中國儲能網(wǎng)訊：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(nèi)電力市場化改革12年來，電力市場雖然出現(xiàn)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(wěn)步推進電力體制及電力市場改革的基礎(chǔ)上，建立清晰的、分環(huán)節(jié)的（上網(wǎng)電價、輸電電價、配電電價和終端銷售電價）電價體系和相應(yīng)的電價形成機制。同時，建立規(guī)范、透明和高效的電價監(jiān)管制度。
遺憾的是，在行政審批手段下，現(xiàn)實的電價形成機制成了“管住兩頭，中間不管”。即上網(wǎng)電價、銷售電價由政府審批，輸配電價隨銷售電價與上網(wǎng)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(yīng)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(guān)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(lǐng)域價格改革，放開競爭性環(huán)節(jié)價格。其中，電力價格的改革明確指出將以“放開上網(wǎng)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(nèi)電力定價仍舊處于由計劃管理向市場化競價上網(wǎng)的過渡階段。未來如果不推動電網(wǎng)輸配分開改革，實行競價上網(wǎng)，而是依靠行政指令調(diào)整電價，以電價調(diào)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(xiàn)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(jīng)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(dǎo)致我國經(jīng)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(yōu)化的。
電價是電力體制改革的關(guān)鍵環(huán)節(jié)，也是敏感部位。我們希望能從國內(nèi)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(gòu)想，觀察如今國內(nèi)的電價市場尚需要怎樣的改變。
龐雜的電價
目前，國內(nèi)外電力定價有兩種模式：一種是成本加成模式，即《電力法》規(guī)定的“成本+利潤+稅金”的定價模式，這是市場經(jīng)濟國家電力工業(yè)壟斷經(jīng)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(yè)發(fā)電和銷售環(huán)節(jié)引入競爭機制，在電力市場上通過競爭確定電價。有業(yè)內(nèi)人士指出，這兩種定價模式都是市場經(jīng)濟條件下的定價模式，前者是壟斷經(jīng)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(nèi)的電力定價機制是一個龐大而復(fù)雜的工程。上網(wǎng)電價、輸配電價、銷售電價以及各種建設(shè)基金構(gòu)成了整個體系。單就上網(wǎng)電價而言，從上世紀80年代出現(xiàn)獨立發(fā)電企業(yè)開始，國內(nèi)上網(wǎng)電價機制大體經(jīng)歷了還本付息電價、經(jīng)營期電價和標桿電價三個階段。而現(xiàn)實中，則要比這些更為復(fù)雜。
還本付息電價，本質(zhì)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(dǎo)致的結(jié)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(shè)成本，上世紀90年代末，國家將還本付息電價改為“經(jīng)營期電價”政策。
