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电价改革开弓提速

来源：中电投集团公司江西分公司 作者：时间：2009-05-19 17:58:08 【字体：大中小】

从全局看，用电量恢复还需一段时间，电力供需仍较缓和。

关于大用户直购电改革，中国电力企业联合会专职顾问叶荣泗有着切身的体会。他曾在安徽看到，这边是小电厂，那边是造纸厂，电厂不能直接给造纸厂供电，电厂电量得先上网，由电网加价后再卖给造纸厂，结果迫使造纸厂自建自备电厂。

这影响太糟糕了，他想，大用户直购电试点为什么不能推开？

有此想法的不止叶荣泗一人，有些老专家也不是呼吁了一年两年了。

电力具有公共产品属性，“时机”之于改革就像水之于鱼。

4月，据《能源》杂志了解，国家电力监管委员会（下称“国家电监会”）和国家发展改革委员会（下称“国家发展改革委”）就有关电价改革和电力市场建设达成了初步共识，其基本提法是，以电力市场建设为平台，以电价改革为核心，以大用户直购电为突破口，积极稳妥推进电力市场建设。

对于输配电价成本独立核定，国家价格部门正在紧锣密鼓地制订方案，并制定成本监审办法。相关部门将主要考虑以双边交易为思路，以培育市场机制为重点，以自主协商和集中报价撮合方式来实现准入用户与发电企业直接购电。

中国能源网信息总监韩晓平认为，上述做法是对我国电力体制改革的一种探索和尝试。由于目前主管部门无法按原有路径推动电力改革，我国又正好出现了短暂的电力过剩，为防止发电企业资金链断裂，决策层允许一些高耗能大用户直购电。

“对该措施的解读要注意两点：一，不要影响我国节能减排成效；二，即使实行了直购电，有些大用户的产品还需要卖得出去。大用户直购电是一种迂回的战术，不是解决问题的‘总攻’。”韩晓平对《能源》杂志称。

突破口

加大投入的同时还要进行改革，在全球经济危机影响渐深、国内经济增速略有放缓的当下，这是各方专家之于决策层的建议。

然而，对于国内市场化改革走得最慢、同时公共服务性又很强的电力行业，何时改？怎样改？

据国家电监会最新数据，尽管国内用电量依旧是负位运行，但从一季度的情况看，连续大幅的下滑态势已经遏止，处于底部企稳、夯实阶段。国家电监会总监谭荣尧称，根据各项情况分析，随着各项宏观经济政策逐步到位，预计二季度或稍晚些时候，国内社会用电量可望结束负增长局面。

之前很多专家认为，我国经济发展速度慢下来后，电网又有充足的备用电量时，正是进行电价改革的最佳时机。现在改革，会不会有些晚？

“从全局看，用电量恢复还需一段时间，电力供需仍较缓和。”相关专家称。

3月5日，国务院温总理在政府工作报告中指出：“2009年将继续深化电价改革，逐步完善上网电价、输配电价和销售电价形成机制，适时理顺煤电价格关系。”这是中国政府工作报告中第一次对电价改革作出明确表述。随后相关部门的上述措施陆续展开。

韩晓平认为，以大用户直购电为突破口进行电价改革是可行的，具有时效性。

始于2002年的我国电力体制改革，在厂网分开后一直未有实质性进展。按原来的电改思路，国家级的电网公司最终将变成类似高速公路公司式的主体。而在地方，“谁的路谁修”。各省电力公司交给地方，省、县二级政府都与其签协议，然后进行需求侧管理。

现在地方政府只能看到电量和电价，发电设备利用小时等细节数据很难拿到，而没有这些数据，就很难明晰各环节成本，更无法进行需求侧管理。

不能进行需求侧管理，有些地方对控制高耗能产业发展就略显乏力。

“现在国家号召上万亿的投资谁来投？必须要地方政府跟进。而电力改革就是要调动包括地方政府在内的各个主体的积极性，地方政府发展起来了，中小企业繁荣了，促进就业也不成问题，”韩晓平称，当前形势下，相关部门已不再局限于调动电网公司一家的积极性。

一旦大用户直购电能广泛推行，大用户与发电厂直接签协议并进行长期合作，发电厂的购煤价格就可以顺势长期锁定，三方长期协议交易机制亦可建立。

发电厂有了长期稳定的“下家”，采购会趋向稳定；煤炭企业有了长期稳定的“下家”，贷款、再生产都从长期着眼，成本也有可能下降，当前困扰业界多时的“煤电顶牛”现象也可破解。

