唐元：加快推进我国电价机制改革的建议

    
    
    加快推进我国电价改革，建立合理反映能源资源稀缺程度、环境损害成本和供求关系的电价机制，对保障电力安全充足供应，促进经济发展方式转变，支持经济又好又快发展具有重要意义。
    一、电价机制现状
    我国电价机制随着电力工业的发展和电力管理体制的变革不断改进和完善。2003年以来，国务院颁发了《电价改革方案》，国家发改委出台了《电价改革实施办法》，明确了发电、售电价格由市场竞争形成，输配电价格由政府制定的改革方向。但是，受多种原因影响，电价机制改革进展缓慢，电价仍然由政府统一制定。
    上网电价形成机制主要有：一是2004年以前投产的机组，按补偿成本、合理收益的原则核定经营期电价。二是2004年以后新投产的燃煤火电机组，执行按社会平均成本核定的标杆上网电价。三是水力和燃气发电机组仍按经营期核定上网电价。四是跨区跨省送电上网电价除政府定价以外的，可由送电方和受电方协商确定上网电价。同时，为适应电煤价格放开，建立了煤电价格联动机制，平均电煤价格变化幅度超过5％，相应调整上网电价和销售电价；为鼓励可再生能源发展，出台了可再生能源电价补贴制度，对风电、生物质燃料发电等进行补贴；为鼓励燃煤机组实施烟气脱硫，明确了脱硫加价补贴办法，对脱硫上网电量每千瓦时加价1.5分。
    输配电价形成机制的改革方向是逐步按成本加收益方式制定，但目前主要通过购售价差方式体现，按电网结构和电网公司经营管理体制，分为两个层次：一是跨区跨省输电电网，主要由政府定价，部分由企业协商确定；二是省级电网，取决于售电价格和发电价格的差额。
    销售电价主要根据平均上网电价和供电成本的变化调整形成。对不同用户实行分类电价，如居民生活用电、一般工商业用电、大工业用电、农业生产用电等，各类用户电价根据电压等级进行细分，低电压等级的用电价格高一些。计价形式包括单一制电度电价和两部制电价，两部制电价由电度电价和基本电价构成，主要适用于大工业用户。此外，为引导用户合理用电，销售环节引入了峰谷分时和丰枯季节电价，高可靠性和可中断电价等多种计价形式。
    二、现行电价机制存在的问题
    当前，我国依赖资源高投入的粗放型经济发展方式没有从根本上转变，单位国内产值电耗水平较高，其原因是电价机制仍不完善，电价没有及时与电力成本联动，影响了能源节约，导致经济社会发展的能源瓶颈将在较长时期内存在，不利于电力工业协调可持续发展。
    （一）上网电价没有及时反映燃料、投资和脱硫等成本变化，价格信号扭曲
    2008年电价调整仅解决了当年电煤价格涨幅的50%，没有完全疏导2006年煤电联动以来的电煤价格上涨矛盾，导致发电企业普遍亏损，影响了电力正常生产。近年来单机容量大的燃煤电厂投产较多，单位造价大幅下降，发电煤耗持续降低，但标杆上网电价没有及时调整，对发电技术落后和小火电机组的制约作用没有发挥。燃煤机组脱硫成本要求电网公司垫付给发电企业，但在终端销售电价没有及时全额疏导，电力用户没有承担环境资源成本，价格信号扭曲。
    上网电价机制还不能满足鼓励清洁能源发展和资源优化配置的要求。目前以省级范围核定标杆电价，不利于在更大范围优化煤电布局和促进跨区跨省电力交易；大型水电站在发电、航运等综合利用方面的投资分摊政策尚未明确，制约了水电的集约化开发；跨区跨省送电工程按"受电地区平均上网电价扣减输电电价和线损"核定上网电价，没有反映坑口电厂的成本特点，影响外送电力的竞争优势。
    （二）输配电价形成机制尚未落实，电网环节承担上下游价格风险，制约了电网持续健康发展
    尽管电价改革方案明确要建立独立的合理的输配电价形成机制，但目前输配电价仍以购销差价方式体现，电网环节承担了上游购电价格变化和下游售电价格变化的风险。输配电价机制缺乏，导致输配电价水平偏低，电网发展能力严重不足，电网发展严重滞后。2007年国家电网公司平均售电价格532.85元/千千瓦时，平均输配电价136.45元/千千瓦时，占售电单价的比重为25.61%。与国外输配电价约占销售电价50％－60％的比重相比，我国电网环节的电价水平明显偏低。2007年末，我国发电资产占电力资产的比例为65％，电网资产为35％，而国外电源、电网的投资比例普遍约4:6，法国等国家及地区达3:7。我国跨区跨省电网主网架薄弱，技术装备水平低，现有容量不适应负荷增长要求等问题普遍存在，今年雨雪冰冻灾害进一步突显电网抵御大面积严重自然灾害能力明显不足。