經(jīng)營期電價將電價測算基于電廠的預(yù)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(guī)范電價管理有關(guān)問題發(fā)出通知，決定按發(fā)電項目經(jīng)營期核定平均上網(wǎng)電價，其中火電經(jīng)營期壽命均為20年；水電為30年。同時，設(shè)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(shè)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(jù)統(tǒng)計，在全國發(fā)電機組中火電機組占到了總量的70%左右。根據(jù)成本定價的體制，火電電價構(gòu)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(yè)經(jīng)營的最重要的因素。
國家能源局市場監(jiān)管司副司長黃少中曾表示，“經(jīng)營期電價有標桿電價的影子，算是其雛形。”這一政策使得發(fā)電建造成本的飆升態(tài)勢有所收斂，但終究還是“一機一價”。不過，到2002年廠網(wǎng)分開之后，恰好又遇上“三年不上火電”帶來的報復(fù)性電力短缺，各大新成立的發(fā)電集團拼了命地上項目，價格主管部門跟不上項目的節(jié)奏去一一核價，于是，在經(jīng)營期電價存在6年之后的2004年，標桿電價隨之出現(xiàn)。
標桿電價是從還本付息電價、經(jīng)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(jīng)營期電價的脫胎換骨，其本質(zhì)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(guān)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(jù)成本變化由政府不定期調(diào)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(jīng)營期電價制度下“高來高去、電價找齊”的成本無約束狀態(tài)，遏制了建造成本飆升的態(tài)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(wěn)定了投資者投資預(yù)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(lián)動”的作用而要不斷事后調(diào)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(jīng)難以起到標桿的作用?！皹藯U”仍舊是行政性手段，是單獨以企業(yè)成本為基礎(chǔ)的人為安排，是一種不考慮用電戶需求情況的單向規(guī)定。
事實上，只要考慮成本因素，標桿電價就要設(shè)為多種，像水電、火電、核電，發(fā)電成本都各不相同；水電還準備按照各個水庫不同的調(diào)節(jié)性能，分為日調(diào)節(jié)、周調(diào)節(jié)、月調(diào)節(jié)、季調(diào)節(jié)、年調(diào)節(jié)、多年調(diào)節(jié)；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(yīng)節(jié)能環(huán)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(wǎng)電價、峰谷豐枯電價等節(jié)能環(huán)保的電價政策。不難發(fā)現(xiàn)，未來還是應(yīng)加快電價市場化改革進程，盡快轉(zhuǎn)為由市場供需關(guān)系形成電價。
最后的“領(lǐng)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(lǐng)域。在這樣的行政管制下，商品價格不能反映市場供需關(guān)系，致使企業(yè)缺乏主觀能動性，整個電力工業(yè)的運行也時常陷入困境。
多年來，國內(nèi)電價管制模式始終沒有大的變化，上網(wǎng)電價和銷售電價仍然都被嚴格管制。由于發(fā)電企業(yè)的上網(wǎng)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(dǎo)。
