文 伟

(重庆市能源投资集团公司生产部，重庆401121)

0 引言

电价是电力体制改革的核心内容，关系到各个方面利益的重新分配，关系到整个电力工业的健康与安全。当前，改革和健全合理的电价形成机制，已经成为推进我国电力市场化体制改革的中心环节和当务之急。《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十个五年计划的建议》明确提出:“深化电力体制改革，逐步实行厂网分开、竞价上网，健全合理的电价形成机制。”因此，对现行电价形成机制中存在的问题进行分析与探讨，无疑具有现实意义。

1 我国现行电价形成机制分析

我国电价长期采用行政审批形式，上网电价、销售电价均由政府直接制定。本文重点对上网电价机制进行探讨。

1.1 上网电价形成机制

2004年前，我国实行“一厂一价、一机一价”的电价机制，即物价局根据电厂投资成本、运行成本、经营期预测等综合因素独立核定电价。2004年，我国首次公布了各地的燃煤机组发电统一的上网电价标准。2006年实施的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》明确了2006年及以后建设的可再生能源发电项目上网电价及费用分摊管理办法，从此结束了我国长期以来实施的“一厂一价、一机一价”的定价机制。当前，我国实施区域差别化的标杆电价政策，通过行政审批，政府直接制定上网电价和销售电价。

标杆电价实现了两个重要突破:一是突破了国家高度集中的行政审批模式，实现了从计划定价过渡到市场定价的一个跨越;二是突破了一机一价的电价定价方法，实现了从个别成本定价过渡到实行社会平均成本定价的一个历史性跨越。标杆电价实施以来，发挥了重要作用:一是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，稳定了投资者的投资预期，为投资决策提供了价格信号;二是促使发电企业加强内部管理，促进发电企业之间的公平竞争;三是为逐步向电力市场过渡奠定了基础。

2007年5月，国家发展改革委和国家环保总局联合下发了《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法(试行)》，提出脱硫标杆电价为1.5分/千瓦时。同时提出，电厂使用的煤炭平均含硫量大于2%或小于0.5%的省(区、市)，脱硫加价标准可单独制定。2009年11月，国家发展改革委下达《关于调整华中电网电价的通知》(发改价格［2009］2925号)，将重庆市脱硫电价提高到2分/千瓦时。而重庆市电煤平均含硫在3%以上，根据测算，重庆市每度电脱硫成本在4分左右。2012年1月1日起，国家对安装并正常运行脱硝装置的燃煤电厂试行0.8分/千瓦时的脱硝电价，虽然该配套电价不足以弥补脱硝成本，毕竟开创了国家科学管理电价的示范模式。

1.2 销售电价形成机制

销售电价由政府主管部门制定。2005年，发展改革委出台《销售电价管理暂行办法》，销售电价按居民生活用电、农业生产用电、工商业及其他用电分为三类，每类又按电压等级定价。居民生活和农业生产用电，以各电压等级平均电价为基础，并保持相对稳定;工商业及其它用电，则按电价等级的平均电价加上分摊居民电价与平均电价的价差决定，并与上网电价建立联动机制。

2 现行电价形成机制中的弊端

2.1 电力垄断的问题并没有得到彻底的解决

现行电价的不合理，归根到底，是电力市场的不合理所致。目前的电力市场改革，事实上是将原来的国家电力公司一家垄断变为国家电网公司、南方电网公司两家的寡头垄断，虽然它们之间也存在着一定程度的竞争，但这对市场发展的促进作用有限。2002年，国务院以国发［2002］5号文件下发《电力体制改革方案》，坚持政企分开、厂网分开、主辅分开、输配分开的电力工业改革方向，要求打破垄断，引入竞争，建立社会主义市场经济体制。但此后几年的改革进程表明，除了拆分国家电网公司达到厂网分离，在发电侧实现形式上的市场竞争外，在主辅分开、主多分离、输配分开方面均无建树。两大电网公司还在不断收购剩余的地方电网，在输电、配电等销售侧垄断力量却更加巩固。2009年，国家电网以1641.36亿美元的营业收入，位列《财富》世界500强排行榜上的第15位(中国的第3位)。而同期，五大发电集团资产负债率均已超过85%，面临连续亏损的尴尬局面。

2.2 电力价格形成机制不合理

电价改革与电力体制改革两者相互影响相互制约。电力体制改革为电价提供了改革基础，而电价改革的顺利进展是电力体制改革成功的重要条件。这几年电价改革进展不快的根本原因，还是由于电力体制改革不够彻底造成的。发电环节竞价上网始终不能进入实质性竞争，一个重要影响因素是当前电网企业有很多直属发电厂，以及其它很多国有发电厂。这些发电厂各自形成独立的价格，电网企业的很多辅业也还没有完全剥离出去，与配电公司也没有完全分开，这些都影响了独立电价的形成。目前我国电价虽然实行了标杆电价，但管理体制是由国家主管部门审批管理电价，地方主管部门协助管理。而地方价格主管部门隶属于地方政府，很难协调各方面的关系，因此国家的有些电价政策难以落实。另外，上网标杆电价缺乏形成竞争的基础，无法反映市场需求和发电企业实际成本。

