中国电价改革何去何从？

21ic智能电网：中国1996年颁布的《电力法》就规定“同网同质同价”，但这个基本的电价原则在发电领域一直没有执行。中国的发电价格至今都要由审批决定。审批主要内容是成本和利润，成本高的批给高电价，成本低的批给低电价。任何发电企业成本和利润的增加都需申报审批，然后以“宏观调控”的名义在全社会提涨销售电价，称之“顺价”或“疏导电价矛盾”，后都“顺”到电力消费者身上去消化。供电紧缺时急需“顺价”，供电宽松时又是“疏导电价矛盾”的大好时机，所以不论形势好坏，电价走势从来都单边上扬，这违反了市场规律。这是许多地区占全部用电量85%左右的工业和商业用电实际支付的可比价格水平已高于美国等发达国家的原因。

近几年电力业大力呼吁，建议尽快实行“水火同价”。这其实是推行电力价格市场化形成机制的代名词，是建议遵从经济规律，而不是说要把水电价格审批得跟火电价格一样高。

宣传“水火同价”，是在与“电价改革就会导致销售电价上涨”的危言遥相呼应。无独有偶，“改革就会涨价”这个缺乏科学道理的论断，与十年前的“厂网分开就没人投资建电厂了，全国都会严重缺电”的著名警句同出一辙。说穿了，是在用大幅度提涨销售电价的前景，对整个电力行业市场化改革“将军”。

1.不同方式所生产的电力都是商品

各种不同发电方式所生产的电力，都是同样的商品，给使用者带来的效用相同，从消费者那里能够讨到的价格必然就是相同的。因为用户是在消费“电力”这种商品，而不是消费煤炭、天然气、水、核材料等原料。至于成本高低，对从事竞争性业务的企业来说，完全是自己产品竞争力的问题，用不着行政部门管。即使商品成本没有任何变化，也常常会因消费需求变化引起市场价格变化，而与发电方式和成本并无直接关系。如果行政管理者过于热心地为竞争性企业的成本和盈利操心，按照发电方式及其不同成本，分门别类地审批、规定价格，虽然工作既重要又热闹，但违反了经济科学的规律，结果会造成市场供求关系扭曲。

2.上网电价实行同网同质同价

《电力法》中的“上网电价实行同网同质同价”，已经朴素地表达了这个道理。国务院2003年批准的《电价改革方案》，基本思路也是首先对电网企业单独定价，然后放开对发电价格和用电价格的政府管制，让发电企业与电力用户直接进行电力交易，通过讨价还价形成市场价格。这样，电力作为同一种商品，在市场里的价格自然就会是相同的。当然，风电、光伏发电等新能源在一定发展阶段还需要政府在市场价格基础上给予政策扶持。

至于有些电厂因技术特点所限，在发电时间和出力大小方面“不由自主”，不应属于电能质量问题，能够上网运行的电力，物理参数都是相同的。国际上成熟的电力市场并不存在“垃圾电”这类歧视性概念，因为只要实行“分时计价”就可看出，在同一计价时段内，是所有发电机组共同提供的电力电量满足了电力供应，因而该时段内每度电的贡献是相同的，缺一不可。在某一时段，不能说是后加入的那台发电机组才满足了电力负荷需求。所以，“同时同价”比“同质同价”表达更为清晰，因为它更直接地反映出电这种商品在时间过程中稀缺程度的变化。

电力尽管具有“产供用”三个环节在同一瞬时发生的特点，但并不改变某种商品对于消费者的效用相同，其市场价格有相同的科学规律。正是基于这个规律，英、澳、美、欧盟等早已建立了发达的电力市场，有些已经发展到取消电网企业作为单一购买方的“竞价上网”办法，代之以全部电量都由发电商与用电户或配电商签订各类购电合同、自行商定电价的高级阶段。经营输电网络的企业不再被允许“买卖电力”，而只能做“传输电力”业务，这使电力成为一种高度市场化的普通商品，显著地提高了电力系统整体效率和经济性。

中国电力工业市场化改革于2000年前后起步，然而，厂网分开后，电力体制改革的核心任务--电价市场化形成机制改革却止步不前。当今世界上已没有几个国家还像我们一样，在发电和用电环节这样典型的市场竞争领域，仍由行政审批来规定全部发电电价和用电电价，将市场上时刻变化的电力供求关系牢牢罩在审批制度之内。而对该尽快实行政府单独定价单独监管的电网环节，在十年后的今天，却依然处于“全部电力的惟一购买方和销售方”的垄断地位，所有收入都来自发电企业上网电价和终端用户电费之间价差，这是一种落后模式，将我们与世界先进电力管理体制的距离越拉越远。

现在，中国的电价改革“千呼万唤不出来”，电力是商品的概念甚至都开始“被模糊”。改革不进则退，不少水电站被规定，江河里的水，流过不同的水轮机所发出的电量要执行不同的上网电价。在这样的环境下，只有想方设法做大成本去讨要电价了。

现在业界听到多的是：“只要把水电电价提高一两分钱，就能解决许多移民困难。”这种天真的建议的出发点是希望加快水电发展，但客观效果却是夯实计划体制基础，在市场竞争领域内继续对商品价格实行行政管理、依赖官员裁量、按照成本定价的模式。

原能源部老部长黄毅诚在近发表的《核电定价机制必须改革》的文章中谈到：“重要的一条，就是要改变现在核电价格的制定办法，不能谁的造价高，谁就能卖高价电。”因实行按项目的成本审批定价，导致人为抬高工程造价的现象在全国盛行，中国电力行业在上世纪90年代已经历过，常规火电厂每千瓦造价曾经向匪夷所思的8000元攀升!给国家造成了难以估量的巨大经济损失。

3.标杆电价多是过渡性措施：

如果审批确定具有一定代表性的 “分类标杆电价”，比起过去的“一厂一机一价”，似乎是个进步。但关键是，“标杆”仍旧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。所以，“标杆”无法反映市场上时刻变化的电力供需关系。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，发电成本各不相同;水电还准备按各水库的调节性能，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、水冷、空冷、供热、凝汽、常规锅炉、循环流化床锅炉;核电要分新的、老的、进口的、国产的、轻水冷却的、重水冷却的;这么多种标杆电价，还规定了每个省各不相同，标杆总数还需再乘以30……这与过去的“一厂一价”有多大区别?可见，标杆电价多是过渡性措施，是因电价改革滞后“不得已而为之”。还是要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。若将过渡性措施作为常态管理和运行方式，或者用人为制定的、以成本审批为特征的“标杆电价”改头换面代替电价市场化形成机制，实不可取。