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(diào)節(jié)供求關(guān)系的應(yīng)有功能。最明顯的例子是，政府實行“煤電聯(lián)動”政策，用行政規(guī)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(jié)果隨著煤炭價格的上漲，引發(fā)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(fā)電量按計劃分配。目前，國內(nèi)發(fā)電調(diào)度依然沿用計劃經(jīng)濟時期的辦法，由政府部門對各個機組分配發(fā)電量計劃指標。不論發(fā)電方式和能耗環(huán)保水平，只要機組在電力調(diào)度機構(gòu)有“戶頭”，就可以在年度計劃中獲得基本相同的發(fā)電利用小時數(shù)。
由于行政命令進行平均分配發(fā)電量，也出現(xiàn)了相應(yīng)的問題。據(jù)業(yè)內(nèi)人士指出，近年來，國內(nèi)新上了大批大容量、高參數(shù)的發(fā)電機組，可以大幅度節(jié)約單位發(fā)電量對電煤的消耗。以100萬千瓦的機組為例，每千瓦時發(fā)電平均煤耗只要280克，而5萬千瓦機組的耗煤在400克以上。實際上，“平均分配”電量是間接鼓勵高耗能的小火電機組的發(fā)展。這與國家節(jié)能減排、優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)的方向背道而馳。
由于小機組多為地方所有，而大機組大部分屬于大型發(fā)電集團，這也意味著地方政府更愿意保證地方所屬機組的發(fā)電時間。實際上就是，以“小機組也得活”的理由，繼續(xù)推行平均分配發(fā)電量。
與此同時，在具體執(zhí)行中發(fā)電量按“計劃內(nèi)”與“計劃外”被采用了不同的電價。計劃內(nèi)電量由電網(wǎng)公司按國家規(guī)定支付上網(wǎng)電價；超計劃發(fā)電量部分，電網(wǎng)公司要求發(fā)電企業(yè)降價上網(wǎng)，而銷售電價實際上沒有變化。由于發(fā)電量的計劃內(nèi)和計劃外之分，超計劃發(fā)電部分電網(wǎng)要降價收購，后果是電煤價格上漲時，電廠多發(fā)電不僅不會多收益，還會增加虧損。這也導(dǎo)致了在“電荒”時期，很多電力企業(yè)不是開足馬力生產(chǎn)，而是在完成計劃電量后，“停機檢修”不再發(fā)電。
另外，電力交易中“統(tǒng)購統(tǒng)銷”也有計劃的影子。發(fā)電企業(yè)的發(fā)電量由電網(wǎng)公司統(tǒng)一收購，再向用戶統(tǒng)一銷售，電網(wǎng)企業(yè)的收入主要來自購銷之間的價差。這種盈利模式客觀上為電網(wǎng)企業(yè)利用自然壟斷優(yōu)勢，從發(fā)電企業(yè)或電力用戶獲取差價提供了條件。
按照2002年電力體制改革方案，電價的形成機制應(yīng)該是“放開兩頭，管住中間”，即上網(wǎng)電價由國家制定的容量電價和市場競價產(chǎn)生的電量電價組成；輸、配電價由政府確定定價原則；銷售電價以上述電價為基礎(chǔ)形成，建立與上網(wǎng)電價聯(lián)動的機制。
業(yè)界普遍認為，電網(wǎng)企業(yè)具有自然壟斷特性，這是其作為輸送電力工具的屬性所決定。在國務(wù)院出臺的《電價改革方案》中，對于電網(wǎng)企業(yè)確立合理的輸配電價形成機制和有效監(jiān)管方式，建立與輸配網(wǎng)絡(luò)業(yè)務(wù)相適應(yīng)的獨立價格形式，都有相應(yīng)的說明。
目前的情況是，與 12年前電力體制改革的設(shè)計目標不同，電網(wǎng)企業(yè)已經(jīng)完全超越了作為電力輸送載體的功能。在《深化中國電力體制改革綠皮書》中，武建東將其稱之為“超級電力公社”。國家電網(wǎng)公司聚合了我們整個電力體系的調(diào)度管理、電力輸送、市場交易、技術(shù)準入的主導(dǎo)權(quán)，壟斷著電力規(guī)劃投資、價格成本的基本信息，形成了類似人民公社的“超級電力公社”。
此前，國家能源局副局長王禹民曾呼吁，電改亟待體制機制協(xié)同推進。他說，在政企分開、廠網(wǎng)分開已經(jīng)實現(xiàn)的基礎(chǔ)上，電力體制改革的節(jié)點已落在電網(wǎng)領(lǐng)域，應(yīng)改變電網(wǎng)統(tǒng)購統(tǒng)銷的運行體制，以出臺獨立輸配電價為切入點，統(tǒng)籌推進輸配電體制改革，同時加快理順電價形成機制，推進電力體制發(fā)生變化。
王禹民認為，改變電網(wǎng)統(tǒng)購統(tǒng)銷的運行體制，就是輸電與售電分開，“輸電的不賣電”，輸電一方建好輸電通道，收取“過路費”，用于電網(wǎng)建設(shè)與維護，售電一方負責賣電，參與市場交易。電價形成機制要進一步市場化，就應(yīng)當由政府制定出臺獨立的輸配電價，同時上網(wǎng)電價、銷售電價要放開，在市場作用下最終確定銷售電價。
