电价改革何时能趋于理性
来源：能源杂志 | 0评论 | 4799查看 | 2014-06-10 10:29:00
中国电价如同乱麻一般缠绕在电力改革的巨轮上。几乎尽人皆知定价弊政来自于审批怪力，但为何打破壁垒回到常识会如此艰难？
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
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