电价应当怎么改

业内极为关注的2009年“煤炭产运需衔接会”（下称衔接会）以破裂收场，表明“计划电价”所导致的矛盾和问题，已到了难以调和的地步。从1998年到2008年，电力和煤炭产业经历了两个轮回，而“市场煤”（煤炭市场定价）和“计划电”（电价计划管制）的体制格局依然如故。“煤电矛盾”的不断升级，造成价格信号的严重扭曲，已对中国的经济运行产生了严重影响。

2008年上半年，中国经济已现下滑征兆，出口、工业增速和企业利润增速均出现下滑；规模以上工业增加值和企业实现利润的增速双双下滑。然而，由于价格信号的扭曲，电煤价格出现一轮逆势飙升的行情。国家有关部门此时正忙于“限价”，这直接影响了中央对经济形势的判断。

在衔接会上，冶金、工业用煤的价格已随行就市做了调整，合同签订相当顺利；但占“半壁江山”的电煤谈判由于煤企的加价要求而破裂。其中最大的原因在于，“市场煤、计划电”的体制，导致电煤价格脱离了供需关系，煤炭企业已经习惯了到时加价，通过“煤电联动”将提高的价格传导给下游——有多高的煤价，根据“成本定价、煤电联动”的原则，电价都会相应“顺出去”。实际上，同时期，以内蒙古为代表的很多地方，电力已供过于求，大量闲置。

谈判破裂，再次凸显进行电价改革和电力体制改革的必要性。电价改革，本应是中国电力体制改革的核心任务。这在2002年中央和国务院批准的电力体制改革方案中，已有明确表述。令人遗憾的是，近年来，电力体制改革陷于停滞，电价改革亦裹足不前。由于“煤电联动”政策的实施，倒逼电价逐年把煤价“顺出去”，导致电价政策在计划的道路上越走越远。“煤电联动”机制，实质上成了煤炭和电力轮番涨价的机制，成为消费者不断为之“兜底埋单”的机制。

在上网电价方面，中国近年采取的是平均成本定价。2004年，中国按价区分别确定了各地水火电统一的上网电价水平，并事先向社会公布。新建发电项目实行按区域或省平均成本统一定价，即“标杆电价”（“标杆”是指参照的标准）。“标杆电价”政策的出台，摒弃了2004年以前按照补偿个别成本的原则定价的模式，开始按照区域社会平均成本实行统一定价，不再实行一机一价。不过，下一步“竞价上网”的改革试点，近年进展并不顺利。

电网输配电价方面，输配电成本费用不清晰，未能建立有效的电网输配电成本约束机制，从而导致独立和合理的输配电价机制和水平难以确立。其中一个现象是，电网企业降低或变相降低上网电价。某发电集团的统计数据显示，上网电价每度电比国家确定的“标杆电价”低0.03元左右。而国家电监会的调研情况也表明，电网在销售电价方面也存在提高、变相提高销售电价的行为。此外，还存在对自立项目提高标准收费等问题。

虽然国家有关部门近期出台了“输配电价标准”，不过，上述问题使得实际执行中，输配环节所收取的费用要远高于标准。而跨地区（跨省、跨区域）电能交易价格和峰谷、丰（水）枯（水）电价政策，是电网“盘剥”发电企业的又一途径。

有关方面的调查表明，跨省的交易规定不明确、不合理，交易中存在着上网电价偏低、电网收取费用偏高的问题；峰谷、丰枯电价政策不尽完善、合理，不同程度地降低了发电企业上网电价水平；新建发电机组试运营期间上网电价较低，不足以弥补变动成本，而且试运行时间普遍较长；此外，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有待研究完善。在销售环节，销售电价偏于僵化。这种基于计划定价的方式，难以有效调节电力供求关系。

近日，国家发改委副主任、能源局局长张国宝撰文指出，金融危机使能源供需矛盾得到缓和，为能源行业“休养生息”、解决一些深层次矛盾提供了重要机遇。事实上，电价的改革也是如此。未来一两年，将是一个难得的改革契机。

从上网电价看，应当用市场的办法和力量来解决煤、电价格矛盾，而不是继续“顺出去”；应当加快电力定价机制的改革，让市场去发现价格，而不是政府人为地确定价格。简单地说，应用市场倒逼机制来约束煤炭和电力企业加强管理，降低成本，减少对价格调整的预期，这也可以减轻政府的压力和矛盾。

从输配电价看，要尽快建立独立和合理的输配电价机制；尽快实施电网的主辅分离和主多分离改革，解决输配电主业、辅业和多经混业经营问题；理清资产和成本，使得输配电成本真实可控。煤电之争，看似两个中国式“卡特尔”的利益冲突，而解决问题的关键在于政府能否推进电力改革；其关键是实施输配分开，发电企业与供电企业建立长期协议机制。