折戟競價
按照國辦發(fā)【2003】62號文《電價改革方案》規(guī)定“各區(qū)域電力市場應(yīng)選擇符合本區(qū)域?qū)嶋H的競價模式”。于是，國內(nèi)開始了區(qū)域電力市場的電價競價試驗。由于東北電網(wǎng)是國內(nèi)最早形成的跨省統(tǒng)一電網(wǎng)，電力供應(yīng)相對寬松以及有相應(yīng)的經(jīng)驗等原因，它成為國內(nèi)最早進行模擬試點的區(qū)域。
東北區(qū)域電力市場開放發(fā)電市場，逐步允許發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)讓，開展全電量競爭，并建立電力期貨、期權(quán)等電力金融市場，曾被看成是電力資本市場多元化變革的開始。
2004年1月到4月份，東北區(qū)域市場模擬運行采用的是“單一過渡式電價、有限電量競爭”，6月之后，則采用“兩部制電價，全電量交易”。兩部制電價的做法是，將電價分成容量電價和電量電價兩部分，容量電價由政府制定，電量電價由市場競爭形成。這種模式的最大特點是容量電價可以為投資者提供部分收入保障，以對電力長期投資形成有效激勵，并兼顧向新體制的平穩(wěn)過渡。華東電力市場采取了單一制部分電量競價模式，即一部分電量由市場競爭形成，另一部分電量價執(zhí)行政府定價。
到了2005年試運行階段，電煤市場化之后開始漲價，抬高了上網(wǎng)電價，但銷售電價傳導(dǎo)不出去，中間出現(xiàn)虧空，試驗一度中止。最終，由于東北電網(wǎng)北部發(fā)電高價上網(wǎng)，南部用電低價銷售的情況，致使東北電網(wǎng)公司16天虧損32億。不幸的是，這塊號稱競價上網(wǎng)的試驗田最終戛然而止。
原國家電力公司計劃投資部主任王信茂表示，這與當時國內(nèi)電力價格機制以及市場規(guī)則不完善有很大的關(guān)系。事實上，地方政府對于價格的爭論，尚未達成共識。這一點尤為明顯：作為電力過剩的黑龍江、吉林普遍認為，他們的電力輸往遼寧，遼寧有責任漲電價，它們則不漲或少漲一點。而遼寧并則不同意，在他們看來遼寧幫助上述省份消納了多余電力，不應(yīng)承擔更多責任。
同時，市場統(tǒng)一后，黑龍江、吉林的低價電將大量擠占遼寧市場，這必將威脅遼寧境內(nèi)電源企業(yè)的生存。而電源企業(yè)一旦經(jīng)營不善，其產(chǎn)業(yè)鏈條上游的煤炭、運輸企業(yè)也將有所影響。尤其是一些歷史包袱重、市場競爭力較差的老牌發(fā)電企業(yè)，則顯得憂心忡忡。由此，雙方地方政府僵持的結(jié)果，就是為新生的區(qū)域電力市場以及競價上網(wǎng)，設(shè)置了一道障礙。
在很多人看來，東北電力市場停滯的直接原因是由于煤價上漲，煤電聯(lián)動未能及時到位，發(fā)電企業(yè)企圖通過直接提高交易報價消化煤價成本。事實上，深層原因則在于，市場規(guī)則尚未真正完善。按照《電力體制改革方案》中規(guī)定：“國家電力調(diào)度中心設(shè)在國家電網(wǎng)公司，區(qū)域電力調(diào)度中心設(shè)在區(qū)域電網(wǎng)公司，而各級交易中心設(shè)在相應(yīng)的電力調(diào)度機構(gòu)?！?
也就是說，區(qū)域電力交易中心仍舊是國家電網(wǎng)的內(nèi)設(shè)機構(gòu)，和以前相比沒有太大不同。發(fā)電企業(yè)的大買家仍然是國家電網(wǎng)，輸電、配電、售電都在國家電網(wǎng)一家，反而容易形成新的壟斷。無論電廠怎樣努力，最終決定權(quán)仍在電網(wǎng)手中。這讓發(fā)電企業(yè)難免心生質(zhì)疑。
新的希望被寄托在了內(nèi)蒙古“電力多邊交易”市場的試點上，但其最終卻是另一種結(jié)局。2010年5月，內(nèi)蒙古“電力多邊交易”市場正式啟動運行，首次將用戶作為市場購電主體納入市場，參與競爭。由發(fā)電、用戶、電網(wǎng)三方共同參與的內(nèi)蒙古電力多邊交易市場，在“發(fā)電側(cè)和用戶側(cè)”引入雙向競爭。這是國內(nèi)正式運行的第一個電力多邊交易市場，被視為電價市場化改革的重要突破。
然而，運行3個月之后，內(nèi)蒙古電力多邊交易被國家發(fā)改委以給了高能耗產(chǎn)業(yè)“優(yōu)惠電價”為名叫停。根據(jù)國家發(fā)改委《關(guān)于整頓規(guī)范電價秩序的通知》，嚴禁以跨省、跨區(qū)電能交易以及開展電力市場單邊、多邊交易等形式，壓低發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電價。
