加快推进电价改革的基本构想
黄少中 国家电监会价格与财务监管部副主任
2013年2月16日
电力体制改革十年来，电价改革一直是最为瞩目的话题之一。新形势下，各方面对于加快推进电价改革的呼声日益强烈。但目前的电价改革，已经进入了攻坚期、深水区，积累了很多矛盾和问题，改革牵涉到深层次的体制机制问题，牵涉到各方面固有利益的调整，推进电价改革决不是一件简单容易的事，会面临很大阻力，可谓“冰冻三尺，非一日之寒”。因此，电价究竟如何改，才能做到“既有动作、有突破，又能减少阻力、风险可控，迈出实质性的步伐”，这是需要我们认真研究思考的问题，也是摆在我们面前的难题，必须谋定而后动。在这个问题上，既要有胆识和勇气，更需要智慧和方法，必须要有全新的思路，选择好突破口。
电价改革与电力发展的关系
（一）电价改革（电价政策）对于促进电力发展有着重要的、不可替代的作用。体现在：一是引导电力投资和消费；二是促进生产、保障供应；三是调节供求关系；四是优化资源配置；五是调整利益关系；六是促进电力市场化改革；七是宏观调控的重要手段。
（二）电力的可持续发展反过来对电价改革（电价政策）提出了新的、更高的要求。体现在：一是总量的发展增长；二是结构的调整优化；三是资源环境的约束；四是应对气候变化的压力；五是节能减排环保的要求；六是经济性及提高效率的要求。
电价机制及电价管理存在的主要问题
电力体制改革十年来，尽管电价改革迈出了一定的步伐,取得了一定的成绩，但不可否认的是,也还存在不少突出的问题。
（一）从电价形成机制看
存在的主要问题是，电价改革步伐缓慢，裹足不前,政府定价依然占据主导地位，未能建立合理的电价形成机制，市场配置资源的作用未能得到应有发挥。属于竞争环节的上网电价和销售电价仍然被严格管制，而具有垄断性质的输配电价却恰恰没有管住，监管乏力，这与既定的改革目标正好相反，形成了“管住两头，中间不管”的局面。表现在：
上网环节：上网电价还是政府定价模式(这在世界上已非常少见)；未能实行市场决定价格的形成机制，煤、电价格体制矛盾突出，上网电价不能与煤炭价格及时足额联动，发电企业经营困难、难以为继。水电价格缺乏明确合理的机制，热电联产价格也不合理，企业更是困难重重，抽水蓄能补尝机制也不合理，电力竞价上网等电力市场试点停滞不前。
输配环节：电网主辅、主多分离改革进展缓慢，输配电成本费用不清晰，输配电成本约束机制未能形成，独立的输配电价机制未能建立，电网企业维持买进卖出、独家经销电量局面，处于绝对垄断地位，与发电企业和电力用户的市场地位严重不对等。由于缺乏独立和合理的输配电价，大用户直购电交易面临诸多困难和阻力，跨地区电能交易也反映出许多问题。
销售环节：销售电价偏于僵化,缺少弹性,未能与上网电价实行及时有效的市场联动，不能充分反映市场供求关系、资源稀缺程度和环境损害成本,难以有效调节电力供求关系。销售电价分类偏多太细，不能反映用户用电特性和供电成本，居民电价偏低,工业电价偏高,各类用户交叉补贴严重，电价制度不尽科学，未能体现公平负担原则，不利于引导用户合理用电，促进资源节约。
（二）从电价政策看
电价政策制定和完善相对滞后，一些电价政策不尽合理也不够完善，带来很多问题和矛盾。比如煤电价格不能及时联动，脱硫电价不尽合理，脱硝电价覆盖面太小且标准太低；跨地区（跨省、跨区域）电能交易价格规定不明确、不合理，交易中存在着上网电价偏低、电网收费环节多、费用偏高的问题；峰谷、丰枯电价政策不尽完善、合理，削峰填谷作用不明显;可再生能源发电价格、接入工程价格及电价附加补贴支付等政策也还存在不少问题，有待研究完善等等。
（三）从电价管理看
电价立法工作缓慢,法制建设严重滞后。政府部门和监管机构电价职责不够清晰，关系不顺。对于垄断的电网企业，监管能力有待提高,监管方式有待改进,监管手段有待强化。对地方政府违反国家电价政策的行为缺乏好的解决办法,纠查力度不够。电价管理过于强化宏观调控作用，弱化了电价的市场调节职能，电价管理权限过于集中，难以及时反映各地实际情况，管理效率有待提高等。
电价改革的必要性及面临的外部环境
（一）改革的必要性
