2015年中国电价机制改革总体发展概况分析及市场展望

    一、电价形成机制的变革迫在眉睫

    产业信息网发布的《2015-2020年中国电力生产市场评估及未来发展趋势研究报告》显示，在业内看来，近年来的电力改革基本处于停滞状态。以1997年国家电力公司成立为起点，电力改革开启破冰之旅。次年电力部撤销，国家电力公司承接原电力部下属的五大区域集团公司、七个省公司和华能、葛洲坝两个直属集团，实施“政企分开”。

    2002年，国务院下发《电力体制改革方案》，启动厂网分离改革，而此后电力市场化进程步履缓慢。国家电监会首任主席柴松岳也曾直言不讳地指出，电力改革起了个头，迈出了第一步，但后来的改革基本停滞。

    从目前市场格局看，有悖电力改革的初衷。“电改初始确定的思路就是厂网分离、主辅分离、输配分开、竞价上网，最终实现市场化的电价形成机制。从当前国家电网和南方电网两大电网集团统购统销、输配售一体化的现状来看，电改的确走了"市场化倒退"之路。”有分析人士表示。

    事实上，近些年来，将电网购售电、调度分离出来的呼声不断。中电联副秘书长欧阳昌裕认为，直购电是必然趋势，但是必须先从体制上进行改革，网售分开，才能保障直购电顺利实施和推广。现在国家颁布的政策是有一些，但其力度不够。体制不改，直购电就根本做不了。

    二、“十一五”时期电价改革情况的回顾

    根据国家发展改革委2005年颁布《电价改革实施办法》（发改价格[2005]514号），我国电价分为上网电价、输配电价和销售电价。受种种因素影响，截止目前，仍没有实行独立输配电价，输配电价通过销售电价与上网电价差价来体现。我国上网电价和销售电价都主要由政府定价，目前仅部分地区开展了电力市场、大用户直购电等市场定价的试点。

    “十一五”期间，上网电价呈上升趋势。据统计，“十一五”国家共进行四次上网电价，2009年，全国平均上网电价为0.382元/千瓦时，比2005年上涨6.14分/千瓦时，年均增长4.5%。2010年国家没有出台电价调整，考虑电源结构变化，预计2010年全国平均上网电价略有增长，达到0.385元/千瓦时，“十一五”年均增长率为3.7%。

    从各类机组类型看，“十一五”期间，水电、煤电及燃气发电平均上网电价逐年上升，其中，燃气发电价格增长最快，“十一五”年均增长12.2%；其次是火电，“十一五”年均增长3.9%；核电电价变化不大；风电电价有所下降，“十一五”年均下降1.6%。

    “十一五”期间，全国平均销售电价也呈逐年上升趋势。2009年，平均销售电价为0.531元/千瓦时（不含政府性基金与附加），“十一五”前四年年均增长率为2.3%。考虑用电结构变化因素，预计2010年全国平均销售电价将上升为0.557元/千瓦时，“十一五”年均增长率为2.8%。

    目前，我国输配电价主要通过电网企业购销差价体现。“十一五”期间，平均输配电价总体呈上升趋势，2010平均输配电价约0.172元/千瓦时，比2005年提高2.5分/千瓦时。在2008、2009年中，由于上网电价与销售电价调整不同步，导致输配电价短期呈下降趋势。

    受资源状况、电源结构、经济发展水平等因素影响，我国各省（自治区、直辖市）电价水平差异很大。最高的为广东和上海，平均销售电价为0.70元/千瓦时，高于平均水平30%；最低的为青海，0.30元/千瓦时，仅为平均水平的57%，不足最高水平的43%。

    三、促进电价改革健康发展的建议

    1、加快推进电力市场化改革，早日实现市场定电价

    一是坚持市场经济基本原则，完善电力市场竞争体制机制。市场经济的基本原则就是市场主体自主决策、充分竞争。电力市场化改革的目标，是实现除输配电业务外的发电企业和电力用户在合理规则下自由选择、市场定价。目前，建议重点加快推广大用户直购电，尽快组建面向中小用户的电力零售企业，推动中长期购售电市场竞争。同时，尽快研究制定短期市场、实时市场及辅助服务市场等的竞争机制，早日启动试点。

    二是加快制定独立输配电价。输配电作为天然垄断环节，无法实行市场定价，建议加快制定独立输配电价，完善价格体系和监管规则，形成电力价格传导机制，为电力市场形成和发展奠定基础。

    三是放松价格管制，助推电力市场发展。建议给予大用户直购电买卖双方充分的自主定价权；将部分发电电价和销售电价定价权由中央政府下放至省级和地市级政府；合理简化销售电价结构，改变现行的按照用户属性制定分类电价做法，实行按电压等级和用电特性制定分类电价，使电价忠实反映用电成本；在不谋取自身利益的前提下，在一定的幅度内，授权电网企业根据电力系统及用电负荷特点、电力供需形势等情况，灵活制定峰谷、丰枯分时电价、高可靠电价等，促进资源优化配置，提高电力系统效率。

