规定了每个省各不相同，标杆总数还需再乘以30……这与过去的“一厂一价”有多大区别？可见，标杆电价最多是过渡性措施，是因电价改革滞后“不得已而为之”。还是要加快电价市场化改革进程，尽快转为由市场供需关系形成电价。若将过渡性措施作为常态管理和运行方式，或者用人为制定的、以成本审批为特征的“标杆电价”改头换面代替电价市场化形成机制，实不可取。

4．成本定价成为节能减排之累

发电环节成本定价模式，既浪费能源又污染环境，对国家的节能减排战略有重大负面影响。

一方面，由于每台发电机组运行的年度利用小时数是计算其发电成本的主要参数，为了执行审定的发电成本，迄今仍必须给各类各台发电机组平均分配发电量年度计划指标。也就是说，在实时电力调度中，高煤耗燃煤机组发电量计划指标尚未完成时，先进节能机组要减发让路；燃煤火电厂发电量计划尚未完成时，水电要弃水、核电要压减负荷。仅因执行这种与成本定价模式配套的计划发电调度方式，使中国电力系统生产同样的发电量，每年白白多烧煤炭近一亿吨。而国务院2007年批准试点的《节能发电调度办法》，也因没有改变成本定价模式，至今无法推行。

另一方面，烟气脱硫是燃煤电厂整体运行中的一个流程，建设和运行脱硫装置本来是火电企业必须遵守的行业规范。然而，对燃煤电厂的环保管理不是采用国际通行方式--根据火电厂运行实际排放烟气中的含硫量处以罚款，多排放多罚款，少排放少罚款，反而是增设一道行政审批程序，对各火电厂建设的各种类型的脱硫装置单独审核、额外加价，只要有脱硫装置，就能再多得几分钱电价，烧高硫煤还可得到更高电价。加价费用每年数百亿元，要由全体消费者“顺价”买单。这样的环保价格政策，尽管彰显了行政审批权力，却让排放污染物的发电方式得到远高于清洁电力的价格。由于加价与脱硫装置运行的可用率和实际排硫业绩并无关联，发电企业为节省运营费用会不定期的关闭脱硫设施，消费者增加了支出却难以收到减排实效。

电价如何改

市场竞争领域中的成本定价机制是水电的悲哀，作为水电移民管理办法改革的前提条件，电力定价模式首先需要尽快改革。

1， 改革国有电力企业经营业绩考核办法

严格区别对竞争性发电业务和自然垄断性电网业务的不同考核方式，对前者考核单位资产利润率，即考核其经济效益；对后者考核单位资产输、配电量，即考核其经营效率。不应考核国有发电企业的“资产总量排名”“发电装机总量排名”等“纸老虎”指标，还应避免“资产总量末位淘汰”这类可能促使发电企业非理性发展的政策；不应考核电网企业的盈利水平，因为垄断企业的盈利当由国家规定和控制，不是越多越好。

2， 确定输电，配电过网电价：

在不改变电网原有物理联结格局和发展规划的前提下，区分面向电力资源配置的输电设施和面向用户供电的配电设施的不同功能，划小电网企业财务核算单位，按照“合理成本加规定利润”的规则，并通过在同类企业之间进行资产量、输配电量和运营效率的横向比较，对各级电网企业分别实行单独定价，确定并公布其年度准许收入总量和相应的输电、配电所有路径的过网电价。国家对电网企业单独定价的结果，主要应体现：充分保证各级电网企业正常经营和发展建设所需要的合理、充足和稳定的收入，并使之与发电企业和电力用户的交易情况脱钩，与电力供求关系形成的发电和用电价格隔离。

