電價應當怎么改

金融危機使能源供需矛盾得到緩和，為能源行業解決包括電價改革在內的一些深層次矛盾提供了重要機遇

業內極為關注的2009年“煤炭產運需銜接會”(下稱銜接會)以破裂收場，表明“計劃電價”所導致的矛盾和問題，已到了難以調和的地步。從1998年到2008年，電力和煤炭產業經歷了兩個輪回，而“市場煤”(煤炭市場定價)和“計劃電”(電價計劃管制)的體制格局依然如故?！懊弘娒堋钡牟粩嗌墸斐蓛r格信號的嚴重扭曲，已對中國的經濟運行產生了嚴重影響。

2008年上半年，中國經濟已現下滑征兆，出口、工業增速和企業利潤增速均出現下滑;規模以上工業增加值和企業實現利潤的增速雙雙下滑。然而，由于價格信號的扭曲，電煤價格出現一輪逆勢飆升的行情。國家有關部門此時正忙于“限價”，這直接影響了中央對經濟形勢的判斷。

在銜接會上，冶金、工業用煤的價格已隨行就市做了調整，合同簽訂相當順利;但占“半壁江山”的電煤談判由于煤企的加價要求而破裂。其中最大的原因在于，“市場煤、計劃電”的體制，導致電煤價格脫離了供需關系，煤炭企業已經習慣了到時加價，通過“煤電聯動”將提高的價格傳導給下游——有多高的煤價，根據“成本定價、煤電聯動”的原則，電價都會相應“順出去”。實際上，同時期，以內蒙古為代表的很多地方，電力已供過于求，大量閑置。

談判破裂，再次凸顯進行電價改革和電力體制改革的必要性。電價改革，本應是中國電力體制改革的核心任務。這在2002年中央和國務院批準的電力體制改革方案中，已有明確表述。令人遺憾的是，近年來，電力體制改革陷于停滯，電價改革亦裹足不前。由于“煤電聯動”政策的實施，倒逼電價逐年把煤價“順出去”，導致電價政策在計劃的道路上越走越遠?！懊弘娐搫印睓C制，實質上成了煤炭和電力輪番漲價的機制，成為消費者不斷為之“兜底埋單”的機制。

在上網電價方面，中國近年采取的是平均成本定價。2004年，中國按價區分別確定了各地水火電統一的上網電價水平，并事先向社會公布。新建發電項目實行按區域或省平均成本統一定價，即“標桿電價”(“標桿”是指參照的標準)?！皹藯U電價”政策的出臺，摒棄了2004年以前按照補償個別成本的原則定價的模式，開始按照區域社會平均成本實行統一定價，不再實行一機一價。不過，下一步“競價上網”的改革試點，近年進展并不順利。

電網輸配電價方面，輸配電成本費用不清晰，未能建立有效的電網輸配電成本約束機制，從而導致獨立和合理的輸配電價機制和水平難以確立。其中一個現象是，電網企業降低或變相降低上網電價。某發電集團的統計數據顯示，上網電價每度電比國家確定的“標桿電價”低0.03元左右。而國家電監會的調研情況也表明，電網在銷售電價方面也存在提高、變相提高銷售電價的行為。此外，還存在對自立項目提高標準收費等問題。

雖然國家有關部門近期出臺了“輸配電價標準”，不過，上述問題使得實際執行中，輸配環節所收取的費用要遠高于標準。而跨地區(跨省、跨區域)電能交易價格和峰谷、豐(水)枯(水)電價政策，是電網“盤剝”發電企業的又一途徑。

有關方面的調查表明，跨省的交易規定不明確、不合理，交易中存在著上網電價偏低、電網收取費用偏高的問題;峰谷、豐枯電價政策不盡完善、合理，不同程度地降低了發電企業上網電價水平;新建發電機組試運營期間上網電價較低，不足以彌補變動成本，而且試運行時間普遍較長;此外，可再生能源發電價格、接入工程價格及電價附加補貼支付等政策也還有待研究完善。在銷售環節，銷售電價偏于僵化。這種基于計劃定價的方式，難以有效調節電力供求關系。

近日，國家發改委副主任、能源局局長張國寶撰文指出，金融危機使能源供需矛盾得到緩和，為能源行業“休養生息”、解決一些深層次矛盾提供了重要機遇。事實上，電價的改革也是如此。未來一兩年，將是一個難得的改革契機。

從上網電價看，應當用市場的辦法和力量來解決煤、電價格矛盾，而不是繼續“順出去”;應當加快電力定價機制的改革，讓市場去發現價格，而不是政府人為地確定價格。簡單地說，應用市場倒逼機制來約束煤炭和電力企業加強管理，降低成本，減少對價格調整的預期，這也可以減輕政府的壓力和矛盾。

從輸配電價看，要盡快建立獨立和合理的輸配電價機制;盡快實施電網的主輔分離和主多分離改革，解決輸配電主業、輔業和多經混業經營問題;理清資產和成本，使得輸配電成本真實可控。煤電之爭，看似兩個中國式“卡特爾”的利益沖突，而解決問題的關鍵在于政府能否推進電力改革;其關鍵是實施輸配分開，發電企業與供電企業建立長期協議機制。■

作者為中國能源網信息總監