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電價改革何時能趨于理性

來源：能源雜志 | 0評論 | 4717查看 | 2014-06-10 10:29:00

　　中國電價如同亂麻一般纏繞在電力改革的巨輪上。幾乎盡人皆知定價弊政來自于審批怪力，但為何打破壁壘回到常識會如此艱難？

　　國內電力市場化改革12年來，電力市場雖然出現了很大的改觀，但距電價改革的目標相距甚遠。當年，政府提出電價改革的基本思路是：在穩步推進電力體制及電力市場改革的基礎上，建立清晰的、分環節的（上網電價、輸電電價、配電電價和終端銷售電價）電價體系和相應的電價形成機制。同時，建立規范、透明和高效的電價監管制度。

　　遺憾的是，在行政審批手段下，現實的電價形成機制成了“管住兩頭，中間不管”。即上網電價、銷售電價由政府審批，輸配電價隨銷售電價與上網電價的價差變動而變動，尚未真正建立獨立的輸配電價形成機制。這與2002年電力體制改革方案提出，電價的形成機制應該是“放開兩頭，管住中間”的目標大相徑庭。

　　去年11月，《中共中央關于全面深化改革若干重大問題的決定》再次提出，要推進水、石油、天然氣、電力、交通、電信等領域價格改革，放開競爭性環節價格。其中，電力價格的改革明確指出將以“放開上網電價和銷售電價、管住中間輸配電價”為基本方向。與12年前電力體制改革的思路相比，如今的提法如出一轍。

　　事實上，目前國內電力定價仍舊處于由計劃管理向市場化競價上網的過渡階段。未來如果不推動電網輸配分開改革，實行競價上網，而是依靠行政指令調整電價，以電價調整來代替電力改革，有人擔心，那將陷入“面多加水，水多加面”的被動局面。

　　中國能源研究會副理事長周大地曾表示，如果現在電價管理模式不變，電力市場化改革不會取得真正的成效。其理由是，電價完全由國家定價，而且有各種社會性的加價，積累下的價格扭曲和經濟評價體系失效，就越來越嚴重了。價格信號失靈，政績評價體系不準，就導致我國經濟投資拉動型的特點更加明顯，在電價扭曲、各地投資沖動下，很多電力項目也很難說是優化的。

　　電價是電力體制改革的關鍵環節，也是敏感部位。我們希望能從國內電價的歷史演變以及各方利益糾葛中，梳理出一張中國電價的真實圖譜，對比《電價改革方案》的最初構想，觀察如今國內的電價市場尚需要怎樣的改變。

龐雜的電價

　　目前，國內外電力定價有兩種模式：一種是成本加成模式，即《電力法》規定的“成本+利潤+稅金”的定價模式，這是市場經濟國家電力工業壟斷經營條件下的電力定價模式；另一種是競爭定價模式，即英美近期提倡的在電力工業發電和銷售環節引入競爭機制，在電力市場上通過競爭確定電價。有業內人士指出，這兩種定價模式都是市場經濟條件下的定價模式，前者是壟斷經營條件下的定價模式，后者是建立在電力競爭條件下的定價模式。

　　事實上，國內的電力定價機制是一個龐大而復雜的工程。上網電價、輸配電價、銷售電價以及各種建設基金構成了整個體系。單就上網電價而言，從上世紀80年代出現獨立發電企業開始，國內上網電價機制大體經歷了還本付息電價、經營期電價和標桿電價三個階段。而現實中，則要比這些更為復雜。

　　還本付息電價，本質是以政府信用擔保和行政計劃手段，來保證新建機組和電廠的投資回報。在長期缺電的背景下，該政策沿襲了十幾年。其導致的結果是，建造成本飆升、“一機一價、一廠一價”的亂象。為約束電力建設成本，上世紀90年代末，國家將還本付息電價改為“經營期電價”政策。

　　經營期電價將電價測算基于電廠的預計壽命，而不是基于還貸期。原國家計委以（計價格【2001】701號）文就規范電價管理有關問題發出通知，決定按發電項目經營期核定平均上網電價，其中火電經營期壽命均為20年；水電為30年。同時，設定的資本回報率為銀行長期借貸利率加2到3個百分點；此外，各電廠的成本按照燃料類型、運行年限和機組容量設定各種標桿。