由于电价改革迟缓滞后，缺乏合理的价格形成机制，电价政策、电价管理也存在不少突出问题，造成在很多时候，价格水平扭曲，价格信号失真，给电力工业发展乃至国民经济发展带来许多不利影响。为有利于电力工业健康持续发展，有利于经济发展方式转变，有利于节能减排目标实现，有利于电力市场化改革的推进，有利于增加社会公众对电力改革的信心，必须加快推进电价改革。
（二）改革面临的外部环境
1、有利的条件
一是宏观经济环境相对宽松。去年下半年以来，CPI指数持续下降，PPI指数也维持低位，电力供求缓和，煤价大幅下降，电煤价格已经并轨等，为电价改革提供了相对宽松的外部环境，改革风险、改革阻力、改革成本均会小一些。
二是社会各界对改革非常关注。无论是官员、学者、普通百姓还是媒体、电力企业都非常关注电价改革，对此寄予很高的期望。同时十年电力改革也在一些方面进行了有益探索，积累了一定经验，形成一些共识，为改革提供了良好的舆论氛围，为政府顺势而为，加快推进改革创造了条件。
三是中央党政领导换届为改革提供了新的契机。十八大顺利召开，以及三月份的政府换届已经或必将为改革注入新的活力，营造利好的氛围，为加快改革提供了机遇，提供了可能。
2、阻力和难点
一是对改革的认识还不一致。包括要不要改、怎么改以及改革的方向、重点、路径、步骤等，都还存在不同看法，甚至有很大争议。
二是改革会遇到阻力。主要来自一些不想失去权力和既得利益的部门和企业。要打破固有的利益格局，调整预期利益乃至现有利益，难度将会很大，对此要有足够的认识；而且现行一些部门的职责设置本身就限制了改革的设计和推进。
三是改革存在一定难度。改革本身存在一定的复杂性和风险，尤其是利益作大的调整时，必须有配套措施和解决办法，相应增加了改革的难度，高层难以下决心。
电价改革的主要内容和步骤
（一）改革的目标和思路
改革的目标，一是“放开两头，管住中间”，建立起市场竞争和政府监管相结合的电价形成机制。“放开两头”就是放开发电、售电等属于竞争性环节的价格，“管住中间”就是管住输电、配电等属于自然垄断环节的价格；二是制定并完善有利于电力工业持续协调发展，促进节能环保的电价政策；三是构建规范、透明、高效的电价监管制度。
改革的思路，一是注重寻找牵一发而动全身的改革突破口。电价改革面临的问题很多，任务很重，阻力也不小，可以说是千头万绪，如果不分轻重缓急，难易大小，眉毛胡子一把抓，齐头并进，效果往往不理想，事倍功半，而如果抓住牵一发而动全身的改革突破口、关键点，重点推进，就能事半功倍，取得明显成效。二是注重增量改革，以增量改革带动存量改革，减少阻力和风险。积极推进增量改革，以增量改革带动存量改革，稳妥推进存量优化，是多年来改革的一个重要方法，也是成功的经验，这样做的好处是能够最大范围的凝聚改革共识，减少阻力和风险。三十年多年前改革伊始实行价格“双轨制”，就是对既得利益给予合理照顾，对增量利益则采用改革的办法予以调整，取得了很好的效果。三是先行先试，稳步推进，不急于求成。先行先试，是30多年来改革开放的一条成功经验。电力行业作为国民经济的一个重要基础行业，任何一项改革影响都比较大，同时中国地域辽阔，经济发展不平衡，有许多问题看不准，吃不透，改革风险不可控，这时就必须选择试点，先行先试，探索路子，积累经验，以点带面。看准了再干，可行后再推开，不急于求成。四是迈小步，不停步，不贪大求多。电价改革涉及各方面利益调整，难度较大，在改革中，不能贪大求多，毕其功于一役。只要每年有一至两项实质性的改革得以推进，并取得突破，就能积少成多，五年就能有大的跨越式变化，十年就有望形成合理的电价形成机制。
（二）改革的主要内容和步骤
在电价形成机制方面，依据上述改革思路，按照统筹兼顾、标本兼治、由近及远、由小到大、先易后难、由点带面的原则和步骤，选择六个关键问题为突破口，加快推进电价改革：
1、以煤电价格联动的审批定价改为机制定价为突破口，促进上网电价市场化改革。
煤价并轨，电煤价格全面市场化后，为上网电价市场化创造了条件，上网电价必须加快改革，配套跟进，有所动作，否则，电煤价格市场化改革的效果就会大打折扣。上网电价市场化可以考虑分三步走，近期可保留煤电价格联动政策，但进一步调整完善，包括减少发电企业消化煤价上涨比例，及时足额联动等。在今后几年，将这项政策改造升级。即借鉴石油价格形成机制的做法，国家明确细化煤电价格联动机制办法，由发电企业根据国家规定及市场供求自行决定上网电价并报政府部门备案，不再由政府部门审批，从而实现上网电价由审批定价改为机制定价，电价改革可以迈出实质性的步伐。从长远看，上网电价应完全由市场供求决定，企业自主定价。