    考虑到我国能源资源与负荷需求分布不均衡的基本国情，必须坚持输煤输电并举，实现大范围优化能源资源配置，加快实施"特高压电网，大煤电、大水电、大核电、大可再生能源发电基地（一特四大）"电力发展战略。然而，由于输配电价机制缺乏，每次电价调整都需要多方汇报以争取理解和支持，适当考虑后电网环节电价调整所占比例也非常小，且跨区跨省主网架投资和运行成本难以及时足额传导到省级终端销售电价。2005年以来我国提高销售电价7.7分/千瓦时，仅有0.56分用于缓解电网还本付息问题，只占7%。跨区电网、跨省电网和省级电网还缺乏健全的输配电价体系、定价机制、传导机制和正常的调整机制，各级电网的输配电成本不能合理地传导到终端用户，不仅制约各级电网的持续发展，也严重制约了能源资源更大范围的优化配置。
    （三）销售电价没有合理反映电力生产和供应成本，电价水平偏低，影响节能减排和经济发展方式转变
    2006年，我国工业电价与欧美56个国家比较，处于倒数第9位，居民电价处于倒数第4位。我国电价增长速度较低，2000年以来，全国电价年均增长率4.8%，而同期商品煤、电煤、汽油、柴油、民用液化石油气价格增长率13.6%、10.2%、8.2%、7.1%和8.0%；与欧美56个国家比，我国居民电价增长率处于较低水平，工业电价年均增长率处于偏下水平。
    我国能源价格水平偏低导致资源利用效率较低。2006年，我国GDP约占全球总量的5.48%，却消耗了全球原油9%、电力14%、铝25%、煤炭38%、钢材30%的资源，我国单位GDP能耗水平是OECD国家平均水平的3.38倍，是日本的5.39倍，是美国的3.62倍，甚至是印度的1.38倍。特别是近年来我国单位GDP电耗由降转升，从1999年的1127千瓦时/万元，反弹到2007年的1414千瓦时/万元（2005年不变价），这与我国高耗能、高污染排放、低附加值产品行业，能够依靠低电价获取利润具有密切的关系，严重影响节能减排和经济发展方式转变，危及我国经济社会持续健康发展。
    三、主要建议
    （一）适时疏导电价矛盾，为进一步推进电价机制改革奠定基础
    建议根据电煤价格上涨和电网发展投入，及时调整销售电价，解决电力成本大幅上升问题；根据电力单位造价下降、发电煤耗降低等情况，对燃煤机组标杆电价进行适当调整；及时足额疏导燃煤机组脱硫电价，合理反映电力生产的环境资源成本。
    （二）加快推进电价机制改革，为能源资源优化配置和经济结构调整创造条件
    1、完善有利于能源资源合理布局和结构优化的上网电价机制。上网电价逐步实行按区域制定统一标杆电价，引导电源建设向资源省份转移，促进跨区跨省送电和更大范围资源优化配置，将中西部地区的资源优势转化为经济优势；结合跨区、跨省送电电源成本特性，建立合理的跨省区送电价格形成机制；完善水电价格机制，促进流域水能开发，促进能源结构优化；加大可再生能源补贴力度，促进可再生能源发展。
    2、推进有利于更大范围资源优化配置和电网安全可靠供电的输配电价机制。立足国情，结合电网加快发展需要，建立输配电成本监审办法，合理确定各项核价参数；健全输配电价体系，建立特高压电网和跨区跨省电网的投资回收机制，促进各级电网协调发展；贯彻落实《电价改革方案》，完善成本加收益的输配电价形成机制，解决电网发展滞后问题，保障电力安全可靠供应。
    3、建立有利于促进节能环保目标实现、引导用户合理用电的销售电价机制。建立合理反映能源资源稀缺程度、环境损害成本和电力发展需求的销售电价，实施销售电价与电力生产成本联动；完善季节性电价政策，提高用电高峰季节用电价格；调整两部制电价结构，提高基本电费比重，扩大电压等级价差，简化用电分类价格，引导用户合理用电；加快推行阶梯式居民生活用电价格，稳定基本生活电费支出，促进能源节约。
    (2009年）