电价严重扭曲:喊着市场化 却又用作调控

　　国内电力市场化改革12年来，电力市场虽然出现了很大的改观，但距电价改革的目标相距甚远。当年，政府提出电价改革的基本思路是：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(上网电价、输电电价、配电电价和终端销售电价)电价体系和相应的电价形成机制。同时，建立规范、透明和高效的电价监管制度。

　　遗憾的是，在行政审批手段下，现实的电价形成机制成了“管住两头，中间不管”。即上网电价、销售电价由政府审批，输配电价随销售电价与上网电价的价差变动而变动，尚未真正建立独立的输配电价形成机制。这与2002年电力体制改革方案提出，电价的形成机制应该是“放开两头，管住中间”的目标大相径庭。

　　去年11月，《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》再次提出，要推进水、石油、天然气、电力、交通、电信等领域价格改革，放开竞争性环节价格。其中，电力价格的改革明确指出将以“放开上网电价和销售电价、管住中间输配电价”为基本方向。与12年前电力体制改革的思路相比，如今的提法如出一辙。

　　事实上，目前国内电力定价仍旧处于由计划管理向市场化竞价上网的过渡阶段。未来如果不推动电网输配分开改革，实行竞价上网，而是依靠行政指令调整电价，以电价调整来代替电力改革，有人担心，那将陷入“面多加水，水多加面”的被动局面。

　　中国能源研究会副理事长周大地曾表示，如果现在电价管理模式不变，电力市场化改革不会取得真正的成效。其理由是，电价完全由国家定价，而且有各种社会性的加价，积累下的价格扭曲和经济评价体系失效，就越来越严重了。价格信号失灵，政绩评价体系不准，就导致我国经济投资拉动型的特点更加明显，在电价扭曲、各地投资冲动下，很多电力项目也很难说是优化的。

　　电价是电力体制改革的关键环节，也是敏感部位。我们希望能从国内电价的历史演变以及各方利益纠葛中，梳理出一张中国电价的真实图谱，对比《电价改革方案》的最初构想，观察如今国内的电价市场尚需要怎样的改变。

　　庞杂的电价

　　目前，国内外电力定价有两种模式：一种是成本加成模式，即《电力法》规定的“成本+利润+税金”的定价模式，这是市场经济国家电力工业垄断经营条件下的电力定价模式；另一种是竞争定价模式，即英美近期提倡的在电力工业发电和销售环节引入竞争机制，在电力市场上通过竞争确定电价。有业内人士指出，这两种定价模式都是市场经济条件下的定价模式，前者是垄断经营条件下的定价模式，后者是建立在电力竞争条件下的定价模式。

　　事实上，国内的电力定价机制是一个庞大而复杂的工程。上网电价、输配电价、销售电价以及各种建设基金构成了整个体系。单就上网电价而言，从上世纪80年代出现独立发电企业开始，国内上网电价机制大体经历了还本付息电价、经营期电价和标杆电价三个阶段。而现实中，则要比这些更为复杂。

　　还本付息电价，本质是以政府信用担保和行政计划手段，来保证新建机组和电厂的投资回报。在长期缺电的背景下，该政策沿袭了十几年。其导致的结果是，建造成本飙升、“一机一价、一厂一价”的乱象。为约束电力建设成本，上世纪90年代末，国家将还本付息电价改为“经营期电价”政策。

　　经营期电价将电价测算基于电厂的预计寿命，而不是基于还贷期。原国家计委以(计价格【2001】701号)文就规范电价管理有关问题发出通知，决定按发电项目经营期核定平均上网电价，其中火电经营期寿命均为20年；水电为30年。同时，设定的资本回报率为银行长期借贷利率加2到3个百分点；此外，各电厂的成本按照燃料类型、运行年限和机组容量设定各种标杆。

　　一般而言，在电力机组中火电是电能的主要形式。据统计，在全国发电机组中火电机组占到了总量的70%左右。根据成本定价的体制，火电电价构成的基本特点是，燃料成本占电价的比例较高，大约为50%。电煤市场的价格波动成为影响火电企业经营的最重要的因素。

　　国家能源局市场监管司副司长黄少中曾表示，“经营期电价有标杆电价的影子，算是其雏形。”这一政策使得发电建造成本的飙升态势有所收敛，但终究还是“一机一价”。不过，到2002年厂网分开之后，恰好又遇上“三年不上火电”带来的报复性电力短缺，各大新成立的发电集团拼了命地上项目，价格主管部门跟不上项目的节奏去一一核价，于是，在经营期电价存在6年之后的2004年，标杆电价随之出现。