2、以加大大用户直购电实施力度为突破口，促进电价和供用电方式的改革。
大用户直购电是一项旨在促进电价改革、增加用户选择权的重要改革，也是目前震动相对较少、阻力也较小的改革，应该成为改革的一个重要抓手和突破口。但由于种种原因，大用户直购电现状是“雷声大雨点小”，实质性进展不大，影响作用还比较小。要想有效做好这项工作，有所突破，重点要解决好以下五个方面的矛盾：
一是大用户直购电与节能减排的矛盾。在选择大用户和确定准入标准时，要坚持节能减排原则，坚持高标准、严要求，必须是符合国家产业政策且能耗达到平均先进水平的高耗能企业和高新技术产业园区，才能准入，而不能演变成简单帮助地方高耗能企业发展的政策措施。
二是市场与审批的矛盾。大用户直购电是顺应市场需求的改革，是一种市场化改革的创新，而不能演变成一种权力，一种审批，一种特许和恩赐。要修改完善现行大用户有关政策规定，改变大用户直购电逐项审批的方式，变成国家颁布有关准入、安全运行，电价标准等规则，符合条件的企业都可以直接进入而不必审批，国家有关部门负责监管规则的执行，进行必要的协调指导。
三是准入与限制的矛盾。要辩证地看待准入与限制的问题，不断完善市场准入机制。改革初期，对准入的标准可设置高一些，进入的企业和电量会少一些，便于把控风险。但到了比较成熟阶段，完全可以放宽准入标准，允许更多的企业进入，加大直接交易的电量，促进改革的深化。
四是合理确定输配电价与妥善解决交叉补贴的矛盾。任何一项改革都会涉及到利益调整，关键是要深入研究分析利益调整的程度大小以及合理的解决办法。实施大用户直购电，要对输配电成本进行深入分析和核算，使电价中存在的交叉补贴显性化、定量化，通过销售电价有升有降结构性调整或者在销售电价附加中明确一部分费用来妥善解决电价交叉补贴问题。
五是市场化改革与地方政府行政干预的矛盾。由于在实施大用户直购电工作中认识上和出发点上存在差异，如何处理好市场化改革与地方政府的行政干预问题也将是大用户直购电实施中的一个难点。应将大用户直购电行为统一规范到国家的文件中来，用市场的、规范的方式和手段来启动市场，拉动负荷，促进经济增长。
3、以存量不变，增量放开为突破口，促进上网电价的“双轨制”改革。
基本的做法是，从某一时点（比如2015年）起，原有发电机组的上网电价维持现有管制方式不变，新投产运行机组的上网电量及价格全面放开，由发电企业和大用户协商确定。这样做的优点在于既实质性地推进了电价改革，有了突破，但影响相对较小，风险基本可控。在过渡期，做细致的研究论证工作，把实施方案做扎实。但实施此项改革的信息可以提前公布，以便电力企业早作准备。
4、以核定临时输配电价格为突破口，促进输配电价格改革。
从长期看：一是清晰资产和成本，使得输配电成本真实可控；二是加强对电网输配成本合理性、合规性的监管，形成有效的成本约束机制；三是在此基础上按成本加成方式确定合理的输配电价。近期，可以采取一种简单易行，既承认现状又激励电网企业的办法，即参考借鉴国家规定的发电企业消化部分煤炭价格上涨因素的做法，将各省级电网企业购销差打九五折（即要求其消化5%的成本费用）作为电网企业临时输配电价，先行公布执行，逐步修正完善，这样做的好处有三：一是解决了信息不对称，短期内难以厘清电网成本、难以核定正式输配电价的问题；二是解决了电网企业长期靠购销价差获得收入，无输配电价标准执行的问题；三是能倒逼电网企业加强成本核算和控制，为强化电网输配电成本监管，正式核定独立输配电价打基础，作过渡。
5、以改变电网独家垄断经销电量为突破口，推进电网经销服务模式的改革。
要尽快改变电网企业买进卖出独家经销电量的做法，只允许其居间服务，输送电量，收取国家规定的过网费，不允许经销电量，促使其公平无岐视地开放电网，向电网服务商模式转变。同时国家要加快核定各种输电费的标准。一是在临时输配电价基础上，尽快过渡到分省分电压等级核定输配电价；二是对跨省跨区输电线路单独核定输电价格，并过渡到分区定价；三是考虑尽快组建全国性的跨区输电公司，对其投资经营的输电线路实行邮票法打捆定价。此外国家要尽快研究调整电网企业经营业绩的考核评价办法，回归其准公益性企业属性，不以盈利为主要目标。