如今，華北電監(jiān)局官網(wǎng)上僅公布了2010年5、6、7月內(nèi)蒙古多邊電力交易情況。與此同時，除福建大用戶直接交易試點獲批復(fù)之外，浙江、江蘇、重慶等地的交易試點仍被凍結(jié)。
業(yè)內(nèi)人士認為，無論如何在內(nèi)蒙古開展多邊交易是電力市場化的重要步驟。另外，多邊交易規(guī)劃的設(shè)計，與國內(nèi)一些地區(qū)實施的“優(yōu)惠電價”完全不同，只要操作得當、運行規(guī)范，提高高能耗企業(yè)競價門檻，可以推進節(jié)能降耗，并提高電力資源的配置效率。
不過，多邊交易模式三方市場參與主體，以協(xié)商或競價的方式由購電和售電雙方自行形成電價，打破了傳統(tǒng)的“政府指導(dǎo)價”的定價方式。同時，這一試點首次將電力消費者作為購電主體進入市場，打破了電網(wǎng)公司獨家購電的壟斷格局。
呼喚改革
電力改革的關(guān)鍵在于電價改革。如今，深化改革電價形成機制已成當前業(yè)界普遍的呼聲。目前，政府價格主管部門已經(jīng)把“成本加成”的定價方式變成了政府定價，甚至把電價作為宏觀經(jīng)濟調(diào)控手段，需要優(yōu)惠的就降電價，需要懲罰的就加電價，使得電價嚴重扭曲。同時，電網(wǎng)公司應(yīng)完成從“統(tǒng)購包銷”到收取過網(wǎng)費的市場化改革。
在王信茂看來，電力市場化改革就是要在可競爭的發(fā)電和售電環(huán)節(jié)引入競爭，在自然壟斷的電網(wǎng)環(huán)節(jié)加強政府監(jiān)管，構(gòu)建“放開兩頭、監(jiān)管中間”的行業(yè)結(jié)構(gòu)，這是大部分國家的做法，也是電力體制改革時所設(shè)定的目標。
有業(yè)內(nèi)人士指出，深化電價體制改革應(yīng)遵循“放開兩頭，管住中間”的原則：第一，國家職能部門應(yīng)維護公平的市場競爭秩序，制定競價規(guī)則；第二，對于相對市場化的發(fā)電側(cè)上網(wǎng)電價與售電側(cè)銷售電價，不再由國家發(fā)展改革委審批決定，而是通過市場競爭自由實現(xiàn)，在發(fā)、售電側(cè)形成有效競爭；第三，輸配電網(wǎng)的價格及服務(wù)建立在自然壟斷的基礎(chǔ)上，要充分保護消費者利益，即由代表公共利益的有關(guān)行政部門，在考慮消費者電力需求價格彈性較小的情況下，通過有效的成本核定、組織價格聽證會、根據(jù)輸配電網(wǎng)的經(jīng)營業(yè)務(wù)成本加上一定的利潤率來決定輸配電價，再經(jīng)過國家審計部門核定最后確認。
與此同時，作為國內(nèi)電力行業(yè)的權(quán)威部門，中電聯(lián)也在兩年前提出了具體的電價改革的路線圖。2012年，在中國電力體制市場化改革10年之際，中電聯(lián)編制了《電力工業(yè)“十二五”規(guī)劃滾動研究報告》。其中，中電聯(lián)提出了未來十年的電價改革路徑：2011-2013年實施并完善煤電（氣電）聯(lián)動機制；發(fā)電上網(wǎng)實行兩部制電價（分別按容量和電量兩部分來計費的電價制度）；研究制定獨立的輸配電價實施細則，為獨立的輸配電價機制奠定基礎(chǔ)，選擇改革試點；繼續(xù)開展大用戶直供試點等。
2014年-2015年：發(fā)電上網(wǎng)全面推行兩部制電價；全面推行獨立的輸配電價；擴大大用戶直供范圍；優(yōu)化銷售電價結(jié)構(gòu)；開展中型電力用戶直供試點?！笆濉逼陂g，兩部制電價由競爭形成，中型用戶直接選擇售電方，優(yōu)化銷售電價結(jié)構(gòu)，實現(xiàn)中國特色的市場化電價機制。開展售電競爭試點。
中電聯(lián)秘書長王志軒認為，上網(wǎng)電價要放松管制，通過競爭機制形成；輸配電價要成本透明，建立獨立的電價形成機制；銷售電價要與上網(wǎng)電價和輸配電價及時聯(lián)動，最終完全通過市場競爭實現(xiàn)。同時，要形成各環(huán)節(jié)電價合理的比例關(guān)系。
總體而言，業(yè)界普遍認為電力市場化以及電價體制經(jīng)過10多年的發(fā)展，所存在的問題已經(jīng)嚴重制約了電力市場的健康發(fā)展。尤其是在價格管制和輸配電價方面更為突出，如何打破和改善相應(yīng)的問題無疑將是電價體制改革的重點所在。