然而，业界仍有不少争议认为，大用户直购电试点会使部分高耗能行业生产成本降低，可能会客观加速这些行业的反弹。

“大用户直购电不是用来解决根本问题的，”韩晓平称，最理想的状态是主管部门借全球经济危机、国内经济增速略有放缓的时机理顺各种关系，虽然目前来看相关政策还未一步到位，但这是一种尝试。

前传

据福建省人民政府发展研究中心朱四海向《能源》杂志介绍，我国在1985年以前实行全国统一管理的电价制度。

1985年，为了缓解长期缺电局面、加速电力建设、搞活电力工业，国务院决定把国家统一建设电力和统一电价的办法，改为鼓励地方、部门和企业投资建设电厂，并对部分电力实行多种电价的办法。与当时的经济体制相适应，电力行业相继形成了指令性和指导性两种电量和两种电价；由于允许电力企业利用议价燃料发电并执行“燃运加价”，电价的价格杠杆作用开始显现。

1990年以后，新建电厂普遍实行“还本付息电价”，即按个别成本加税金和合理利润确定电价，保障电厂投资者在相对较短时间内（一般为10年）偿还贷款本金和利息、并获得较高的投资回报，出现了“一厂一价、一机一价、同网同质不同价”现象。

由于电厂是以财务上可偿还债务的价格向电网售电，在电力短缺时代，投资电厂无任何风险，还本付息电价促进了电力投资，1991—1995年我国电力连续5年投产容量超过1000万千瓦，成为同期世界上投产容量最多的国家。但由于资金来源、建设地点、建设方式的差异，加上缺乏有效的投资成本约束和经营成本控制，导致不同电厂的电价水平相差很大。

1998年以后，随着电力供需矛盾的缓解，为克服还本付息电价的弊端，新建电厂开始改为“经营期电价”，将按发电项目还贷需要核定还贷期的还本付息电价改为按发电项目经营期核定平均上网电价。根据原国家计委于2001年下发的《关于规范电价管理有关问题的通知》（计价格[2001]701号），电厂的成本按省级电网内同时期建设的同类型技术先进的发电机组的社会平均成本核定（即标杆上网电价），开始实现同类电厂上网电价相同。

历史地看，我国电力直到1998年才告别短缺、实现低水平均衡。1998年以前，电力主要矛盾是供给不足，投融资体制改革和还本付息电价形成机制极大地调动了投资积极性、解放了电力生产力，同时也形成了小火电盲目发展、资源配置劣化、上网电价同网同质不同价等负面效果。

某权威人士曾举过一个例子。上海石洞口一厂120万千瓦的装机，供电煤耗350克，由于设备是国产的，上网电价较低。石洞口二厂是先进的超临界机组，供电煤耗300克，由于应用进口设备，上网电价较高。

“如果竞价上网的话，二厂是竞争不过一厂的。”上述人士称，类似情况国内还有很多，许多老电厂煤耗很高，但是经过长期运行，设备也快折旧完了，上网电价很低。

朱四海认为，电价形成机制的核心是电价主导权。我国长期的基于“电价形成要有利于引导投资”的思维定势使得电价反映的是生产者主权。2002年厂网分开后，“竞价上网”的制度设计又使得电价形成进入了“流通者主权”时代。

按他的定义，独立发电商、电网服务商、电能批发商、零售商和消费者共同构成了电能商品的流通价值链。在“单一购买者”市场模式下，垄断竞争的市场结构使得电网企业客观上拥有了流通主导权，并凭借流通主导权促使流通价值链上的其它市场主体为自己的市场行为服务，形成“我有市场不怕你不就范”的市场扭曲。

“因此，电价形成机制必须协调电网服务商与独立发电商的利益关系，关注独立发电商的流通主权，构造竞争合作的电力业态，并促进电力市场模式向批发竞争模式、零售竞争模式演进。”朱四海称。大用户直购电试点即出于此。

然而理论与实践的结合总是需要时间和时机。

美国在其区域电力市场中对发售电侧均实施了市场竞争，尤其在发电侧采用节点电价体系来决定电价；英国早期采用电力库模式集中竞价，目前采用大量双边合同和短期现货合同交易结合的模式来决定电价。

