中國儲能網訊：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(wěn)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(huán)節(jié)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(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(huán)節(jié)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(yōu)化的。
電價是電力體制改革的關鍵環(huán)節(jié)，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(guī)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(yè)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(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(fā)電企業(yè)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(guī)范電價管理有關問題發(fā)出通知，決定按發(fā)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(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(yè)經營的最重要的因素。
國家能源局市場監(jiān)管司副司長黃少中曾表示，“經營期電價有標桿電價的影子，算是其雛形?！边@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(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(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?！皹藯U”仍舊是行政性手段，是單獨以企業(yè)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(guī)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(fā)電成本都各不相同；水電還準備按照各個水庫不同的調節(jié)性能，分為日調節(jié)、周調節(jié)、月調節(jié)、季調節(jié)、年調節(jié)、多年調節(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，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(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(fā)電企業(yè)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(jié)供求關系的應有功能。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，國內發(fā)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(fā)電量計劃指標。不論發(fā)電方式和能耗環(huán)保水平，只要機組在電力調度機構有“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。
由于行政命令進行平均分配發(fā)電量，也出現了相應的問題。據業(yè)內人士指出，近年來，國內新上了大批大容量、高參數的發(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)化能源結構的方向背道而馳。
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”與“計劃外”被采用了不同的電價。計劃內電量由電網公司按國家規(guī)定支付上網電價；超計劃發(fā)電量部分，電網公司要求發(fā)電企業(yè)降價上網，而銷售電價實際上沒有變化。由于發(fā)電量的計劃內和計劃外之分，超計劃發(fā)電部分電網要降價收購，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。這也導致了在“電荒”時期，很多電力企業(yè)不是開足馬力生產，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)電量由電網公司統(tǒng)一收購，再向用戶統(tǒng)一銷售，電網企業(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，電價的形成機制應該是“放開兩頭，管住中間”，即上網電價由國家制定的容量電價和市場競價產生的電量電價組成；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形成，建立與上網電價聯(lián)動的機制。
業(yè)界普遍認為，電網企業(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。在國務院出臺的《電價改革方案》中，對于電網企業(yè)確立合理的輸配電價形成機制和有效監(jiān)管方式，建立與輸配網絡業(yè)務相適應的獨立價格形式，都有相應的說明。
目前的情況是，與 12年前電力體制改革的設計目標不同，電網企業(yè)已經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”。國家電網公司聚合了我們整個電力體系的調度管理、電力輸送、市場交易、技術準入的主導權，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、廠網分開已經實現的基礎上，電力體制改革的節(jié)點已落在電網領域，應改變電網統(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”，用于電網建設與維護，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，就應當由政府制定出臺獨立的輸配電價，同時上網電價、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)域電力市場應選擇符合本區(qū)域實際的競價模式”。于是，國內開始了區(qū)域電力市場的電價競價試驗。由于東北電網是國內最早形成的跨省統(tǒng)一電網，電力供應相對寬松以及有相應的經驗等原因，它成為國內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)電權轉讓，開展全電量競爭，并建立電力期貨、期權等電力金融市場，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，抬高了上網電價，但銷售電價傳導不出去，中間出現虧空，試驗一度中止。最終，由于東北電網北部發(fā)電高價上網，南部用電低價銷售的情況，致使東北電網公司16天虧損32億。不幸的是，這塊號稱競價上網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，這與當時國內電力價格機制以及市場規(guī)則不完善有很大的關系。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電源企業(yè)的生存。而電源企業(yè)一旦經營不善，其產業(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果，就是為新生的區(qū)域電力市場以及競價上網，設置了一道障礙。
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：“國家電力調度中心設在國家電網公司，區(qū)域電力調度中心設在區(qū)域電網公司，而各級交易中心設在相應的電力調度機構?！?
也就是說，區(qū)域電力交易中心仍舊是國家電網的內設機構，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，輸電、配電、售電都在國家電網一家，反而容易形成新的壟斷。無論電廠怎樣努力，最終決定權仍在電網手中。這讓發(fā)電企業(yè)難免心生質疑。
新的希望被寄托在了內蒙古“電力多邊交易”市場的試點上，但其最終卻是另一種結局。2010年5月，內蒙古“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、電網三方共同參與的內蒙古電力多邊交易市場，在“發(fā)電側和用戶側”引入雙向競爭。這是國內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，內蒙古電力多邊交易被國家發(fā)改委以給了高能耗產業(yè)“優(yōu)惠電價”為名叫停。根據國家發(fā)改委《關于整頓規(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)上網電價。
如今，華北電監(jiān)局官網上僅公布了2010年5、6、7月內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之外，浙江、江蘇、重慶等地的交易試點仍被凍結。
業(yè)內人士認為，無論如何在內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)劃的設計，與國內一些地區(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，打破了電網公司獨家購電的壟斷格局。
呼喚改革
電力改革的關鍵在于電價改革。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濟調控手段，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，電網公司應完成從“統(tǒng)購包銷”到收取過網費的市場化改革。
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，在自然壟斷的電網環(huán)節(jié)加強政府監(jiān)管，構建“放開兩頭、監(jiān)管中間”的行業(yè)結構，這是大部分國家的做法，也是電力體制改革時所設定的目標。
有業(yè)內人士指出，深化電價體制改革應遵循“放開兩頭，管住中間”的原則：第一，國家職能部門應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)電側上網電價與售電側銷售電價，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，在發(fā)、售電側形成有效競爭；第三，輸配電網的價格及服務建立在自然壟斷的基礎上，要充分保護消費者利益，即由代表公共利益的有關行政部門，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、根據輸配電網的經營業(yè)務成本加上一定的利潤率來決定輸配電價，再經過國家審計部門核定最后確認。
與此同時，作為國內電力行業(yè)的權威部門，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，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)化銷售電價結構；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)化銷售電價結構，實現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；銷售電價要與上網電價和輸配電價及時聯(lián)動，最終完全通過市場競爭實現。同時，要形成各環(huán)節(jié)電價合理的比例關系。
總體而言，業(yè)界普遍認為電力市場化以及電價體制經過10多年的發(fā)展，所存在的問題已經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的問題無疑將是電價體制改革的重點所在。