6、以解决电价交叉补贴为突破口，推进销售电价改革。
一是简化销售电价的结构分类。在2013年内，将现行8类销售电价逐步归并为居民生活用电、农业生产用电和工商业及其它用电三类，同一大类中通过不同电压等级和用电负荷特性体现供电成本差异。二是逐步减少销售电价中交叉补贴。逐步将现有各类用户电价间交叉补贴情况公开透明化，将销售电价进行有升有降的结构性调整，由暗补改为明补，尽快研究建立电力社会普遍服务政策。三是推进售电市场全面开放，销售电价在政府监管下基本由市场形成。全面开放电网，引入零售商制度，允许更多的竞争性用户选择供电方；对竞争性和专营用户实行不同的电价形成机制和管理方式。
在电价政策方面，实施以下调整完善措施：
1、在过渡期，对燃煤电厂继续实行标杆上网电价政策并加以完善，要根据机组造价、煤价、设计利用小时对各地区标杆电价进行校核，适当调整。也可考虑针对地区差异实行差别标杆电价政策。
2、研究完善水电上网电价形成机制的政策措施。总体方向是加快推进电力市场化改革，最终形成市场定价机制。过渡期，对于跨省跨区送电的新建水电站，可按照市场倒推机制定价；对当地消纳的新建水电站，可考虑实行分类标杆电价；对老水电站，价格应逐步提高，提价收入主要用于解决移民扶持及库区生态问题；同时应逐步统一同一流域梯级开发的水电上网电价。
3、继续推行和完善可再生能源电价和附加政策。
要根据可再生能源发展变化的情况对电价政策进一步修改完善，最大程度地发挥电价政策的调节导向作用，促进可再生能源健康协调有序发展，同时又尽可能减少销价上涨压力，减少用户的电价负担。主要措施包括：一是修改完善有关上网电价的办法规定；二是提高可再生能源发电接网费用标准，改进定价办法，针对不同的类型工程，采取不同的政策；三是适时适当提高可再生能源电价附加征收标准，弥补补贴资金不足问题；四是研究建立可再生能源发展的辅助服务补偿机制；五是对已定可再生能源上网电价实行动态管理，加快研究建立上网电价逐年降低机制。
4、继续实行并完善节能环保电价政策。
主要措施包括：一是完善和出台脱硫、脱硝电价政策和监管办法，确保国家政策措施执行到位，促进电力行业污染物减排；二是完善工业用户按产业政策实行差别电价政策和超限额能耗惩罚性电价政策，遏制高耗能行业盲目发展，降低能耗水平，促进经济结构调整和产业升级；三是出台和完善节能发电调度经济补偿机制和办法，促进节能发电调度工作的开展；四是完善居民阶梯电价机制，促进居民合理用电、节约用电。
5、继续推行和完善需求侧管理电价政策。
包括峰谷（丰枯）分时电价政策、高可靠性电价和可中断性电价政策等。根据用电负荷变化情况及时调整销售侧峰谷电价、峰枯电价政策，在条件具备的地区，实行尖峰电价政策，促进用户削峰填谷，缓解高峰时段的供需矛盾，提高电力资源利用效率。尤其是在迎峰度夏或者迎峰度冬时，应对部分缺电地区大工业电力用户（包括高耗能企业）实行季节性高峰时段加价及对顶峰发电机组进行加价补贴政策，同时加快制定出台承担调频调峰备用机组的补偿机制。
在改进电价管理方面，重点做好以下工作：
一是加快电价监管立法。要针对电价立法工作缓慢,法制建设严重滞后等问题，尽快出台《能源法》、《电力监管法》，加快《电力法》修改，贯彻落实《电力监管条例》、电价改革方案和电价管理办法，使电价改革和管理尽快走上法制化、科学化、制度化轨道。
二是理顺电价管理关系。目前政府部门和监管机构电价职责不够清晰，关系不顺。要尽快理顺政府有关部门和电力监管机构在电价管理方面的关系，加强合作，共享成果，提高监管效率。
三是改进政府电价管理。多年来电价管理过于强化宏观调控作用，弱化了电价的市场调节职能。同时存在电价管理权限过于集中，难以及时反映各地实际情况，管理效率有待提高等问题。要改变把电价调整当作宏观调控政策工具的做法，回归其微观市场调节职能。加强对电价管理问题的研究，适时将销售电价管理权限下放省级政府。对于垄断的电网企业，要提高监管能力,改进监管方式,强化监管手段，提高监管的效果。