　　一般而言，在電力機組中火電是電能的主要形式。據統計，在全國發電機組中火電機組占到了總量的70%左右。根據成本定價的體制，火電電價構成的基本特點是，燃料成本占電價的比例較高，大約為50%。電煤市場的價格波動成為影響火電企業經營的最重要的因素。

　　國家能源局市場監管司副司長黃少中曾表示，“經營期電價有標桿電價的影子，算是其雛形。”這一政策使得發電建造成本的飆升態勢有所收斂，但終究還是“一機一價”。不過，到2002年廠網分開之后，恰好又遇上“三年不上火電”帶來的報復性電力短缺，各大新成立的發電集團拼了命地上項目，價格主管部門跟不上項目的節奏去一一核價，于是，在經營期電價存在6年之后的2004年，標桿電價隨之出現。

　　標桿電價是從還本付息電價、經營期電價一路沿襲改良而來。實際上，標桿電價并不是還本付息電價和經營期電價的脫胎換骨，其本質還是政府定價。無論是“一機一價”、“一廠一價”、還是“一省一價”都有兩個相同的關鍵特征：一是歧視定價原則，不同的機組所得電價不同，已有的改革只是對定價歧視的程度和范圍的改變；二是事后定價原則，“還本付息”電價是在每臺機組建成之后再量身定做，標桿電價是基于歷史平均建造成本，但會根據成本變化由政府不定期調整。

　　2004年火電分省標桿電價制度的實施，改變了以往還本付息電價和經營期電價制度下“高來高去、電價找齊”的成本無約束狀態，遏制了建造成本飆升的態勢，也改變了以往的個別定價機制和“事后定價機制”。通過提前向社會公布標桿電價，為投資者提供了明確的電價水平，穩定了投資者投資預期，為投資決策提供了價格信號。

　　但是隨著燃料、運輸成本不斷上漲，迫使標桿電價不得不擔當“煤電聯動”的作用而要不斷事后調整，從而使得標桿電價從“事前價格機制”又退化為“事后定價機制”，事實上失去了其作為投資決策價格信號的作用。

　　甚至有人稱，標桿電價已經難以起到標桿的作用。“標桿”仍舊是行政性手段，是單獨以企業成本為基礎的人為安排，是一種不考慮用電戶需求情況的單向規定。

　　事實上，只要考慮成本因素，標桿電價就要設為多種，像水電、火電、核電，發電成本都各不相同；水電還準備按照各個水庫不同的調節性能，分為日調節、周調節、月調節、季調節、年調節、多年調節；火電要分為脫硫、不脫硫、燃用高硫煤、燃用低硫煤等等；這么多種標桿電價，各省仍不盡相同。所以，標桿電價最多是個過渡性措施，是因電價改革滯后“不得已而為之”。

　　與此同時，近年來為了適應節能環保的需要，國家還專門出臺了脫硫電價、可再生能源電價、小火電機組上網電價、峰谷豐枯電價等節能環保的電價政策。不難發現，未來還是應加快電價市場化改革進程，盡快轉為由市場供需關系形成電價。

最后的“領地”

　　有電力體制“改革派”之稱的武建東，在其編寫的《深化中國電力體制改革綠皮書》中提到，價格管制是目前電力配套改革中最滯后的領域。在這樣的行政管制下，商品價格不能反映市場供需關系，致使企業缺乏主觀能動性，整個電力工業的運行也時常陷入困境。

　　多年來，國內電價管制模式始終沒有大的變化，上網電價和銷售電價仍然都被嚴格管制。由于發電企業的上網電價和各類用戶的銷售電價，依照“成本+利潤+稅金”的原則由政府部門行政審批決定，“兩頭被堵死”，所以電力成本上漲的因素不能通過電價疏導。

　　這種定價機制不僅壓抑了市場主體開拓電力市場的積極性，也使電力價格失去了反映和調節供求關系的應有功能。最明顯的例子是，政府實行“煤電聯動”政策，用行政規定將高度市場化的煤炭價格和全面管制下的電力價格綁在一起，結果隨著煤炭價格的上漲，引發了煤電價格脫離市場需求的輪番上漲。

　　行政手段另一個不容忽視的問題是，發電量按計劃分配。目前，國內發電調度依然沿用計劃經濟時期的辦法，由政府部門對各個機組分配發電量計劃指標。不論發電方式和能耗環保水平，只要機組在電力調度機構有“戶頭”，就可以在年度計劃中獲得基本相同的發電利用小時數。　　

　　由于行政命令進行平均分配發電量，也出現了相應的問題。據業內人士指出

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