2.3 监管缺位

我国电力市场建设目前并不完整，只有运动员没有裁判员，缺少市场的监管者。根据国务院授权，行使行政执法职能，依照法律、法规统一履行全国电力监管职责的国家电力监管委员会(简称电监会)，却无法正常行使电价监管的两个核心内容——定价权和处罚权。电监会目前除了安全监管和部分统筹协调事宜外，被广泛关注的“电力市场建设”也仅侧重于建设已走向市场的发电环节，与证监会、银监会、保监会等的“大监管”相差甚远，发改委、国资委、财政部将电力行业实质职权分而治之，国发［2002］5号文中所赋予电监会的权限也大多存于纸面，这对其监管的效果和权威性产生了直接的影响。

3 改革和健全电价形成机制的对策探讨

3.1 政府主导，立法先行

电力市场化改革，首先需要政府部门研究制定有关支持政策或法律法规，这是由电力工业在整个国民经济中的重要地位所决定的。改革就是调整生产关系以适应生产力发展的需要，必然要涉及到权力和利益的再分配，也因此必然会遭遇到种种阻力。因此，改革必须在政府的统一领导协调下进行。虽然国外先立法、后改革的经验，在我国目前情况下很难照搬，但是我们应该将立法的意识贯彻于电力改革的全过程，才能保证改革的顺利进行。在这方面，还需要做很多工作。一直以纲领性文件指导电力改革的国发［2002］5号文件，只是高层的决策而非正式的法律法规。1996年颁布的《电力法》现在看来显然已经落伍了，2003年颁布的《电力监管条例》只能是一个过渡的产物，出台新的《电力法》势在必行。

3.2 深化电力体制改造，彻底打破垄断

中国政法大学资本研究中心主任刘纪鹏指出:“最大的垄断是行政垄断，电价不脱离行政制定，电力改革就将无法取得突破”。要坚决执行国发［2002］5号文件精神，坚持政企分开、厂网分开、主辅分开、输配分开的电力工业改革方向。从体制上将电力市场的三个重要环节(发电、输电、配电)彻底分离，这是电力体制改革的核心问题。当前，发电侧形成了良好的竞争局面，但输电、配电均由电网公司控制，无法形成竞争局面。只有实现了发电、输电、配电三个环节的独立运行，在配售电侧也形成竞争性市场，国网主体演变为公益性的输电网络，输电环节仅负责电力高压或超高压输送，配电环节仅承担向终端用户配电，这样，用户可通过输电、配电网络，直接选择发电厂，才能在真正意义上实现竞价上网。

3.3 实行煤电价格联动政策

近年来，国家在能源价格体系中实行市场煤价、计划电价的政策。而在煤炭价格大幅翻倍上涨的同时，标杆电价仅做了几次微调，因此直接形成火电厂大面积亏损的局面，火电企业燃料成本比重已占到发电成本的70%左右。目前，发电厂已经在电力体制改造中脱离垄断成为市场经济竞争性企业，因此，上网电价也应实行市场价格体系，容许电价跟随煤价市场波动，同时宏观调控波动范围，比照石油价格调整模式，根据电煤价格变化超过一定比例时及时调整上网电价，让煤电价格联动常态化。

3.4 继续足额配套出台环保电价

“十二五”期间，火电企业基于节能减排的形势，将面临更大的压力。节能减排，利国利民，不仅仅是发电企业的责任，更是全社会的责任。我国于2012年1月1日起实施的《火电厂大气污染物排放标准》，大幅提高了火电厂污染物排放要求，对本已不堪负重的火电企业来说，可以说是雪上加霜。因此，足额配套环保电价，已是迫在眉睫。火电厂在燃煤发电的过程中，需进行脱硫、除尘、脱硝等处理，其发生的环保投资和运行费用应当计入电价。当前，我国虽然对脱硫、脱硝电价实现配套，但配套额度依然不足，建议继续完善配套电价体制，足额配套脱硫、脱硝、除尘等环保配套电价。

3.5 继续加大跨省、跨区域电力市场交易和大用户直供交易

目前，我国电力市场竞争主要限于发电侧，并且局限在各个省内进行，这不利于市场的有效竞争和长远发展。但建立区域电力市场后，不仅可以打破省间壁垒，优化电力资源配置，让电价进一步走向市场化，最重要的是能解决各省份的电量紧张问题。虽然跨省、跨区域进行电力交易已经起步，但无论在面上还是量上都有很大的发展空间。重庆市2009年的跨省、跨区交易仅限于华中区域，跨省、跨区交易电量仅占重庆用电量的1.8%(国家计划除外)。国家正在试点地区试行大用户直供电方式，并逐步向全国推广。

［1］ 葛茂才.加强电价政策研究，提高发电企业效益［J］.电力生产管理，2010，(12).

［2］ 章顺华.我国电力市场改革现状与思考［J］.商场现代化，2007，(11).

［3］ 杜松怀.电力市场［M］.北京:中国电力出版社，2007.