    2、合理控制电力成本，提高行业整体效益

    面对宏观调控总体目标、承担气候变化责任、保障经济整体协调发展以及保持经济国内产品国际竞争力等各方面要求，政府主管部门和电力企业都必须看到提高电力系统效率、降低生产成本、控制终端电价的重要性。

    对于政府主管部门，重点从宏观规划、项目核准、电价审批等方面，引导行业发展高效、环保且低成本的发供电能力。例如，同样作为环保和非化石发电手段，核电、水电与风电、太阳能相比，具有发电成本低、运行稳定等明显优势，应当加大核电、水电开发力度。建议进一步扩大“十二五”核电建设目标和布局规模，尽早启动内陆核电建设；在市场定价机制实施前，按地区核定新建水电标杆电价，且不低于当地燃煤电厂标杆电价。

    对于电力企业，需要清醒地认识到成本上涨、价格管制的现实，自觉采取措施，从项目决策、施工建设、生产运行、企业管理等各个环节入手，不断提高效率、控制成本，保障企业健康发展。

    3、建立以价格为核心调控机制，以经济手段促进电力工业节能

    从经济学上角度看，能源资源与空气、水、可用的污染物排放空间等是不同的。在没有政府监管的条件下，空气、水、可用的污染物排放空间等的获取是不需要成本的，但能源资源不同，几乎任何能源资源的获取都需要付出相应的成本，因此节约能源本质上是经济行为，具有理性的企业或个体根据能源资源的成本价格相应采用合理有效的节能措施。所以，必须摒弃以行政手段推动“上大压小”、“节能调度”等不合理政策方向，回归到符合市场经济基本原则上来。

    以行政手段强制发电企业拆除、炸毁尚在经济寿命期的发电机组，不但不符合市场经济原则、造成企业巨大经济损失，而且大量浪费钢材、水泥等原材料，反而加重污染物排放（这方面发电与纺织、水泥甚至钢铁行业都不具有可比性，因为其他行业限锭压产、上大压小有自身技术进步和产品升级的需要，而发电机组的产品是质量相同的电能，不存在产能过剩、产品落后问题）。建议结合资源性商品市场化改革，逐步放开政府对电煤价格管控，合理提高煤炭资源税（或排放税）税率，以合理的煤炭价格促进煤耗高的中小型燃煤机组关停，必要时对关停小机组的企业给予一定的资金补贴。同时，行政手段应重在控制污染物排放，对除CO2以外的SO2、NOx、粉尘和废水等污染物，制定严格排放标准，对不达标企业，则按照法律法规坚决予以关停。

    节能调度以煤耗最低为标准安排机组发电，不符合市场经济以成本价格竞争的核心原则，尽管在目前电力市场机制尚未建立、发电计划人为制定的现实情况下，可能会发挥一定的作用，但从长远看必定会取消。同时，节能调度还会在一定程度上阻碍大用户直供电等符合市场化改革方向措施的实施，因此不宜大范围推广。

    四、“十二五”期间电价改革走势的前景预测

    目前，我国电价总体上沿袭计划经济时代的政府定价，因此，判断“十二五”电价发展趋势，必须以分析三大电价影响因素为基础，即电价管理体制、经济宏观调控和电力供应成本。

    关于电价管理体制。尽管我国实行改革开放政策已有三十多年，启动电力市场改革也有十多年，但是政府而且是中央政府仍然牢牢掌控电价的控制权。造成这种情况的原因有很多，包括国际电力市场化改革出现争议、国内电力市场化改革步伐放缓、电力供应持续紧张、应对气候变化和保证能源安全形势严峻等等。推行电价体制改革必须以电力市场为基础，展望“十二五”，上述羁绊市场化改革的问题依然存在，即便现在决策，五年内最多是进行一些有实质内容的试点和总结，无法全面推广。因此，可以判断，在“十二五”期间，电价仍将保持政府定价为主的局面，在部分地区开展或深化电力市场试点。

    关于电力供应成本。根据上一节的分析，按照合理成本（包括合理利润及税金）计算，“十二五”平均上网电价应为0.48元/千瓦时，比2010年实际电价上涨25%，年均上涨4.5%；平均销售电价0.71元/千瓦时，比2010年实际电价上涨约27%，年均提高约4.6%。

    考虑到电价政府管制和经济宏观调控的因素，预计“十二五”期间，全国上网电价和销售电价总体呈上涨趋势，但不会达到上述合理成本目标。参考“十一五”电价增长情况（销售电价五年增长15%，年均增长2.8%），预计“十二五”平均上网电价可能达到0.44元/千瓦时，平均销售电价可能达到0.64元/千瓦时。