　　标杆电价是从还本付息电价、经营期电价一路沿袭改良而来。实际上，标杆电价并不是还本付息电价和经营期电价的脱胎换骨，其本质还是政府定价。无论是“一机一价”、“一厂一价”、 还是“一省一价”都有两个相同的关键特征：一是歧视定价原则，不同的机组所得电价不同，已有的改革只是对定价歧视的程度和范围的改变；二是事后定价原则，“还本付息”电价是在每台机组建成之后再量身定做，标杆电价是基于历史平均建造成本，但会根据成本变化由政府不定期调整。

　　2004年火电分省标杆电价制度的实施，改变了以往还本付息电价和经营期电价制度下“高来高去、电价找齐”的成本无约束状态，遏制了建造成本飙升的态势，也改变了以往的个别定价机制和“事后定价机制”。通过提前向社会公布标杆电价，为投资者提供了明确的电价水平，稳定了投资者投资预期，为投资决策提供了价格信号。

　　但是随着燃料、运输成本不断上涨，迫使标杆电价不得不担当“煤电联动”的作用而要不断事后调整，从而使得标杆电价从“事前价格机制”又退化为“事后定价机制”，事实上失去了其作为投资决策价格信号的作用。

　　甚至有人称，标杆电价已经难以起到标杆的作用。“标杆”仍旧是行政性手段，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。

　　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，发电成本都各不相同；水电还准备按照各个水库不同的调节性能，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、燃用低硫煤等等；这么多种标杆电价，各省仍不尽相同。所以，标杆电价最多是个过渡性措施，是因电价改革滞后“不得已而为之”。

　　与此同时，近年来为了适应节能环保的需要，国家还专门出台了脱硫电价、可再生能源电价、小火电机组上网电价、峰谷丰枯电价等节能环保的电价政策。不难发现，未来还是应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。

　　最后的“领地”

　　有电力体制“改革派”之称的武建东，在其编写的《深化中国电力体制改革绿皮书》中提到，价格管制是目前电力配套改革中最滞后的领域。在这样的行政管制下，商品价格不能反映市场供需关系，致使企业缺乏主观能动性，整个电力工业的运行也时常陷入困境。

　　多年来，国内电价管制模式始终没有大的变化，上网电价和销售电价仍然都被严格管制。由于发电企业的上网电价和各类用户的销售电价，依照“成本+利润+税金”的原则由政府部门行政审批决定，“两头被堵死”，所以电力成本上涨的因素不能通过电价疏导。

　　这种定价机制不仅压抑了市场主体开拓电力市场的积极性，也使电力价格失去了反映和调节供求关系的应有功能。最明显的例子是，政府实行“煤电联动”政策，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，结果随着煤炭价格的上涨，引发了煤电价格脱离市场需求的轮番上涨。

　　行政手段另一个不容忽视的问题是，发电量按计划分配。目前，国内发电调度依然沿用计划经济时期的办法，由政府部门对各个机组分配发电量计划指标。不论发电方式和能耗环保水平，只要机组在电力调度机构有“户头”，就可以在年度计划中获得基本相同的发电利用小时数。

　　由于行政命令进行平均分配发电量，也出现了相应的问题。据业内人士指出，近年来，国内新上了大批大容量、高参数的发电机组，可以大幅度节约单位发电量对电煤的消耗。以100万千瓦的机组为例，每千瓦时发电平均煤耗只要280克，而5万千瓦机组的耗煤在400克以上。实际上，“平均分配”电量是间接鼓励高耗能的小火电机组的发展。这与国家节能减排、优化能源结构的方向背道而驰。

　　由于小机组多为地方所有，而大机组大部分属于大型发电集团，这也意味着地方政府更愿意保证地方所属机组的发电时间。实际上就是，以“小机组也得活”的理由，继续推行平均分配发电量。

　　与此同时，在具体执行中发电量按“计划内”与“计划外”被采用了不同的电价。计划内电量由电网公司按国家规定支付上网电价；超计划发电量部分，电网公司要求发电企业降价上网，而销售电价实际上没有变化。由于发电量的计划内和计划外之分，超计划发电部分电网要降价收购，后果是电煤价格上涨时，电厂多发电不仅不会多收益，还会增加亏损。这也导致了在“电荒”时期，很多电力企业不是开足马力生产，而是在完成计划电量后，“停机检修”不再发电。

　　另外，电力交易中“统购统销”也有计划的影子。发电企业的发电量由电网公司统一收购，再向用户统一销售，电网企业的收入主要来自购销之间的价差。这种盈利模式客观上为电网企业利用自然垄断优势，从发电企业或电力用户获取差价提供了条件。