目前在输配电价改革方面，国家既定的“划小电网企业财务核算单位、从而实现政府对各级电网企业分别单独定价”这项最为关键的工作多年来一直未启动，而在2006年、2007年两次以正式文件颁布“分省电网输配电价标准”，公布了各省电网企业经营每千瓦时电量的平均输配电价约在0.09元至0.13元上下，但并未说明该标准如何付诸实施；标准与电网企业的实际运营效率、结算上网电价、销售电价实际执行情况和售电现金实际收入总量等财务运行情况之间关系如何；没有划分各大区域、各省、各市县电网企业的成本和利润率；特别是在国务院做出的“主辅分开”决策尚未难完成的情况下，该标准并未反映出电网企业的设计施工等辅业及“三产多经”的成本和利润在其中的总量和比重；电力监管部门对标准实施中监管情况如何；电网企业、发电企业和电力用户对此意见如何。如果这些情况都不清楚，已经颁布的标准是根据什么制定的？出台这些标准的用途是什么？如果这些情况都清楚了，那么是否意味着国家对各级各地电网企业单独定价这场“改革攻坚战”在三年前已经结束，只差信息公开了？这些问题是需要负责任地回答的。

3， 用电户与发电及输电企业签订购电合同

以完成上述两方面工作为前提，按照用电户的电压等级和用电变压器容量，从高到低，逐级限期，规定由用电户与发电企业通过直接交易，签订各类购电合同，自行确定电力、电量和电价。所签合同交付电力调度机构执行后，由用户按国家规定向电网企业缴纳过网费。较低电压等级的零散用电户可委托相关配电企业代签与发电商的购电合同，并由地方政府监管。电监会《关于印发《跨省跨区电能交易基本规则（试行）》通知2013年1月1日执行

需要反复强调的：包括试点工作在内，开展电力直接交易的前提条件，必须是完成对各个电网企业的单独定价和单独监管。实际上这也是发展新能源等分布式能源和智能电网、微电网的必要条件。过去的实践已经证明，如果不能做到将电网企业的收入与发电企业和电力用户的交易情况相隔离，“竞价上网”“大用户直购电”等所谓的电价改革，都会演变成一出出“从电网那里讨些便宜电”的闹剧，刚刚起步的太阳能发电等分布式能源亦将受到制约，造成浪费。

4，建议取消销售电价中诸如三峡基金及南水北调重大水利建设基金、农网还贷资金、水库移民后期扶持资金、可再生能源电价等名目繁多的各类附加收费，让终端电价真切地反映市场供求。同时，将上述所需资金来源全部转为在化石燃料发电量环节或全社会化石燃料燃烧量环节征收环境影响税，向国际主流思路靠拢：多排放多收税，少排放少收税，不排放不收税，鼓励节能减排，支持清洁电力。

我们需要把国家调控经济的宏观措施，诸如利率、税收、进出口政策等用好用足，而不宜对商品价格直接施加人为安排。因为价格仅仅是商品供需情况的反映，性质上属于一种信号，拿它作为调控手段或“杠杆”，会使市场供求信号扭曲失真。

通过上述电价改革，以项目经济性取决于市场商业电价水平作为水电项目开发建设的前提和边界条件，对水电建设中的水库移民安置办法按“以人为本、因地制宜”的原则全面改革，彻底改变以往在僵化的计划指标体系下，脱离实际、大而化之、敷衍了事的移民工作方式。不再实行全国统一的水电站水库移民搬迁安置经济补偿标准等“一刀切”的计划指标体系。

市场竞争领域中的价格管制是中国经济生活中传统计划体制的最后一块领地。实践证明，在这样的管制下，商品价格不能反映市场供需关系，建设项目经济可行性的边界条件难以确定，作为市场主体的企业缺乏主观能动性，不但水电无法再发展，整个电力工业运行也每每陷入危机。2008年的“煤电联动”，用行政规定将高度市场化的煤炭价格和全面管制下的电力价格绑在一起，结果引发两者脱离市场需求轮番上涨，险些将能源系统推到崩溃的边缘，教训十分深刻。

电价改革是电力体制改革的核心任务，而党中央和国务院做出的改革决策，却因各利益体的阻力，至今无法推行。反观电力体制改革迈出的第一步，厂网分开取得巨大的经济社会效益，大家当然可以感到，能源工业一旦实行市场机制，将给中国经济注入多么大的活力和动力！也正因如此，业界上下拭目以待：电价改革，何去何从。

（作者系国家能源局新能源与可再生能源司司长）