我国电力行业长期实行发输配售一体的经营模式，使得厂网分开后的相关制度和规则几乎样样靠摸索。

部分业界人士认为，国务院办公厅印发《电价改革方案》和国家发展改革委发布几个电价管理办法后，我国销售电价改革的方向已大致明确，只是具体的电价制度没有设计出来。

大用户直购电涉及发输售三个环节，对中央决策层而言，下一步电价改革的关键是核定合理的输配电价。

而由于大用户直购电跨过了竞价上网环节，且未提出要输配彻底分开，只是要求国家电网和地方电网提供一些成本数据等。

这种做法并不激烈。

弓箭手

要达到韩晓平所说的“总攻”，还需要哪些准备呢？

《能源》杂志记者在采访中了解到，目前业界较为认可的一种观点是，已故电力专家陈望祥此前曾提到，当前，电价改革核心不在于“电价市场化”，而应改革电价管理体制。

我国电力管制机构已经进行了三次大调整。据业内专家介绍，第一次调整是在上世纪80年代中期，集资办电热潮打破了电力资产所有权和经营权高度集中的局面。第二次是1997年国家电力公司挂牌成立，1998年电力部被撤销，而后组建国家经贸委电力司。第三次调整从2002年开始，电力工业走向市场化改革，作为电力市场化改革的一项配套措施，国家对电力工业管理体制进行改革，国家电监会成立。

目前，我国电力监管职能分散在不同的政府部门。理论上，监管属于政府微观行政行为，国家电监会可对垄断环节的价格、投资、服务质量和普遍服务进行监管，但目前电力监管的核心职能（价格、投资）不在国家电监会。

《电力监管条例》规定：“国务院价格主管部门、国务院电力监管机构依照法律、行政法规和国务院的规定，对电价实施监管。”

据业内人士介绍，电价管理职责分工的总体原则是，已经走向市场的环节，主要由国家电监会负责监管；需要政府审批的电价，原则上需要国家电监会进行定价机制监管，国家发展改革委确定价格。

依据新的电价改革方案，电价被划分为上网电价、输电电价、配电电价和终端销售电价，竞争性的发电、售电价格逐步由市场竞争形成，而垄断性的输、配电价格则由政府制定。

国外发达国家通常赋予电监会完整的、独立的电价监管权，但“中国有具体的国情，有些事情必须由其他部门参与才能办。” 某电力专家表示。

例如，国务院办公厅2006年下发的《关于完善差别电价政策的意见》（国办发〔2006〕77号）将电解铝、铁合金、电石、烧碱、水泥、钢铁、黄磷、锌冶炼等8个高耗能产业的企业区分为淘汰类、限制类、允许和鼓励类，实行差别电价政策，将淘汰类企业电价提高到比目前高耗能行业平均电价高50%左右的水平，提价标准由现行的0.05元调整为0.20元；对限制类企业的提价标准由现行的0.02元调整为0.05元。

由于涉及行业众多，这在我国，必须经过国家发展改革委等部门的配合才能达成。

而国家电监会本身的职能承接能力也待提升。据朱四海介绍，目前国家电监会只在6个区域和11个省设立派出机构，在其它省（市、区）以及所有省以下行政区域都没有分支机构。

与之对比，国家保监会在全国各省、直辖市、自治区、计划单列市设有35个派出机构（监管局），国家证监会在省、自治区、直辖市和计划单列市设立36个证券监管局，以及上海、深圳证券监管专员办事处。且与证监会、保监会的主要监管业务在城市不同，电力监管业务涵盖城乡，6个区域电监局难以有效监管其余20个省级电力市场，城市电监办工作压力大，疲于应付日常事务。

朱四海曾建议，应该改变地方电力监管机构设置以区域电力监管局为主的格局。建议变“城市电监办”为“省级电监局”，并在省以下建立完整的电力监管组织体系（基层组织）：在地市一级设立监管分局（作为省级电监局的派出机构），以及在监管工作量比较大的县一级建立监管办事处。

对于该提议，国家电监会相关人士对《能源》杂志记者表示，目前国家电监会下的省级电监局一级尚待完善，因此短期不可能在省以下建立完整的电力监管组织体系（基层组织）。

“由于《电力法》一直没有得到修改，《电力监管条例》授予国家电监会的法律依据不足，特别是在供电营业区划分、供电营业许可证管理等方面出现法律与法规的冲突”，朱四海称。

（信息来源《能源》刘松柏摘）