　　按照2002年电力体制改革方案，电价的形成机制应该是“放开两头，管住中间”，即上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成；输、配电价由政府确定定价原则；销售电价以上述电价为基础形成，建立与上网电价联动的机制。

　　业界普遍认为，电网企业具有自然垄断特性，这是其作为输送电力工具的属性所决定。在国务院出台的《电价改革方案》中，对于电网企业确立合理的输配电价形成机制和有效监管方式，建立与输配网络业务相适应的独立价格形式，都有相应的说明。

　　目前的情况是，与 12年前电力体制改革的设计目标不同，电网企业已经完全超越了作为电力输送载体的功能。在《深化中国电力体制改革绿皮书》中，武建东将其称之为“超级电力公社”。国家电网[微博]公司聚合了我们整个电力体系的调度管理、电力输送、市场交易、技术准入的主导权，垄断着电力规划投资、价格成本的基本信息，形成了类似人民公社的“超级电力公社”。

　　此前，国家能源局副局长王禹民曾呼吁，电改亟待体制机制协同推进。他说，在政企分开、厂网分开已经实现的基础上，电力体制改革的节点已落在电网领域，应改变电网统购统销的运行体制，以出台独立输配电价为切入点，统筹推进输配电体制改革，同时加快理顺电价形成机制，推进电力体制发生变化。

　　王禹民认为，改变电网统购统销的运行体制，就是输电与售电分开，“输电的不卖电”，输电一方建好输电通道，收取“过路费”，用于电网建设与维护，售电一方负责卖电，参与市场交易。电价形成机制要进一步市场化，就应当由政府制定出台独立的输配电价，同时上网电价、销售电价要放开，在市场作用下最终确定销售电价。

　　折戟竞价

　　按照国办发【2003】62号文《电价改革方案》规定“各区域电力市场应选择符合本区域实际的竞价模式”。于是，国内开始了区域电力市场的电价竞价试验。由于东北电网是国内最早形成的跨省统一电网，电力供应相对宽松以及有相应的经验等原因，它成为国内最早进行模拟试点的区域。

　　东北区域电力市场开放发电市场，逐步允许发电权转让，开展全电量竞争，并建立电力期货、期权等电力金融市场，曾被看成是电力资本市场多元化变革的开始。

　　2004年1月到4月份，东北区域市场模拟运行采用的是“单一过渡式电价、有限电量竞争”，6月之后，则采用“两部制电价，全电量交易”。两部制电价的做法是，将电价分成容量电价和电量电价两部分，容量电价由政府制定，电量电价由市场竞争形成。这种模式的最大特点是容量电价可以为投资者提供部分收入保障，以对电力长期投资形成有效激励，并兼顾向新体制的平稳过渡。华东电力市场采取了单一制部分电量竞价模式，即一部分电量由市场竞争形成，另一部分电量价执行政府定价。

　　到了2005年试运行阶段，电煤市场化之后开始涨价，抬高了上网电价，但销售电价传导不出去，中间出现亏空，试验一度中止。最终，由于东北电网北部发电高价上网，南部用电低价销售的情况，致使东北电网公司16天亏损32亿。不幸的是，这块号称竞价上网的试验田最终戛然而止。

　　原国家电力公司计划投资部主任王信茂表示，这与当时国内电力价格机制以及市场规则不完善有很大的关系。事实上，地方政府对于价格的争论，尚未达成共识。这一点尤为明显：作为电力过剩的黑龙江、吉林省普遍认为，他们的电力输往辽宁，辽宁有责任涨电价，它们则不涨或少涨一点。而辽宁并则不同意，在他们看来辽宁帮助上述省份消纳了多余电力，不应承担更多责任。

　　同时，市场统一后，黑龙江、吉林的低价电将大量挤占辽宁市场，这必将威胁辽宁境内电源企业的生存。而电源企业一旦经营不善，其产业链条上游的煤炭、运输企业也将有所影响。尤其是一些历史包袱重、市场竞争力较差的老牌发电企业，则显得忧心忡忡。由此，双方地方政府僵持的结果，就是为新生的区域电力市场以及竞价上网，设置了一道障碍。

　　在很多人看来，东北电力市场停滞的直接原因是由于煤价上涨，煤电联动未能及时到位，发电企业企图通过直接提高交易报价消化煤价成本。事实上，深层原因则在于，市场规则尚未真正完善。按照《电力体制改革方案》中规定：“国家电力调度中心设在国家电网公司，区域电力调度中心设在区域电网公司，而各级交易中心设在相应的电力调度机构。”

　　也就是说，区域电力交易中心仍旧是国家电网的内设机构，和以前相比没有太大不同。发电企业的大买家仍然是国家电网，输电、配电、售电都在国家电网一家，反而容易形成新的垄断。无论电厂怎样努力，最终决定权仍在电网手中。这让发电企业难免心生质疑。

　　新的希望被寄托在了内蒙古“电力多边交易”市场的试点上，但其最终却是另一种结局。2010年5月，内蒙古“电力多边交易”市场正式启动运行，首次将用户作为市场购电主体纳入市场，参与竞争。由发电、用户、电网三方共同参与的内蒙古电力多边交易市场，在“发电侧和用户侧”引入双向竞争。这是国内正式运行的第一个电力多边交易市场，被视为电价市场化改革的重要突破。

　　然而，运行3个月之后，内蒙古电力多边交易被国家发改委以给了高能耗产业“优惠电价”为名叫停。根据国家发改委《关于整顿规范电价秩序的通知》，严禁以跨省、跨区电能交易以及开展电力市场单边、多边交易等形式，压低发电企业上网电价。

　　如今，华北电监局官网上仅公布了2010年5、6、7月内蒙古多边电力交易情况。与此同时，除福建大用户直接交易试点获批复之外，浙江、江苏、重庆等地的交易试点仍被冻结。

　　业内人士认为，无论如何在内蒙古开展多边交易是电力市场化的重要步骤。另外，多边交易规划的设计，与国内一些地区实施的“优惠电价”完全不同，只要操作得当、运行规范，提高高能耗企业竞价门槛，可以推进节能降耗，并提高电力资源的配置效率。

　　不过，多边交易模式三方市场参与主体，以协商或竞价的方式由购电和售电双方自行形成电价，打破了传统的“政府指导价”的定价方式。同时，这一试点首次将电力消费者作为购电主体进入市场，打破了电网公司独家购电的垄断格局。

　　呼唤改革

　　电力改革的关键在于电价改革。如今，深化改革电价形成机制已成当前业界普遍的呼声。目前，政府价格主管部门已经把“成本加成”的定价方式变成了政府定价，甚至把电价作为宏观经济调控手段，需要优惠的就降电价，需要惩罚的就加电价，使得电价严重扭曲。同时，电网公司应完成从“统购包销”到收取过网费的市场化改革。

　　在王信茂看来，电力市场化改革就是要在可竞争的发电和售电环节引入竞争，在自然垄断的电网环节加强政府监管，构建“放开两头、监管中间”的行业结构，这是大部分国家的做法，也是电力体制改革时所设定的目标。

　　有业内人士指出，深化电价体制改革应遵循“放开两头，管住中间”的原则：第一，国家职能部门应维护公平的市场竞争秩序，制定竞价规则；第二，对于相对市场化的发电侧上网电价与售电侧销售电价，不再由国家发展改革委审批决定，而是通过市场竞争自由实现，在发、售电侧形成有效竞争；第三，输配电网的价格及服务建立在自然垄断的基础上，要充分保护消费者利益，即由代表公共利益的有关行政部门，在考虑消费者电力需求价格弹性较小的情况下，通过有效的成本核定、组织价格听证会、根据输配电网的经营业务成本加上一定的利润率来决定输配电价，再经过国家审计部门核定最后确认。

　　与此同时，作为国内电力行业的权威部门，中电联也在两年前提出了具体的电价改革的路线图。2012年，在中国电力体制市场化改革10年之际，中电联编制了《电力工业“十二五”规划滚动研究报告》。其中，中电联提出了未来十年的电价改革路径：2011-2013年实施并完善煤电(气电)联动机制；发电上网实行两部制电价(分别按容量和电量两部分来计费的电价制度)；研究制定独立的输配电价实施细则，为独立的输配电价机制奠定基础，选择改革试点；继续开展大用户直供试点等。

　　2014年-2015年：发电上网全面推行两部制电价；全面推行独立的输配电价；扩大大用户直供范围；优化销售电价结构；开展中型电力用户直供试点。“十三五”期间，两部制电价由竞争形成，中型用户直接选择售电方，优化销售电价结构，实现中国特色的市场化电价机制。开展售电竞争试点。

　　中电联秘书长王志轩认为，上网电价要放松管制，通过竞争机制形成；输配电价要成本透明，建立独立的电价形成机制；销售电价要与上网电价和输配电价及时联动，最终完全通过市场竞争实现。同时，要形成各环节电价合理的比例关系。

　　总体而言，业界普遍认为电力市场化以及电价体制经过10多年的发展，所存在的问题已经严重制约了电力市场的健康发展。尤其是在价格管制和输配电价方面更为突出，如何打破和改善相应的问题无疑将是电价体制改革的重点所在。